Differentialschutz 3 7UT6 4 A - Automation-Berlin...Vorwort 7UT6 Handbuch iii C53000–G1100–C160–1 •Schulung in Erster Hilfe. Typografische und Zeichenkonventio-nen Zur Kennzeichnung

C53000–G1100–C160–1

SIPROTEC

Differentialschutz7UT6V4.0

Handbuch

7UT6137UT6337UT635

1 2 3 4 A

Haftungsausschluss

Wir haben den Inhalt der Druckschrift auf Übereinstim-mung mit der beschriebenen Hard- und Software geprüft. Dennoch können Abweichungen nicht ausgeschlossen werden, so dass wir für die vollständige Übereinstim-mung keine Gewähr übernehmen.

Die Angaben in diesem Handbuch werden regelmäßig überprüft, und notwendige Korrekturen sind in den nach-folgenden Auflagen enthalten. Für Verbesserungsvor-schläge sind wir dankbar.

Technische Änderungen bleiben, auch ohne Ankündi-gung, vorbehalten. 4.00.05

Copyright

Copyright © Siemens AG 2003. All rights reserved.

Weitergabe und Vervielfältigung dieser Unterlage, Verwertung und Mittei-lung ihres Inhalts ist nicht gestattet, soweit nicht ausdrücklich zugestanden. Zuwiderhandlungen verpflichten zu Schadenersatz. Alle Rechte vorbehal-ten, insbesondere für den Fall der Patenterteilung oder GM–Eintragung.

Eingetragene Marken

SIPROTEC, SINAUT, SICAM und DIGSI sind eingetragene Marken der SIEMENS AG. Die übrigen Bezeichnungen in diesem Handbuch können Marken sein, deren Benutzung durch Dritte für deren Zwecke die Rechte der Inhaber verletzen können.

Siemens Aktiengesellschaft Buch-Nr. C53000–G1100–C160–1

Vorwort

Zweck des Hand-buchs

Dieses Handbuch beschreibt die Anwendungen, Funktionen, Montage und Inbetrieb-setzung des Gerätes. Insbesondere finden Sie:

• Beschreibung der Gerätefunktionen und Einstellmöglichkeiten → Kapitel 2;

• Hinweise zur Montage und Inbetriebsetzung → Kapitel 3;

• Zusammenstellung der Technischen Daten → Kapitel 4;

• sowie eine Zusammenfassung der wichtigsten Daten für den erfahreneren Anwen-der im Anhang.

Allgemeine Angaben zur Bedienung und Projektierung von SIPROTEC® 4 Geräten entnehmen Sie bitte dem SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151).

Zielgruppe Schutzingenieure, Inbetriebsetzer, Personen, die mit der Einstellung, Prüfung und Wartung von Selektivschutz-, Automatik- und Steuerungseinrichtungen betraut sind und Betriebspersonal in elektrischen Anlagen und Kraftwerken.

Gültigkeitsbereich des Handbuchs

Dieses Handbuch ist gültig für: Differentialschutz SIPROTEC® 7UT6; Firmware-Ver-sion 4.0.

Weitere Normen IEEE C37.90.*

Weitere Unterstützung

Bei Fragen zum System SIPROTEC® 4 wenden Sie sich bitte an Ihren Siemens-Ver-triebspartner.

Angaben zur Konformität

Das Produkt entspricht den Bestimmungen der Richtlinie des Rates der Europäischen Gemeinschaften zur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über die elektromagnetische Verträglichkeit (EMV-Richtlinie 89/336/EWG) und betreffend elektrische Betriebsmittel zur Verwendung innerhalb bestimmter Spannungsgrenzen (Niederspannungsrichtlinie 73/23/EWG).

Diese Konformität ist das Ergebnis einer Prüfung, die durch die Siemens AG gemäß Artikel 10 der Richtlinie in Übereinstimmung mit den Fachgrundnormen EN 50081 und EN 61000–6–2 für die EMV-Richtlinie und der Norm EN 60255–6 für die Nieder-spannungsrichtlinie durchgeführt worden ist.

Das Erzeugnis steht im Einklang mit der internationalen Norm der Reihe IEC 60255 und der nationalen Bestimmung VDE 0435.

i7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Vorwort

Kurse Das individuelle Kursangebot entnehmen Sie bitte unserem Kurskatalog oder erfra-gen Sie bei unserem Trainingscenter in Nürnberg.

Hinweise und War-nungen

Die Hinweise und Warnungen in diesem Handbuch sind zu Ihrer Sicherheit und einer angemessenen Lebensdauer des Gerätes zu beachten.

Folgende Signalbegriffe und Standarddefinitionen werden dabei verwendet:

GEFAHR bedeutet, dass Tod, schwere Körperverletzung oder erheblicher Sachschaden eintre-ten werden, wenn die entsprechenden Vorsichtsmaßnahmen nicht getroffen werden.

Warnung bedeutet, dass Tod, schwere Körperverletzung oder erheblicher Sachschaden eintre-ten können, wenn die entsprechenden Vorsichtsmaßnahmen nicht getroffen werden.

Vorsicht bedeutet, dass eine leichte Körperverletzung oder ein Sachschaden eintreten kann, wenn die entsprechenden Vorsichtsmaßnahmen nicht getroffen werden. Dies gilt ins-besondere auch für Schäden am oder im Gerät selber und daraus resultierende Fol-geschäden.

Hinweis ist eine wichtige Information über das Produkt oder den jeweiligen Teil des Handbu-ches, auf die besonders aufmerksam gemacht werden soll.

QUALIFIZIERTES PERSONAL

im Sinne dieses Handbuches bzw. der Warnhinweise auf dem Produkt selbst sind Personen, die mit Aufstellung, Montage, Inbetriebsetzung und Betrieb des Gerätes vertraut sind und über die ihrer Tätigkeit entsprechenden Qualifikationen verfügen, wie z.B.

• Ausbildung und Unterweisung bzw. Berechtigung, Geräte/Systeme gemäß den Standards der Sicherheitstechnik ein- und auszuschalten, zu erden und zu kenn-zeichnen.

• Ausbildung oder Unterweisung gemäß den Standards der Sicherheitstechnik in Pflege und Gebrauch angemessener Sicherheitsausrüstung.

Warnung! Beim Betrieb elektrischer Geräte stehen zwangsläufig bestimmte Teile dieser Geräte unter gefährlicher Spannung. Es können deshalb schwere Körperverletzung oder Sachschaden auftreten, wenn nicht fachgerecht gehandelt wird.

Nur entsprechend qualifiziertes Personal soll an diesem Gerät oder in dessen Nähe arbeiten. Dieses muss gründlich mit allen Warnungen und Instandhaltungsmaßnah-men gemäß diesem Handbuch sowie mit den Sicherheitsvorschriften vertraut sein.

Der einwandfreie und sichere Betrieb des Gerätes setzt sachgemäßen Transport, fachgerechte Lagerung, Aufstellung und Montage, sowie sorgfältige Bedienung und Instandhaltung unter Beachtung der Warnungen und Hinweise des Handbuches vor-aus.

Insbesondere sind die Allgemeinen Errichtungs- und Sicherheitsvorschriften für das Arbeiten an Starkstromanlagen (z.B. DIN, VDE, EN, IEC oder andere nationale und internationale Vorschriften) zu beachten. Nichtbeachtung können Tod, Körperverlet-zung oder erheblichen Sachschaden zur Folge haben.

ii 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Vorwort

• Schulung in Erster Hilfe.

Typografische und Zeichenkonventio-nen

Zur Kennzeichnung von Begriffen, die im Textfluss wörtliche Informationen des Gerä-tes oder für das Gerät bezeichnen, werden folgende Schriftarten verwendet:

, also Bezeichner für Konfigurations- und Funktionsparameter, die im Display des Gerätes oder auf dem Bildschirm des Personalcomputers (mit DIGSI®) wörtlich erscheinen, sind im Text durch Fettdruck in Monoschrift (gleichmäßige Zei-chenbreite) gekennzeichnet. Das gleiche gilt für Überschriften von Auswahlmenüs.

, also mögliche Einstellungen von Textparametern, die im Dis-play des Gerätes oder auf dem Bildschirm des Personalcomputers (mit DIGSI®) wört-lich erscheinen, sind im Text zusätzlich kursiv geschrieben. Das gleiche gilt für Optio-nen in Auswahlmenüs.

„“, also Bezeichner für Informationen, die das Gerät ausgibt oder von an-deren Geräten oder Schaltmitteln benötigt, sind im Text in Monoschrift (gleichmäßige Zeichenbreite) geschrieben und zusätzlich in Anführungszeichen gesetzt.

In Zeichnungen und Tabellen, in denen sich die Art des Bezeichners aus der Darstel-lung von selbst ergibt, kann von vorstehenden Konventionen abgewichen sein.

Folgende Symbolik ist in Zeichnungen verwendet:

Im übrigen werden weitgehend die Schaltzeichen gemäß IEC 60617–12 und IEC 60617–13 oder daraus hergeleitete verwendet. Die häufigsten Symbole sind fol-gende:

und den möglichen Zuständen und

UL1–L2

Erdfehler geräteinternes logisches Eingangssignal

Erdfehler geräteinternes logisches Ausgangssignal

eingehendes internes Signal einer analogen Größe

>Freigabeexternes binäres Eingangssignal mit Funktionsnummer FNr

Ger. Aus externes binäres Ausgangssignal mit Funktionsnummer FNr

ParameteradresseParametername

Parameterzustände

Beispiel eines Parameterschalters mit der Adresse

(Binäreingabe, Eingangsmeldung)

(Meldung des Gerätes)

FNr

FNr

analoge Eingangsgröße

≥1 ODER-Verknüpfung von Eingangsgrößen

& UND-Verknüpfung von Eingangsgrößen

Invertierung des Signals

iii7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Vorwort

=1Exklusives ODER (Antivalenz): Ausgang aktiv, wenn nur einer der Eingänge aktiv ist

=Koinzidenz: Ausgang aktiv, wenn beide Eingänge gleichzeitig aktiv oder inaktiv sind

≥1 Dynamische Eingangssignale (flankengesteuert) oben mit positiver, unten mit negativer Flanke

Bildung eines analogen Ausgangssignalsaus mehreren analogen Eingangssignalen

Iph>

Grenzwertstufe mit Parameteradresse und Parameternamen

0T

Zeitglied (Ansprechverzögerung T, einstellbar) mit Parameteradresse und Parameternamen

0 TZeitglied (Rückfallverzögerung T, nicht einstellbar)

T Flankengesteuerte Zeitstufe mit der Wirkzeit T

S

R

Q Statischer Speicher (RS-Flipflop) mit Setzeingang (S), Rücksetzeingang (R), Ausgang (Q) und invertiertem Ausgang (Q)Q

iv 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

Vorwort .................................................................................................................................................. i

Inhaltsverzeichnis................................................................................................................................ v

1 Einführung............................................................................................................................................ 1

1.1 Gesamtfunktion ...................................................................................................................... 2

1.2 Anwendungsbereiche............................................................................................................. 5

1.3 Eigenschaften ........................................................................................................................ 7

2 Funktionen ......................................................................................................................................... 13

2.1 Allgemeines.......................................................................................................................... 14

2.1.1 Konfiguration des Funktionsumfangs ................................................................................... 152.1.1.1 Parameterübersicht .............................................................................................................. 18

2.1.2 Topologie des Schutzobjektes (Anlagendaten 1) ................................................................. 20

2.1.3 Allgemeine Anlagendaten (Anlagendaten 1) ........................................................................ 36

2.1.4 Zuordnung der Schutzfunktionen zu den Messstellen/Seiten.............................................. 49

2.1.5 Leistungsschalterdaten (Anlagendaten 1) ............................................................................ 52

2.1.6 Parameterübersicht .............................................................................................................. 54

2.1.7 Informationsübersicht ........................................................................................................... 65

2.1.8 Einstellgruppen..................................................................................................................... 662.1.8.1 Parameterübersicht ............................................................................................................. 662.1.8.2 Informationsübersicht .......................................................................................................... 67

2.1.9 Allgemeine Schutzdaten (Anlagendaten 2) .......................................................................... 672.1.9.1 Parameterübersicht .............................................................................................................. 682.1.9.2 Informationsübersicht ........................................................................................................... 70

2.2 Differentialschutz .................................................................................................................. 73

2.2.1 Funktionsbeschreibung des Differentialschutzes ................................................................. 73

2.2.2 Differentialschutz für Transformatoren ................................................................................. 83

2.2.3 Differentialschutz für Generatoren, Motoren und Längsdrosseln ......................................... 90

2.2.4 Differentialschutz für Querdrosseln ...................................................................................... 92

2.2.5 Differentialschutz für Kleinsammelschienen und kurze Leitungen ....................................... 92

2.2.6 Einphasiger Differentialschutz für Sammelschienen ............................................................ 94

2.2.7 Einstellhinweise .................................................................................................................... 99

2.2.8 Parameterübersicht ............................................................................................................ 104

2.2.9 Informationsübersicht ......................................................................................................... 105

v7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

2.3 Erdfehlerdifferentialschutz .................................................................................................. 108

2.3.1 Funktionsbeschreibung....................................................................................................... 110

2.3.2 Einstellhinweise .................................................................................................................. 115



2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme .............................................................. 118

2.4.1 Funktionsbeschreibung....................................................................................................... 1182.4.1.1 Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) ........................................................................ 1182.4.1.2 Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)............................................................................. 1212.4.1.3 Hand-Einschaltung ............................................................................................................. 1242.4.1.4 Dynamische Ansprechwertumschaltung............................................................................. 1242.4.1.5 Einschaltstabilisierung ........................................................................................................ 1252.4.1.6 Schneller Sammelschienenschutz durch rückwärtige Verriegelung................................... 126

2.4.2 Einstellhinweise .................................................................................................................. 1272.4.2.1 Phasenstromstufen............................................................................................................. 1282.4.2.2 Nullstromstufen................................................................................................................... 134



2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom) ........................................................ 144

2.5.1 Funktionsbeschreibung....................................................................................................... 1442.5.1.1 Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) ........................................................................ 1442.5.1.2 Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)............................................................................. 1462.5.1.3 Hand-Einschaltung ............................................................................................................. 1482.5.1.4 Dynamische Ansprechwertumschaltung............................................................................. 1482.5.1.5 Einschaltstabilisierung ........................................................................................................ 149




2.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz...................................... 156





2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz ....................................................................................... 161


2.7.2 Hochimpedanz-Differentialschutz ....................................................................................... 163

2.7.3 Kesselschutz....................................................................................................................... 165




vi 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

2.8 Schieflastschutz ................................................................................................................. 171

2.8.1 Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 1712.8.1.1 Unabhängige Stufen (UMZ)................................................................................................ 1712.8.1.2 Abhängige Stufe (AMZ)...................................................................................................... 172




2.9 Thermischer Überlastschutz............................................................................................... 180

2.9.1 Überlastschutz mit thermischem Abbild ............................................................................. 180

2.9.2 Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativen Alterung.............................................. 183




2.10 Thermoboxen für Überlasterkennung................................................................................. 192

2.10.1 Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 192




2.11 Übererregungsschutz ......................................................................................................... 200





2.12 Leistungsschalterversagerschutz ....................................................................................... 206





2.13 Externe Einkopplungen ...................................................................................................... 213





vii7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

2.14 Überwachungsfunktionen ................................................................................................... 216

2.14.1 Funktionsbeschreibung....................................................................................................... 2162.14.1.1 Hardware-Überwachungen................................................................................................. 2162.14.1.2 Software-Überwachungen .................................................................................................. 2172.14.1.3 Überwachungen der Messgrößen ...................................................................................... 2172.14.1.4 Auslösekreisüberwachung.................................................................................................. 2202.14.1.5 Fehlerreaktionen................................................................................................................. 2222.14.1.6 Sammelmeldungen............................................................................................................. 2242.14.1.7 Parametrierfehler ................................................................................................................ 226




2.15 Funktionssteuerung ............................................................................................................ 232

2.15.1 Anregelogik des Gesamtgerätes ........................................................................................ 232

2.15.2 Auslöselogik des Gesamtgerätes ....................................................................................... 233




2.16 Freischalten, Beobachtungshilfen....................................................................................... 236


2.16.2 Informationsliste.................................................................................................................. 238

2.17 Zusatzfunktionen ................................................................................................................ 240

2.17.1 Meldeverarbeitung.............................................................................................................. 2402.17.1.1 Allgemeines ........................................................................................................................ 2402.17.1.2 Betriebsmeldungen............................................................................................................. 2422.17.1.3 Störfallmeldungen............................................................................................................... 2422.17.1.4 Spontane Meldungen ......................................................................................................... 2432.17.1.5 Generalabfrage................................................................................................................... 2432.17.1.6 Schaltstatistik...................................................................................................................... 243

2.17.2 Betriebsmessung................................................................................................................ 244

2.17.3 Störwertspeicherung........................................................................................................... 251




2.18 Befehlsbearbeitung............................................................................................................. 260

2.18.1 Befehlstypen....................................................................................................................... 260

2.18.2 Ablauf im Befehlspfad......................................................................................................... 261

2.18.3 Schaltfehlerschutz .............................................................................................................. 2622.18.3.1 Verriegeltes/entriegeltes Schalten ..................................................................................... 262

2.18.4 Befehlsprotokollierung/-quittung......................................................................................... 265


viii 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

3 Montage und Inbetriebsetzung....................................................................................................... 267

3.1 Montage und Anschluss ..................................................................................................... 268

3.1.1 Montage ............................................................................................................................. 268

3.1.2 Anschlussvarianten ............................................................................................................ 273

3.1.3 Anpassung der Hardware................................................................................................... 2773.1.3.1 Allgemeines........................................................................................................................ 2773.1.3.2 Demontage des Gerätes .................................................................................................... 2793.1.3.3 Schaltelemente auf Leiterplatten ........................................................................................ 2823.1.3.4 Schnittstellenmodule .......................................................................................................... 2953.1.3.5 Zusammenbau des Gerätes............................................................................................... 299

3.2 Kontrolle der Anschlüsse.................................................................................................... 300

3.2.1 Kontrolle der Datenverbindung der seriellen Schnittstellen................................................ 300

3.2.2 Kontrolle der Anlagenanschlüsse....................................................................................... 302

3.3 Inbetriebsetzung................................................................................................................. 305

3.3.1 Testbetrieb und Übertragungssperre ein- und ausschalten ............................................... 306

3.3.2 Zeitsynchronisationsschnittstelle prüfen............................................................................. 306

3.3.3 Systemschnittstelle testen .................................................................................................. 307

3.3.4 Schaltzustände der binären Ein-/Ausgänge prüfen............................................................ 309

3.3.5 Überprüfung der Einstellkonsistenz.................................................................................... 311

3.3.6 Prüfungen für den Leistungsschalterversagerschutz ......................................................... 314

3.3.7 Symmetrische Stromprüfung (dreiphasig) am Schutzobjekt .............................................. 316

3.3.8 Nullstromprüfung am Schutzobjekt..................................................................................... 324

3.3.9 Prüfungen für den Sammelschienenschutz........................................................................ 329

3.3.10 Prüfung für nicht zugeordnete 1-phasige Stromeingänge.................................................. 331

3.3.11 Überprüfung der Spannungsanschlüsse ............................................................................ 332

3.3.12 Anwenderdefinierbare Funktionen...................................................................................... 334

3.3.13 Prüfung der Stabilität und Anlegen eines Test-Messschriebes .......................................... 335

3.4 Bereitschalten des Gerätes ................................................................................................ 337

4 Technische Daten ............................................................................................................................ 339

4.1 Allgemeine Gerätedaten..................................................................................................... 340

4.1.1 Analoge Eingänge .............................................................................................................. 340

4.1.2 Hilfsspannung..................................................................................................................... 340

4.1.3 Binäre Ein- und Ausgänge ................................................................................................. 341

4.1.4 Kommunikationsschnittstellen ............................................................................................ 342

4.1.5 Elektrische Prüfungen ........................................................................................................ 346

4.1.6 Mechanische Prüfungen..................................................................................................... 348

4.1.7 Klimabeanspruchungen...................................................................................................... 349

4.1.8 Einsatzbedingungen........................................................................................................... 349

4.1.9 Konstruktive Ausführungen ................................................................................................ 350

ix7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

4.2 Differentialschutz ................................................................................................................ 351

4.2.1 Allgemein............................................................................................................................ 351

4.2.2 Transformatoren ................................................................................................................. 352

4.2.3 Generatoren, Motoren, Drosseln ........................................................................................ 354

4.2.4 Sammelschienen, kurze Leitungen..................................................................................... 355

4.3 Erdfehlerdifferentialschutz .................................................................................................. 356

4.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme .............................................................. 357

4.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom) ........................................................ 364

4.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz...................................... 365

4.7 Einphasiger Überstromzeitschutz ....................................................................................... 366

4.8 Schieflastschutz.................................................................................................................. 367

4.9 Thermischer Überlastschutz ............................................................................................... 368

4.9.1 Überlastschutz mit thermischem Abbild.............................................................................. 368

4.9.2 Heißpunktberechnung mit Lebensdauerermittlung............................................................. 370

4.10 Thermoboxen für Überlastschutz........................................................................................ 370

4.11 Übererregungsschutz ......................................................................................................... 371

4.12 Leistungsschalterversagerschutz ....................................................................................... 373

4.13 Externe Einkopplungen....................................................................................................... 373

4.14 Überwachungsfunktionen ................................................................................................... 374

4.15 Zusatzfunktionen ................................................................................................................ 375

4.16 Abmessungen..................................................................................................................... 378

A Anhang.............................................................................................................................................. 383

A.1 Bestelldaten und Zubehör .................................................................................................. 384

A.1.1 Differentialschutz 7UT613 für 3 Messstellen ...................................................................... 384

A.1.2 Differentialschutz 7UT633 und 7UT635 für 3 bis 5 Messstellen......................................... 386

A.1.3 Zubehör .............................................................................................................................. 388

A.2 Übersichtspläne.................................................................................................................. 391

A.2.1 Gehäuse für Schalttafel- und Schrankeinbau..................................................................... 391

A.2.2 Gehäuse für Schalttafelaufbau ........................................................................................... 395

A.3 Anschlussbeispiele ............................................................................................................. 400

A.4 Zuordnung der Schutzfunktionen zu Schutzobjekten ......................................................... 416

A.5 Voreinstellungen................................................................................................................. 417

A.6 Protokollabhängige Funktionen ......................................................................................... 422

A.7 Parameterübersicht ............................................................................................................ 423

x 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

A.8 Informationslisten ............................................................................................................... 453

A.9 Messwertliste ..................................................................................................................... 479

Index ................................................................................................................................................. 485

xi7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Inhaltsverzeichnis

xii 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Einführung 1In diesem Kapitel wird Ihnen das Gerät SIPROTEC® 7UT6 vorgestellt. Sie erhalten ei-nen Überblick über Anwendungsbereiche, Eigenschaften und Funktionsumfang des 7UT6.

1.1 Gesamtfunktion 2

1.2 Anwendungsbereiche 5

1.3 Eigenschaften 7

17UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1 Einführung

1.1 Gesamtfunktion

Der digitale Differentialschutz SIPROTEC® 7UT6 ist mit einem leistungsfähigen Mi-kroprozessorsystem ausgestattet. Damit werden alle Aufgaben von der Erfassung der Messgrößen bis hin zur Kommandogabe an die Leistungsschalter voll digital verarbei-tet. Bild 1-1 zeigt die Grundstruktur eines 7UT613 am Beispiel eines Dreiwicklungs-Transformators.

Service-schnittstelle

PC/Modem/Thermobox

µC

∩

#

Error

Run

Ausgangs-relais(rangierbar)

LEDsauf derFrontkappe(rangierbar)

Display aufder Frontkappe

Zusatzschnittstelle

System-schnittstelle

Leit-zentrale

IL1M2

IL2M2

IL3M2

IZ2

IL1M3

IL2M3

IL3M3

IZ1

7 8 94 5 6

1 2 3. 0 +/-

örtlichesBedienfeld

UH

Binäreingänge (rangierbar)

Hilfsspannung

Zeit-synchronisation

ME EV AD µC AV

Bild 1-1 Hardware-Struktur des digitalen Differentialschutzes 7UT6 — Beispiel eines 7UT613 für einen Dreiwicklungs-Transformator mit den 3 Messstellen M1, M2 und M3, sowie 2 weiteren einphasigen Zusatzeingängen Z1 und Z2

z.B.DCF77IRIG B

SV

IL1M1

IL2M1

IL3M1

Bedien-schnittstelle

zum PC

z.B.Thermobox

2 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1.1 Gesamtfunktion

Analogeingänge Die Messeingänge ME transformieren die von den Messwandlern kommenden Strö-me und Spannungen und passen sie an den internen Verarbeitungspegel des Gerätes an. Je nach Ausführung verfügt das Gerät über 12 Stromeingänge (7UT613) bis 16 Stromeingänge (7UT635). Je 3 Stromeingänge sind für die Eingabe der Leiterströme an den Begrenzungen des Schutzbereiches (= Messstellen) eines dreiphasigen Schutzobjektes vorgesehen, weitere einphasige Stromeingänge (= Zusatzeingänge) können für beliebige Ströme, z.B. Erdstrom in der Zuführung der Sternpunkterdung ei-ner Transformatorwicklung oder weitere einphasige Messströme, verwendet werden. Ein oder zwei Zusatzeingänge können für besonders hohe Empfindlichkeit ausgelegt sein. Dies erlaubt z.B. die Erfassung geringer Kesselströme bei Transformatoren oder (mit äußerem Vorwiderstand) die Erfassung einer Spannung (z.B. für Hochimpedanz-messverfahren).

Bei den Ausführungen 7UT613 und 7UT633 können 4 weitere Spannungseingänge bestellt werden. 3 Eingänge können dann an Leiter-Erde-Spannungen angeschlossen werden. Ein weiterer Spannungseingang kann für eine einphasige Spannung verwen-det werden. Dies kann z.B. eine Verlagerungsspannung (e-n-Spannung) oder eine beliebige andere Spannung sein. Der Differentialschutz kommt prinzipbedingt natür-lich ohne Messspannungen aus. Der integrierte Übererregungsschutz jedoch benutzt die Messspannung zur Berechnung der Induktion in Transformatoren oder Querdros-seln. Außerdem können die Messspannungen und daraus hergeleitete Größen (In-duktion, Leistungen, Leistungsfaktor) vom Gerät angezeigt, gemeldet und/oder über-wacht werden, wenn Spannungen angeschlossen sind.

Die Analoggrößen werden an die Eingangsverstärkergruppe EV weitergeleitet.

Die Eingangsverstärkergruppe EV sorgt für einen hochohmigen Abschluss der Ein-gangsgrößen und enthält Filter, die hinsichtlich Bandbreite und Verarbeitungsge-schwindigkeit auf die Messwertverarbeitung optimiert sind.

Die Analog-/Digitalwandlergruppe AD enthält Multiplexer, Analog/Digitalwandler und Speicherbausteine für die Datenübergabe an den Mikrocomputer.

Mikrocomputer-system

Im Mikrocomputersystem µC werden neben Steuerung der Messgrößen die eigentli-chen Schutz- und Steuerfunktionen bearbeitet. Hierzu gehören insbesondere:

− Filterung und Aufbereitung der Messgrößen,

− ständige Überwachung der Messgrößen,

− Überwachung der Anregebedingungen für die einzelnen Schutzfunktionen,

− Aufbereitung der Messgrößen: Umrechnung der Ströme gemäß Schaltgruppe des zu schützenden Transformators (bei Verwendung als Transformatordifferential-schutz) und Anpassung der Stromamplituden,

− Bildung der Differential- und Stabilisierungsgrößen,

− Frequenzanalyse der Leiterströme und Differentialmessgrößen,

− Berechnung der Effektivwerte der Ströme für die Überlasterfassung und Nachfüh-rung der Übertemperatur des Schutzobjektes,

− Abfrage von Grenzwerten und Zeitabläufen,

− Steuerung von Signalen für die logischen Funktionen,

− Verarbeitung anwenderdefinierbarer logischer Funktionen,

− Entscheidung über die Auslösekommandos,

− Überprüfung von Steuerbefehlen und Ausgabe an Schaltgeräte,

− Speicherung von Meldungen, Störfalldaten und Störwerten für die Fehleranalyse,

37UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1 Einführung

− Berechnung und Anzeige/Meldung von Messgrößen und daraus hergeleiteten Grö-ßen,

− Verwaltung des Betriebssystems und dessen Funktionen, wie z.B. Datenspeiche-rung, Echtzeituhr, Kommunikation, Schnittstellen, etc.

Informationen werden über Ausgangsverstärker AV zur Verfügung gestellt.

Binärein- und -ausgänge

Binäre Ein- und Ausgaben vom und zum Computersystem werden über die Ein/Aus-gabe-Bausteine (Ein- und Ausgänge) geleitet. Von hier erhält das System Informa-tionen aus der Anlage (z.B. Fernrückstellung) oder von anderen Geräten (z.B. Blo-ckierbefehle). Ausgaben sind vor allem die Kommandos zu den Schaltgeräten und die Meldungen für die Fernsignalisierung wichtiger Ereignisse und Zustände.

Frontelemente Optische Anzeigen (LED) und ein Anzeigefeld (LC-Display) auf der Front geben Aus-kunft über die Funktion des Gerätes und melden Ereignisse, Zustände und Messwer-te.

Integrierte Steuer- und Zifferntasten in Verbindung mit dem LC-Display ermöglichen die Kommunikation mit dem Gerät vor Ort. Hierüber können alle Informationen des Gerätes, wie Konfigurierungs- und Einstellparameter, Betriebs- und Störfallmeldun-gen, Messwerte abgerufen werden (siehe auch SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151) und Einstellparameter geändert werden (siehe auch Kapitel 2).

Mittels Vorortsteuerung ist auch Anlagensteuerung von der Frontkappe möglich.

Die Ausführungen 7UT61 besitzen ein 4-zeiliges LC-Display in der Front, während 7UT63 ein graphisches Display haben. Bei letzteren sind auch Schlüsselschalter und Steuertasten für die Vor-Ort-Steuerung vom Gerät aus vorhanden.

Serielle Schnitt-stellen

Über die serielle Bedienschnittstelle in der Frontkappe kann die Kommunikation mit einem Personalcomputer unter Verwendung des Bedienprogramms DIGSI® erfolgen. Hiermit ist eine bequeme Bedienung aller Funktionen des Gerätes möglich.

Über die serielle Serviceschnittstelle kann man ebenfalls mit einem Personalcomputer unter Verwendung von DIGSI® mit dem Gerät kommunizieren. Diese ist besonders für feste Verdrahtung der Geräte mit dem PC oder Bedienung über ein Modem geeignet.

Über die serielle Systemschnittstelle können alle Gerätedaten zu einem zentralen Auswertegerät oder einer Leitstelle übertragen werden. Je nach Anwendung kann die-se Schnittstelle mit unterschiedlichen physikalischen Übertragungsverfahren und un-terschiedlichen Protokollen versehen sein.

Eine weitere Schnittstelle ist für die Zeitsynchronisation der internen Uhr durch exter-ne Synchronisationsquellen vorgesehen.

Über zusätzliche Schnittstellenmodule sind weitere Kommunikationsprotokolle reali-sierbar.

Die Serviceschnittstelle oder eine wahlweise Zusatzschnittstelle kann alternativ für den Anschluss einer Thermobox zur Eingabe externer Temperaturen verwendet wer-den (für Überlastschutz).

Stromversorgung Die beschriebenen Funktionseinheiten werden von einer Stromversorgung SV mit der notwendigen Leistung in den verschiedenen Spannungsebenen versorgt. Kurzzeitige Einbrüche der Versorgungsspannung, die bei Kurzschlüssen im Hilfsspannungs-Ver-sorgungssystem der Anlage auftreten können, werden i.Allg. von einem Kondensator-speicher überbrückt (siehe auch Technische Daten, Abschnitt 4.1.2).

4 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1.2 Anwendungsbereiche

1.2 Anwendungsbereiche

Der digitale Differentialschutz SIPROTEC® 7UT6 ist ein selektiver Kurzschlussschutz für Transformatoren aller Spannungsreihen, für rotierende Maschinen, für Längs- und Querdrosseln sowie für kurze Leitungen und Kleinsammelschienen mit 2 bis 5 Ab-zweigen (je nach Ausführung). Als einphasiges Gerät kann er auch für kleinere Sam-melschienen mit bis zu 9 bzw. (je nach Ausführung) 12 Abzweigen eingesetzt werden. Der jeweilige Einsatzzweck ist konfigurierbar, so dass eine optimale Anpassung an das zu schützende Objekt gegeben ist.

Das Gerät ist kann auch mit zweiphasigem Anschluss für 16,7-Hz-Anwendungen be-trieben werden.

Ein wesentlicher Vorzug des Differentialschutzprinzips besteht darin, dass für alle Kurzschlüsse an jeder beliebigen Stelle des Schutzbereiches ohne Verzögerung eine Abschaltung veranlasst wird. Die Stromwandler grenzen den Schutzbereich an den Seiten gegen das übrige Netz ab. Diese scharfe Abgrenzung ist der Grund für die dem Vergleichsschutzprinzip eigene ideale Selektivität.

Als Transformatorschutz wird 7UT6 in der Regel an die Wandlersätze angeschlossen, die die Wicklungen des Leistungstransformators zum übrigen Netz abgrenzen. Die Phasendrehungen und Verkettung der Ströme durch die Schaltgruppe der Transfor-matorwicklungen werden im Gerät rechnerisch angepasst. Die Erdung der Sternpunk-te der Transformatorwicklungen kann beliebig sein und wird automatisch berücksich-tigt. Weiterhin ist es möglich, die Ströme für eine Seite des Schutzobjektes aus meh-reren Messstellen zusammenzufassen.

Als Generator- oder Motorschutz überwacht 7UT6 die Ströme an der Sternpunkt- und Klemmenseite der Maschine. Entsprechendes gilt für Längsdrosseln.

Auch kurze Kabel oder Kleinsammelschienen mit 3 bis zu 5 Enden bzw. Abzweigen (je nach Ausführung) können geschützt werden. Dabei bedeutet „kurz“, dass die Zu-führung der Stromwandlerleitungen von den Leitungsenden zum Gerät keine unzuläs-sige Bürde für die Stromwandler darstellen.

Bei Transformatoren, Generatoren, Motoren oder Querdrosseln mit geerdetem Stern-punkt kann der Strom in der Sternpunktzuführung für einen empfindlichen Erdfehler-schutz erfasst werden.

Mit seinen 9 bzw. 12 Standardstromeingängen (je nach Ausführung) kann das Gerät als einphasiger Sammelschienenschutz für bis zu 9 bzw. 12 Abzweige verwendet wer-den. Hierbei wird pro Phase ein 7UT6 eingesetzt. Alternativ ist unter Zwischenschal-tung von (externen) Mischwandlern ein Sammelschienenschutz für bis zu 6 bzw. 12 Abzweige mit einem Gerät 7UT6 realisierbar.

Wenn nicht alle analogen Messeingänge für die Messgrößen des zu schützenden Ob-jektes benötigt werden, können die restlichen für andere, unabhängige Mess- oder Schutzaufgaben verwendet werden. Wird z.B. ein 7UT635 (mit 5 dreiphasigen Mess-eingängen) an einem Dreiwicklungstransformator eingesetzt, können die beiden übri-gen Messeingänge für einen Überstromzeitschutz eines anderen Schutzobjektes, z.B. Eigenbedarfsabgang, verwendet werden.

Ein bzw. zwei zusätzliche empfindliche Messstromeingänge können z.B. bei Transfor-matoren oder Drosseln mit isoliert aufgestelltem Kessel den Leckstrom zwischen Kes-sel und Erde überwachen und so auch hochohmige Erdfehler erkennen. Über exter-nen Vorwiderstand ist auch hochohmige Spannungsmessung möglich.

Für Transformatoren (auch in Sparschaltung), Generatoren oder Querdrosseln kann ein Hochimpedanz-Differentialschutz für Erdfehler realisiert werden. In diesem Fall speisen die (gleichartigen) Stromwandler an den Enden des Schutzbereiches auf ei-

57UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1 Einführung

nen gemeinsamen hochohmigen (externen) Widerstand. Der Strom durch diesen Wi-derstand wird durch einen empfindlichen Messstromeingang des 7UT6 erfasst.

Für alle Arten von Schutzobjekten verfügt das Gerät über Reserve-Überstromzeit-schutzfunktionen, die auf eine beliebige Seite oder Messstelle wirken können.

Für Maschinen jeglicher Art kann ein Überlastschutz mit thermischem Abbild auf eine beliebige Seite geschaltet werden. Über externe Fühler kann die Kühlmitteltemperatur berücksichtigt werden (mit Hilfe einer externen Thermobox). Damit ist eine Berech-nung und Ausgabe der Heißpunkttemperatur und der relativen Alterungsrate möglich.

Ein Schieflastschutz erlaubt die Erfassung unsymmetrischer Ströme. Hierdurch kön-nen Phasenausfälle, unsymmetrische Lasten und — besonders bei elektrischen Ma-schinen — gefährdende Gegensystemströme erkannt werden.

Zur Erkennung von Überinduktionszuständen an Querreaktanzen (Transformatoren, Querdrosseln) ist bei den Ausführungen mit Spannungseingängen ein Übererre-gungsschutz integriert. Dieser überwacht das Verhältnis U/f, das proportional zur In-duktion B im Eisenkern ist. Hierdurch wird drohende Eisensättigung erkannt, wie sie vor allem im Kraftwerksbereich nach (Voll-)Lastabschaltung und/oder bei Frequenz-absenkung entstehen kann.

Für Bahnstromgeneratoren und -transformatoren ist eine zweiphasige 16,7-Hz-Aus-führung lieferbar, die alle für diese Anwendung geeigneten Funktionen enthält (Diffe-rentialschutz, Erdfehlerdifferentialschutz, Überstromzeitschutz, Überlastschutz).

Ein Leistungsschalterversagerschutz überwacht die Reaktion eines Leistungsschalter nach Auslösekommando. Er kann einer beliebigen Seite oder Messstelle eines Schutzobjektes zugeordnet werden.

6 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1.3 Eigenschaften

1.3 Eigenschaften

• Leistungsfähiges 32-bit-Mikroprozessorsystem;

• komplett digitale Messwertverarbeitung und Steuerung, von der Abtastung und Di-gitalisierung der Messgrößen bis zu den Ausschaltentscheidungen für die Leis-tungsschalter;

• vollständige galvanische und störsichere Trennung der internen Verarbeitungs-schaltungen von den Mess-, Steuer- und Versorgungskreisen der Anlage durch Messwertübertrager, binäre Ein- und Ausgabemodule und Gleich- bzw. Wechsel-spannungs-Umrichter;

• geeignet für Transformatoren, Generatoren, Motoren, Drosseln oder kleine Sam-melschienen, auch für Mehrendenleitungen und Mehrwicklungstransformatoren;

• einfache Bedienung über integriertes Bedienfeld oder mittels angeschlossenem Personalcomputer mit Bedienerführung.

Transformator-differentialschutz

• Stromstabilisierte Auslösekennlinie;

• Stabilisierung gegen Einschaltströme (Rush) mit 2. Harmonischer;

• Stabilisierung gegen transiente und stationäre Fehlerströme, z.B. durch Übererre-gung, mit einstellbarer weiterer Harmonischer (3. oder 5. Harmonische);

• unempfindlich gegen Gleichstromglieder und Stromwandlersättigung;

• hohe Stabilität auch bei unterschiedlicher Stromwandlersättigung;

• Schnellauslösung bei stromstarken Transformatorfehlern;

• unabhängig von der Behandlung der Transformatorsternpunkte;

• Hohe Erdfehlerempfindlichkeit bei Erfassung des Erdstromes einer geerdeten Tra-fowicklung;

• integrierte Anpassung an die Transformator-Schaltgruppe;

• integrierte Anpassung an die Transformatorübersetzung mit Berücksichtigung un-terschiedlicher Stromwandlernennströme.

Generator- und Motordifferential-schutz


• hohe Empfindlichkeit;

• kurze Kommandozeit;



• unabhängig von der Behandlung des Sternpunktes.

Kleinsammelschie-nen-/Leitungsdiffe-rentialschutz





• Messwertüberwachung mit Betriebsstrom.

77UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1 Einführung

Sammelschienen-schutz

• Einphasiger Differentialschutz für eine Sammelschiene mit bis zu 6 bzw. 9 bzw. 12 Abzweigen (abhängig von Variante und Anschlussmöglichkeiten);

• entweder je 1 Gerät pro Phase oder Anschluss eines Gerätes über Mischwandler;

• stromstabilisierte Auslösekennlinie;




• Messwertüberwachung mit Betriebsstrom.

Erdfehlerdifferen-tialschutz

• Für sternpunktgeerdete Transformatorwicklungen, Generatoren, Motoren, Quer-drosseln oder Sternpunktbildner;


• hohe Empfindlichkeit bei Erdkurzschlüssen im Schutzbereich;

• hohe Stabilität bei äußeren Erdkurzschlüssen durch Stabilisierung mit Höhe und Phasenlage des durchfließenden Erdstromes.

Hochimpedanz-differentialschutz

• Empfindliche Erfassung des Fehlerstromes durch einen gemeinsamen (externen) Bürdenwiderstand der Stromwandler;



• besonders hohe Stabilität bei optimaler Einstellung;

• geeignet für Erdfehlererfassung bei Generatoren, Motoren, Querdrosseln und Transformatoren, auch Spartransformatoren, mit oder ohne geerdeten Sternpunkt;

• geeignet für jegliche Spannungsmessung (über den Widerstandsstrom) nach dem Hochimpedanzprinzip.

Kesselschutz • Für Transformatoren oder Drosseln mit isoliert oder hochohmig aufgebautem Kes-sel;

• Überwachung des zwischen Kessel und Erde fließenden Stromes;

• Anschluss wahlweise an einen „normalen“ Strommesseingang oder an einen hoch-empfindlichen Messeingang (ab 3 mA einstellbar).

Überstromzeit-schutz für Leiter-ströme und Null-strom

• Je zwei unabhängige Strom/Zeit-Stufen (UMZ) für jeden Phasenstrom und den dreifachen Nullstrom (Summe der Phaseströme) für eine beliebige Seite des Schutzobjektes oder beliebige Messstelle;

• zusätzlich je eine stromabhängige Strom/Zeit-Stufen (AMZ) für jeden Phasenstrom und den dreifachen Nullstrom;

• für AMZ-Schutz Auswahl aus verschiedenen Kennlinien verschiedener Standards oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie möglich;

• die Stufen sind beliebig kombinierbar, für Phasen- und Nullströme unterschiedliche Kennlinien möglich;

• Blockiermöglichkeit z.B. für rückwärtige Verriegelung mit beliebiger Stufe;

• unverzögerte Auslösung bei Zuschalten auf einen Kurzschluss mit beliebiger Stufe;

8 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1.3 Eigenschaften

• Einschaltstabilisierung mit 2. Harmonischer;

• dynamische Umschaltung der Überstromzeitschutzparameter, z.B. bei Kaltanlauf der Anlage.

Überstromzeit-schutz für Erd-strom

• Zwei unabhängige Strom/Zeit-Stufen (UMZ) für den Erdstrom, z.B. Strom zwischen Sternpunkt und Erder;

• zusätzliche stromabhängige Strom/Zeit-Stufe (AMZ) für den Erdstrom;

• für die AMZ-Stufe Auswahl aus verschiedenen Kennlinien verschiedener Stan-dards oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie möglich;

• die 3 Stufen sind beliebig kombinierbar;

• Blockiermöglichkeit z.B. für rückwärtige Verriegelung mit beliebiger Stufe;

• unverzögerte Auslösung bei Zuschalten auf einen Kurzschluss mit beliebiger Stufe;

• Einschaltstabilisierung mit 2. Harmonischer;

• dynamische Umschaltung der Überstromzeitschutzparameter, z.B. bei Kaltanlauf der Anlage.

Einphasiger Über-stromzeitschutz

• Zwei unabhängig verzögerbare Stufen (UMZ), die beliebig kombiniert werden kön-nen;

• für beliebige einphasige Überstromerfassung;

• wahlweise an „normalen“ 1-phasigen Stromeingang oder hochempfindlichen Stromeingang anschließbar;

• geeignet für Messung geringster Ströme (z.B. für Hochimpedanzschutz oder Kes-selschutz, siehe oben);

• geeignet für Messung einer beliebigen Spannung über externen Vorwiderstand (z.B. für Hochimpedanzschutz, siehe oben);

• Blockiermöglichkeit für jede Stufe.

Schieflastschutz • Bewertung des Gegensystems der 3 Leiterströme einer beliebigen Seite des Schutzobjektes oder 3-phasige Messstelle;

• zwei unabhängige Stufen (UMZ) und eine weitere inverse Kennlinie (gegenstrom-abhängig, AMZ);

• für AMZ-Stufe Auswahl aus verschiedenen Kennlinien verschiedener Standards oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie möglich;

• die Stufen sind beliebig kombinierbar.

Thermischer Über-lastschutz

• Überlastschutz mit thermischem Abbild der Stromwärmeverluste;

• Echteffektivwertberechnung;

• auf eine beliebige Seite des Schutzobjektes einstellbar;

• einstellbare thermische Warnstufe;

• einstellbare strommäßige Warnstufe;

• wahlweise Heißpunktberechnung mit Ermittlung der Lastreserve und Alterungsrate nach IEC 60354 (mit externen Temperaturfühlern und Thermobox).

97UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1 Einführung

Übererregungs-schutz

• Bewertung des Spannungs-/Frequenz-Verhältnisses U/f als Maß für die Induktion B einer Querreaktanz (Transformator, Querdrossel);

• einstellbare Warn- und Auslösestufe (mit unabhängiger Zeitverzögerung);

• inverse Standardkennlinie oder beliebige Auslösekennlinie zur Nachbildung der thermischen Beanspruchung einstellbar.

Leistungsschalter-versagerschutz

• Mit Überwachung des Stromflusses durch jeden Pol des Leistungsschalters einer beliebigen Seite des Schutzobjektes;

• Überwachung der Schalterstellung möglich (wenn Hilfskontakte bzw. Rückmeldung angeschlossen);

• Anwurf vom Auslösekommando jeder integrierten Schutzfunktion;

• Anwurf von externen Auslösefunktionen möglich;

• einstufig oder zweistufig;

• kurze Rückfall- und Nachlaufzeiten.

Externe Direktaus-lösung

• Auslösung der Leistungsschalter von einem externen Gerät über Binäreingang;

• Einbeziehung externer Kommandos in die Auslöse- und Meldeverarbeitung;

• wahlweise mit oder ohne Auslöseverzögerung.

Verarbeitung von externen Informa-tionen

• Einbeziehung externer Informationen (anwenderdefinierbarer Meldungen) in die Meldeverarbeitung;

• vordefinierte Transformatormeldungen (Buchholz-Schutz, Ölgasung);

• Weitergabe an Ausgangsrelais, LED, und über serielle Schnittstellen an zentrale Steuer- und Speichereinrichtungen.

Anwenderdefinier-bare Funktionen (CFC)

• Frei programmierbare Verknüpfungen von internen und externen Signalen zur Re-alisierung anwenderdefinierbarer Logikfunktionen;

• alle gängigen Logikfunktionen;

• Verzögerungen und Grenzwertabfragen.

Inbetriebsetzung; Betrieb

• Freischalten einer Seite oder Messstelle bei Revisionsarbeiten: diese werden aus der Verarbeitung des Differentialschutzsystems herausgenommen, ohne den Rest des Schutzsystems zu beeinflussen;

• Umfangreiche Unterstützung für Betrieb und Inbetriebsetzung;

• Anzeige aller Messströme nach Betrag und Phasenlage;

• Anzeige der errechneten Differential- und Stabilisierungsströme;

• Integrierte Hilfen, die mit einem Standard-Browser dargestellt werden können: gra-fische Darstellung von Zeigerdiagrammen aller Ströme an den Seiten und Mess-stellen des Schutzobjektes auf dem Bildschirm eines Personalcomputers;

• Anschluss- und Richtungskontrolle, Schnittstellenprüfung.

10 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1.3 Eigenschaften

Überwachungs-funktionen

• Überwachung der internen Messkreise, der Hilfsspannungsversorgung sowie der Hardware und Software, dadurch erhöhte Zuverlässigkeit;

• Überwachung der Stromwandler-Sekundärkreise auf Symmetrie und Phasenfolge;

• Überwachung der Spannungswandlerkreise (wenn Spannungen verfügbar) auf Symmetrie, Spannungssumme und Phasenfolge;

• Überprüfung der Konsistenz der Einstellungen bezüglich Schutzobjekte und mögli-cher Zuordnung der Messeingänge: Blockierung von Schutzfunktionen bei inkon-sistenten Einstellungen, die zu einer Fehlfunktion führen könnten;

• Überwachung der Auslösekreise möglich;

• Leiterbruchüberwachung der sekundären Stromkreise mit schneller phasenselekti-ver Blockierung der Differentialschutzfunktionen und des Schieflastschutzes zur Vermeidung von Überfunktion.

Weitere Funktionen • Batterie gepufferte Uhr, die über ein Synchronisationssignal (DCF77, IRIG B mit-tels Satellitenempfänger), Binäreingang oder Systemschnittstelle synchronisierbar ist;

• ständige Berechnung und Anzeige von Betriebsmesswerten auf dem Frontdisplay, Anzeige von Messwerten aller Enden des Schutzobjektes;

• Meldespeicher für die letzten 8 Netzstörungen (Fehler im Netz), mit Echtzeitzuord-nung;

• Störwertspeicherung und -übertragung der Daten für Störschreibung für maximalen Zeitbereich von insgesamt ca. 5 s;

• Schaltstatistik: Zählung der vom Gerät veranlassten Auslösekommandos, sowie Protokollierung der Kurzschlussdaten und Akkumulierung der abgeschalteten Kurzschlussströme;

• Kommunikation mit zentralen Steuer- und Speichereinrichtungen über serielle Schnittstellen möglich (je nach Bestellvariante), wahlweise über Datenleitung, Mo-dem oder Lichtwellenleiter. Dabei stehen verschiedene Übertragungsprotokolle zur Verfügung.

117UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

1 Einführung

12 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Funktionen 2In diesem Kapitel werden die einzelnen Funktionen des SIPROTEC® 7UT6 erläutert. Zu jeder Funktion des Maximalumfangs werden die Einstellmöglichkeiten aufgezeigt. Dabei werden Hinweise zur Ermittlung der Einstellwerte und — soweit erforderlich — Formeln angegeben.

2.1 Allgemeines 14

2.2 Differentialschutz 73

2.3 Erdfehlerdifferentialschutz 108

2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme 118

2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom) 144

2.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz 156

2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz 161

2.8 Schieflastschutz 171

2.9 Thermischer Überlastschutz 180

2.10 Thermoboxen für Überlasterkennung 192

2.11 Übererregungsschutz 200

2.12 Leistungsschalterversagerschutz 206

2.13 Externe Einkopplungen 213

2.14 Überwachungsfunktionen 216

2.15 Funktionssteuerung 232

2.16 Freischalten, Beobachtungshilfen 236

2.17 Zusatzfunktionen 240

2.18 Befehlsbearbeitung 260

137UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.1 Allgemeines

Wenige Sekunden nach dem Einschalten des Gerätes zeigt sich im Display das Grundbild. Im 7UT6 sind Messwerte dargestellt.

Die Konfiguration (Abschnitt 2.1.1) nehmen Sie mittels DIGSI® vom Personalcompu-ter aus vor. Die Vorgehensweise ist ausführlich im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151, beschrieben. Zum Ändern ist die Eingabe des Pass-wortes Nr. 7 (für Parametersatz) erforderlich. Ohne Passwort können Sie die Einstel-lungen lesen, nicht aber ändern und an das Gerät übertragen.

Die Funktionsparameter, d.h. Funktionsoptionen, Grenzwerte, usw., können Sie über das Bedienfeld auf der Front des Gerätes oder über die Bedien- oder Serviceschnitt-stelle von einem Personalcomputer mit Hilfe von DIGSI® ändern. Sie benötigen das Passwort Nr. 5 (für Einzelparameter).

In diesem allgemeinen Abschnitt treffen Sie die Grundentscheidungen für das richtige Zusammenspiel zwischen Ihrer Anlage, deren Messstellen, den analogen Gerätean-schlüssen und den Schutzfunktionen des Gerätes. Wegen der vielfältigen Möglichkei-ten, die die Geräte der Familie 7UT6 bieten, ist der Abschnitt recht umfangreich. Denn das Gerät erhält hier ein möglichst vollständiges Abbild über die zu schützende Anla-ge mit ihren Messstellen, also den Strom- und Spannungswandlern, und welche Schutzfunktionen des Gerätes wie wirken sollen.

Zunächst (Unterabschnitt 2.1.1) müssen Sie festlegen, welcher Art Ihr zu schützendes Anlagenteil ist, da der Umfang weiterer Möglichkeiten von der Art des Hauptschutzob-jektes abhängt. Außerdem entscheiden Sie, welche Schutzfunktionen Sie überhaupt verwenden wollen; denn nicht alle im Gerät integrierten Funktionen sind im konkreten Anwendungsfall nötig, sinnvoll, oder überhaupt möglich.

Sodann (Unterabschnitt 2.1.2) beschreiben Sie die Topologie des Schutzobjektes. Dies ist gleichsam die Beschreibung der Anordnung, welche Seiten das Schutzobjekt hat (Wicklungen bei Transformatoren, Seiten bei Generatoren/Motoren, Enden bei Leitungen, Abzweige bei Sammelschienen) und von welchen Messstellen die zuge-hörigen Messgrößen verfügbar sind.

Nach einigen allgemeinen Daten des Netzes (Frequenz, Phasenfolge) informieren Sie das Gerät in Unterabschnitt 2.1.3 über die Eigenschaften des Hauptschutzobjektes. Dazu gehören die Nenndaten und (bei Transformatoren) Sternpunktbehandlung, Schaltgruppe und ggf. Sparwicklung.

Ebenfalls in Unterabschnitt 2.1.3 stellen Sie die Wandlerdaten ein, damit die an den verschiedenen Messstellen erfassten Ströme im Gerät mit dem richtigen Maßstabs-faktor bewertet werden.

Für den Hauptschutz des Gerätes, den Differentialschutz, ist damit das Schutzobjekt beschrieben. Für die weiteren Schutzfunktionen wählen Sie in Unterabschnitt 2.1.4 aus, welche Messgrößen von ihnen wie verarbeitet werden sollen.

In Abschnitt 2.1.5 stellen Sie die Leistungsschalterdaten ein.

In Unterabschnitt 2.1.8 erfahren Sie etwas über Einstellgruppen und ihre Verwen-dung.

Schließlich stellen Sie in Unterabschnitt 2.1.9 einige allgemeine Daten ein, die unab-hängig von den Schutzfunktionen sind.

14 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

2.1.1 Konfiguration des Funktionsumfangs

Allgemeines Das Gerät 7UT6 verfügt über eine Reihe von Schutz- und Zusatzfunktionen. Der Um-fang der Hard- und Firmware ist auf diese Funktionen abgestimmt. Darüber hinaus können die Befehlsfunktionen an die Anlagenverhältnisse angepasst werden. Zudem können durch Konfigurierung einzelne Funktionen zu- oder abgeschaltet oder das Zu-sammenwirken der Funktionen modifiziert werden. Im 7UT6 nicht benötigte Funktio-nen können so ausgeblendet werden.

Beispiel für Konfigurierung des Funktionsumfangs: 7UT6-Geräte sollen auf Sammelschienen und Transformatoren eingesetzt werden. Überlastschutz soll nur bei den Transformatoren angewendet werden. Für die Sam-melschienen wird diese Funktion daher „wegkonfiguriert“, für die Transformatoren soll sie dagegen „vorhanden“ sein.

Die verfügbaren Schutz- und Zusatzfunktionen können als oder projektiert werden. Bei einigen Funktionen ist auch die Auswahl zwi-schen mehreren Alternativen möglich, die weiter unten erläutert sind.

Funktionen, die als konfiguriert sind, werden im 7UT6 nicht ver-arbeitet: Es gibt keine Meldungen, und die zugehörigen Einstellparameter (Funktio-nen, Grenzwerte) werden bei der Einstellung nicht abgefragt.

Festlegen des Funktionsumfangs

Die Konfigurationsparameter können Sie mittels Personalcomputer und Bedienpro-gramm DIGSI® über die Bedienschnittstelle auf der Frontkappe des Gerätes oder über die rückwärtige Serviceschnittstelle eingeben. Die Bedienung ist im System-handbuch SIPROTEC® 4 (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151, Abschnitt 5.3) beschrie-ben.

Zum Ändern der Konfigurationsparameter ist die Eingabe des Passwortes Nr. 7 (für Parametersatz) erforderlich. Ohne Passwort können Sie die Einstellungen lesen, nicht aber ändern und an das Gerät übertragen.

Besonderheiten Viele Einstellungen sind selbsterklärend. Besonderheiten sind im folgenden erläutert. Eine Zusammenstellung, welche Schutzfunktionen sich für welche Schutzobjekte eig-nen, ist im Anhang A.4 gegeben.

Wenn Sie die Einstellgruppenumschaltung verwenden wollen, stellen Sie Adresse auf . In diesem Fall können Sie für die Funk-tionseinstellungen bis zu vier verschiedenen Gruppen von Funktionsparametern ein-stellen, die während des Betriebs schnell und bequem umgeschaltet werden können. Bei Einstellung können Sie nur eine Funktionsparametergruppe einstellen und verwenden.

Die Einstellung des es (Adresse ) ist wichtig für die richtige Zu-ordnung der Einstellparameter und die möglichen Ein-, Ausgänge und Funktionen des Gerätes. Es handelt sich hier um das Hauptschutzobjekt, für das der Differentialschutz eingesetzt werden soll. In diesem Zusammenhang sei erwähnt, dass analoge Strom-messeingänge des Gerätes, die nicht für den Differentialschutz des Hauptschutzob-jektes benötigt werden, für Schutz- und Messaufgaben an anderen Teilen der Anlage verwendet werden können.

Hinweis:

Die verfügbaren Funktionen und Voreinstellungen sind abhängig von der Bestellvari-ante des Gerätes (siehe Einzelheiten im Anhang A.1).

157UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Einstellung des Schutzobjektes und der nachfolgenden Schutzfunktionen ge-schieht hier unabhängig davon, wie die Schutzfunktionen auf das Schutzobjekt wirken und welche Messstellen vorhanden sind. (siehe auch Abschnitt 2.1.2 „Topologie des Schutzobjektes (Anlagendaten 1)“).

− Normale Transformatoren mit getrennten Wicklungen werden als eingestellt, unabhängig von Anzahl der Wicklungen, Schaltgruppen oder Er-dungsverhältnisse der Sternpunkte. Dies gilt auch, wenn sich innerhalb des Schutz-bereiches ein Sternpunktbildner befindet (vgl. Bild 2-29, Seite 87). Wenn der Diffe-rentialschutzbereich einen Generator oder Motor in Blockschaltung mit einem Transformator (auch Mehrwickler) umfasst, ist der Schutz ebenfalls als Transfor-matorschutz zu deklarieren.

− Bei Transformatoren in Sparschaltung stellen Sie ein, auch wenn der Spartransformator noch weitere getrennte Wicklungen hat. Diese Einstellung gilt auch für Querdrosseln, wenn Stromwandlersätze zu beiden Seiten der Anschluss-punkte installiert sind (vgl. Bild 2-35 rechts, Seite 92).

− Bei bleibt die mittlere Phase L2 frei. Diese Einstellung ist beson-ders für 16,7-Hz-Einphasentransformatoren geeignet. Einphasentransformatoren werden im Übrigen wie dreiphasige Schutzobjekte behandelt.

− Generatoren und Motoren werden gleich behandelt. Die Einstellung gilt auch für Längsdrosseln und Querdrosseln, wenn an beiden Seiten ein kompletter 3-phasiger Stromwandlersatz installiert ist.

− Für den Einsatz auf Kleinsammelschienen stellen Sie ein. Die maximale Anzahl von Abzweigen wird von der maximal möglichen Anzahl dreipha-siger Messstellen des Gerätes bestimmt. 7UT613 und 7UT633 erlauben bis zu 3, 7UT635 bis zu 5 Messstellen. Diese Einstellung gilt auch, wenn kurze Leitungsstü-cke mit 2 oder 3 (7UT613 und 7UT633) oder bis zu 5 (7UT635) Enden, die durch Stromwandlersätze abgegrenzt sind, zu schützen sind. Dabei bedeutet „kurz“, dass die Zuführung der Stromwandlerleitungen von den Leitungsenden zum Gerät keine unzulässige Bürde für die Stromwandler darstellen.

− Wird das Gerät als Sammelschienenschutz als einphasiges Gerät oder über Mischwandler als dreiphasiges Gerät betrieben, gilt die Einstellung .Die maximale Anzahl von Abzweigen wird von der maximal möglichen An-zahl einphasiger Messstellen des Gerätes bestimmt (7UT613 und 7UT633 bis zu 6 oder 9, 7UT635 bis zu 12 Messstellen).

Beachten Sie beim Erdfehlerdifferentialschutz (Adresse ), dass er nicht beim Schutzobjekt Sammelschiene oder Spartransformator möglich ist (Adresse = oder oder ).

Unter Adresse stellen Sie ein, nach welcher Kennliniengruppe der Phasen-Überstromzeitschutz arbeiten soll. Soll er ausschließlich als unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) arbeiten, stellen Sie !"" ein. Sie können auch zusätzlich zum unabhängigen Überstromzeitschutz einen stromabhängigen Überstromzeitschutz konfigurieren, der entweder nach einer IEC-Kennlinie (!""# $) oder nach einer ANSI-Kennlinie (!""%#) arbeitet oder nach einer an-wenderspezifizierbare Kennlinie. Bei letzterer können Sie noch bestimmen, ob Sie nur die Auslösekennlinie (&') oder sowohl die Auslöse- als auch die Rückfallkennlinie (()*) spezifizieren wollen. Die verschiedenen Kennlinien sind in den Technischen Daten (Abschnitt 4.4) dargestellt.

Für die möglichen Kennlinien des Nullstrom-Überstromzeitschutzes sind unter Adres-se die gleichen Möglichkeiten gegeben wie für den Phasen-Über-stromzeitschutz. Sie können jedoch für den Nullstrom-Überstromzeitschutz andere

16 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Optionen einstellen als für den Phasen-Überstromzeitschutz. Diese Schutzfunktion erfasst stets den Summenstrom 3I0 der überwachten Messstelle, der sich aus der Summe der entsprechenden Phasenströme ergibt. Auch die Messstelle kann eine an-dere sein als für den Phasen-Überstromzeitschutz. Beachten Sie, dass dies nicht bei den Einphasenanwendungen möglich ist (Adresse = oder ).

Ein weiterer Erdstrom-Überstromzeitschutz ist verfügbar, der unabhängig von dem vorbeschriebenen Nullstrom-Überstromzeitschutz ist. Dieser unter Adresse zu konfigurierende Schutz erfasst den an einem einphasigen Strommess-eingang angeschlossenen Strom. In den meisten Fällen wird dies der Sternpunkt-strom eines geerdeten Sternpunktes (bei Transformatoren, Generatoren, Motoren oder Querdrosseln) sein. Auch bei diesem Schutz können Sie eine der Kennlinien-gruppen wählen wie beim Phasen-Überstromzeitschutz, unabhängig von der dort ge-wählten Kennlinie.

Für beliebige Anwendungszwecke ist ein einphasiger unabhängiger Überstromzeit-schutz ! unter Adresse verwendbar. Dieser Schutz eignet sich z.B. für einen hochempfindlichen Kesselschutz (s.a. Abschnitt 2.7.3) oder für einen Hochimpedanzdifferentialschutz (s.a. Abschnitt 2.7.2). Dazu kann er einem hochemp-findlichen Strommesseingang zugeordnet werden (siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Hochempfindliche 1-phasige Zusatzmesseingänge“).

Der Schieflastschutz kann gemäß Adresse " wieder unabhängig (!"") sein oder zusätzlich nach einer IEC-Kennlinie (!""# $) oder nach einer ANSI-Kennlinie (!""%#) arbeiten. Der Schieflastschutz ist natur-gemäß nicht bei den Einphasenanwendungen möglich (Adresse = oder ).

Für den Überlastschutz können Sie unter Adresse #" eine der beiden Methoden der Überlasterfassung wählen:

− Überlastschutz mit thermischem Abbild nach IEC 60255–8 (++),

− Überlastschutz mit Heißpunktberechnung mit Lebensdauerermittlung nach IEC 60354 (# $,-).

Die erste zeichnet sich durch einfache Handhabung und eine geringe Zahl von Ein-stellwerten aus; die zweite erfordert genaue Kenntnisse über das Schutzobjekt und dessen Umgebung und Kühlung und ist bei Transformatoren mit integrierten Tempe-raturfühlern sinnvoll. Näheres siehe auch Abschnitt 2.9. Beachten Sie, dass der Über-lastschutz beim einphasigen Sammelschienenschutz (Adresse = ) nicht möglich ist.

Wenn der Überlastschutz mit Heißpunktberechnung nach IEC 60354 verwendet wird (Adresse #" = # $,-), muss an der Serviceschnittstelle oder Zu-satzschnittstelle mindestens eine Thermobox 7XV566 angeschlossen sein, die das Gerät über die Kühlmitteltemperatur informiert. Unter Adresse $ stel-len Sie diese Schnittstelle ein. Die möglichen Schnittstellen sind von der Ausführung des 7UT6 abhängig (siehe auch Bestelldaten im Anhang A.1). $ (Service-Schnittstelle) ist bei allen Ausführungen möglich. Die Anzahl und Übertra-gungsart der Messstellen (RTD = Resistance Temperature Detector) stellen Sie unter Adresse $ ein: .(/0 oder .(/1+0 (mit einer Thermobox) oder 2(/1+0 (mit zwei Thermoboxen). Dies muss mit der Einstellung an der Thermobox korrespondieren.

Hinweis: Der für die Heißpunktberechnung maßgebende Temperaturmesspunkt muss immer über die erste Thermobox geführt werden!

Beachten Sie, dass der Übererregungsschutz (Adresse #!!) nur möglich ist, wenn das Gerät mit Messspannungseingängen ausgerüstet ist und Span-

177UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

nungen an das Gerät angeschlossen sind. Er ist nicht möglich beim einphasigen Sam-melschienenschutz (Adresse = ).

Beachten Sie, dass der Leistungsschalterversagerschutz (Adresse "%!) und die Messwertüberwachung (Adresse &#&) beim einphasigen Sammelschienenschutz (Adresse = ) nicht möglich sind.

Bei der Auslösekreisüberwachung besteht unter Adresse #& die Wahlmöglichkeit, ob diese mit zwei Binäreingängen (23) oder nur mit einem Binäreingang ( 3) arbeiten soll. Die Eingänge müssen poten-tialfrei sein.

2.1.1.1 Parameterübersicht

Anmerkung: Abhängig von Typ und Bestellvariante können Adressen fehlen oder ab-weichende Voreinstellungen haben.

Adr. Parameter Einstellmöglichkeiten Voreinstellung Erläuterung

103 PARAMET.-UMSCH. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Parametergruppenumschaltung

105 SCHUTZOBJEKT DreiphasentrafoEinphasentrafoSpartrafoGenerator/MotorSammelschiene 3phasigSammelschiene 1phasig

Dreiphasentrafo Schutzobjekt

112 DIFF.SCHUTZ nicht vorhandenvorhanden

vorhanden Differentialschutz

113 ERD.DIFF nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Erdfehlerdifferentialschutz

117 dynPAR.UMSCH. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden dynamische Parameterumschal-tung

120 U/AMZ PHASE nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinienanwenderspezifische Anr.-Kennlinieanwenderspezifische Rück-fallkennlinie

nicht vorhanden U/AMZ Phase

122 U/AMZ 3I0 nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinienanwenderspezifische Anr.-Kennlinieanwenderspezifische Rück-fallkennlinie

nicht vorhanden U/AMZ 3I0

18 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

124 U/AMZ ERDE nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinienanwenderspezifische Anr.-Kennlinieanwenderspezifische Rück-fallkennlinie

nicht vorhanden U/AMZ Erde

127 UMZ 1-PHASIG nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden UMZ 1-phasig

140 SCHIEFLAST nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinien

nicht vorhanden Schieflastschutz

142 ÜBERLAST nicht vorhandenmit therm. Abbildnach IEC354

nicht vorhanden Überlastschutz

143 ÜBERERREGUNG nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Übererregungsschutz

170 SCHALTERVERSAG. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Schalterversagerschutz

180 MESSST.FREISCH. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Messstellenfreischaltung

181 MESSWERTÜBERW. nicht vorhandenvorhanden

vorhanden Messwertüberwachung

182 AUSKREISÜBERW. nicht vorhandenmit 2 Binäreingabenmit 1 Binäreingabe

nicht vorhanden Auslösekreisüberwachung

186 EINKOPPLUNG 1 nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Direkte Einkopplung 1



190 THERMOBOX nicht vorhandenSchnittstelle CSchnittstelle D

nicht vorhanden Thermobox

191 THERMOBOX-ART 6 RTD Simplex6 RTD HalbDuplex12 RTD HalbDuplex

6 RTD Simplex Thermobox-Anschlussart


197UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.1.2 Topologie des Schutzobjektes (Anlagendaten 1)

Messeingänge Die Geräte der Familie 7UT6 umfassen Varianten verschiedener Ausprägung bezüg-lich der Funktionalität und des Umfanges der durch die Hardware vorgegebenen Mög-lichkeiten der Messwertverarbeitung. Je nach Bestelltyp sind folgende Eingänge für analoge Messgrößen verfügbar:

Begriffe Wegen der Vielfalt der Anschlussmöglichkeiten ist es notwendig, sich ein genaues Bild von der Topologie des Schutzobjektes zu machen, damit das Gerät darüber infor-miert ist, auf welche Weise die Messgrößen der analogen Messeingänge für die ein-zelnen Schutzfunktionen verarbeitet werden müssen.

Die Topologie des Schutzobjektes beinhaltet die Gesamtheit aller Informationen, wie das Schutzobjekt (ggf. auch mehrere Schutzobjekte) angeordnet ist, welche Strom-wandler über die in das Schutzobjekt fließenden Ströme Auskunft geben und ggf. wel-che Spannungen an welcher Stelle des Schutzobjektes gemessen werden. Das Er-gebnis der topologischen Betrachtung ist also, dass das Gerät über ein vollständiges Abbild des Schutzobjektes und der verfügbaren Messgrößen verfügt. Welche Mess-größen von welchen Schutzfunktionen zu verwenden sind, wird in einem späteren Schritt festgelegt (Abschnitt 2.1.4).

Zunächst wird unterschieden zwischen dem Hauptschutzobjekt und weiteren Schutz-objekten. Das Hauptschutzobjekt ist jenes, auf das die Hauptschutzfunktion, der Dif-ferentialschutz, angewendet wird. Es handelt sich also um den Transformator, Gene-rator, Motor, usw., wie in Adresse festgelegt.

Das Hauptschutzobjekt hat 2 oder mehr Seiten. Beim Transformator sind dies die Wicklungsenden, beim Generator oder Motor die Klemmen- und Sternpunktseite. Bei einem kombinierten Schutzobjekt, wie Generator und Transformator in Blockschal-tung, sind es die äußeren Enden, bei Sammelschienen die Abzweige. Der Begriff „Sei-ten“ wird nur auf das Hauptschutzobjekt angewendet.

Die in das Schutzobjekt einfließenden Ströme werden an den Messstellen erfasst. Die Messstellen sind durch die Stromwandlersätze repräsentiert, die den Schutzbereich abgrenzen. Sie können, müssen aber nicht mit den Seiten identisch sein. Unterschie-de gibt es z.B., wenn auf eine Transformatorwicklung (= 1 Seite) von 2 galvanisch zu-sammenhängenden Zuleitungen über 2 Stromwandlersätze (= 2 Messstellen) ge-speist wird.

Tabelle 2-1 Analoge Messgrößeneingänge

Typfür 3-phasige Schutzobjekte 1) für Sammelschiene 1-phasig

Spannung

3-phasig

Spannung

1-phasigStrom

3-phasig 1)

Strom (Zusatz) Strom

1-phasig

Strom (Zusatz)

1-phasig davon empf. 3) 1-phasig davon empf. 3)

7UT613 3 3 1 9 2) 3 1 1 1

7UT633 3 3 1 9 2) 3 1 1 1

7UT6355 1 1 — — — — —

4 4 2 12 4 2 — —1) gilt auch für Einphasentransformatoren 2) bei Mischwandler (IN = 0,1 A) 6 Eingänge 3) umschaltbar

20 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Die den Seiten des Hauptschutzobjektes zugeordneten Messstellen sind die zugeord-neten Messstellen. Wenn das Gerät mehr dreiphasige Strommesseingänge hat als für die Zuordnung zu den Seiten des Hauptschutzobjektes benötigt werden, heißen die übrigen Messstellen nicht zugeordnete Messstellen. Diese können dann für andere Schutz-, Überwachungs- und Messaufgaben verwendet werden, welche drei Phasen-ströme verarbeiten, z.B. Erdfehlerdifferentialschutz, Überstromzeitschutz, Schieflast-schutz, Überlastschutz oder einfach nur Anzeige von Betriebsströmen. Die nicht zu-geordneten Messstellen erfassen also Ströme eines weiteren Schutzobjektes.

Je nach Ausführung des Gerätes gibt es 1 bis 4 einphasige Zusatzeingänge für Zu-satzwandler. Diese dienen der Erfassung einphasiger Ströme, z.B. Erdstrom in der Zuführung zwischen dem Sternpunkt einer geerdeten Wicklung und Erde oder Leck-strom zwischen dem Kessel eines Transformators und Erde. Auch diese können dem Hauptschutzobjekt zugeordnet oder nicht zugeordnet sein. Wenn sie einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet sind, können sie vom Differentialschutz mitverarbei-tet werden (Beispiel Berücksichtigung des Sternpunktstromes im Differentialstrom), nicht zugeordnete Zusatzeingänge können als einphasige Ströme anderweitig verar-beitet werden (Beispiel Kesselstromerfassung durch den einphasigen Überstromzeit-schutz) oder auch mit 3-phasigen nicht zugeordneten Messstellen kombiniert werden (z.B. Erdfehlerdifferentialschutz an einem anderen als dem Hauptschutzobjekt).

Bild 2-1 illustriert die Begriffsdefinitionen an einem Beispiel. Um möglichst viele Begrif-fe zu zeigen, enthält das Beispiel mehr Anschlüsse als tatsächlich möglich sind.

Das Hauptschutzobjekt ist ein Zweiwicklungs-Transformator YNd mit geerdetem Sternpunkt an der Y-Seite. Seite S1 ist die Oberspannungsseite (Y), Seite S2 ist die Unterspannungsseite (d). Die Definition der Seiten für das Hauptschutzobjekt (und nur für dieses) ist die Basis für die Bildung der Differential- und Stabilisierungsströme beim Differentialschutz.

Für die Seite S1 bestehen 2 Messstellen M1 und M2. Die dort gemessenen Ströme gehören zu der Seite S1, ihre Summe fließt auf Seite 1 in den Schutzbereich des Hauptschutzobjektes. Die Stellung der Sammelschienentrenner spielt dabei keine Rolle. Auch die Polarität der Ströme wird bei den topologischen Betrachtungen noch nicht beachtet.

Unterspannungsseitig hat auch die Seite S2 wegen des Knotens zum Eigenbedarfs-abgang zwei Messstellen: M3 und M4. Die Summe dieser Ströme fließt in die Unter-spannungsseite (S2) des Hauptschutzobjektes.

Die 4 Messstellen M1 bis M4 sind den Seiten des Hauptschutzobjektes zugeordnet, also zugeordnete Messstellen. Sie bilden die Basis für die Messwertverarbeitung drei-phasiger Ströme für den Differentialschutz. Für einen Einphasentransformator gilt im Prinzip das Gleiche; hier sind lediglich die Messströme von den Messstellen nur zwei-phasig angeschlossen.

Die Messstelle M5 ist nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet, sondern dem Kabel-abgang, der ja nichts mit dem Transformator zu tun hat. M5 ist also nicht zugeordnet. Die Ströme dieser Messstelle können für andere Schutzfunktionen, z.B. den dreipha-sigen Überstromzeitschutz zum Schutz des Kabelabgangs, verwendet werden.

Beim dreiphasigen Sammelschienenschutz gibt es keine Unterscheidung zwischen Messstellen und Seiten; beides ist gleichbedeutend mit den Abzweigen der Sammel-schiene.

217UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-1 Beispiel für die Begriffe an einer Topologie

Die Zusatzmessstelle Z3 liefert den Sternpunktstrom des Transformators. Sie ist der Seite 1 des Hauptschutzobjektes zugeordnet, also eine zugeordnete Messstelle. Sie kann beim Differentialschutz für die vollständige Differentialstrombildung benutzt wer-den. Für den Erdfehlerdifferentialschutz über die Oberspannungswicklung kann sie den Sternpunktstrom der Seite 1 liefern.

Die Zusatzmessstelle Z4 ist nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet, weil sie nicht vom Differentialschutz benötigt wird. Sie ist nicht zugeordnet. Hier wird der Kesselerd-strom erfasst und über den einphasigen Messeingang IZ4 dem einphasigen Über-stromzeitschutz als Kesselschutz zugeführt. Auch wenn dieser im weiteren Sinne dem

S1

Trafoabzweig Kabelabzweig

7UT635

M1 M2

M4

M3

M5

S2

Z3Haupt-schutz-objekt

weiteresschutz-objekt

Seiten: S1 Oberspannungsseite des Hauptschutzobjektes (Transformator) S2 Unterspannungsseite des Hauptschutzobjektes (Transformator)

Messstellen 3-phasig, zugeordnet: M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 1 M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 1 M3 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 2 M4 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 2

Messtellen 3-phasig, nicht zugeordnet: M5 dem Hauptschutzobjekt nicht zugeordnete Messstelle

Zusatzmessstellen, 1-phasig: Z3 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 1 Z4 dem Hauptschutzobjekt nicht zugeordnete Messstelle

z.B. Eigenbedarf

Z4

Oberspannung

Unterspannung

(U)

22 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Schutz des Transformators dient, ist Z4 nicht der Hauptschutzfunktion zugeordnet, weil der einphasige Überstromzeitschutz eine völlig eigenständige Schutzfunktion ohne notwendigen Bezug zu einer Seite ist.

Bild 2-2 zeigt ein Beispiel für eine Topologie, bei der außer dem Hauptschutzobjekt (dem Dreiwicklungstransformator) ein weiteres Schutzobjekt (die Erdungsdrossel) vorhanden ist, das eine 3-phasige Messstelle und eine 1-phasige Zusatzmessstelle hat. Während beim Hauptschutzobjekt eine Seite von mehreren Messstellen gespeist werden kann (wie die Oberspannungsseite S1 des Transformators über M1 und M2 gespeist wird), gibt es beim weiteren Schutzobjekt die Seitendefinition nicht. Trotzdem können weitere Schutzfunktionen (nicht der Differentialschutz) auf dieses wirken, z.B. Überstromzeitschutz (3-phasig an M5), Erd-Überstromzeitschutz (1-phasig an Z4) oder auch der Erdfehlerdifferentialschutz, der den 3-fachen Nullstrom aus M5 mit dem Erdstrom von Z4 vergleicht.

Bild 2-2 Topologie eines Dreiwicklungstransformators als Hauptschutzobjekt und einer außerhalb angeordneten Erdungsdrossel als weiteres Schutzobjekt; rechts die Erdungsdrossel in 3-phasiger Darstellung

S1

M3

S2

Haupt-schutz-objekt

Seiten: S1 Oberspannungsseite des Hauptschutzobjektes (Transformator) S2 Unterspannungsseite des Hauptschutzobjektes (Transformator) S3 Seite der Tertiärwicklung des Hauptschutzobjektes (Transformator)

Messstellen 3-phasig, zugeordnet: M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 1 M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 1 M3 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 2 M4 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle für Seite 3

Messstellen, 3-phasig, nicht zugeordnet: M5 dem Hauptschutzobjekt nicht zugeordnete Messstelle, gehört zur Erdungsdrossel

Zusatzmessstellen, 1-phasig: Z4 dem Hauptschutzobjekt nicht zugeordnete Messstelle, gehört zur Erdungsdrossel

M4S3

Z4

M5

M5 M5 M5

Z4

M1

M2

Oberspannung

L1 L2 L3

237UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Festlegung der Topologie

Bestimmen Sie zunächst die Topologie für das zu schützende Objekt und ggf. weitere Schutzobjekte. In den folgenden Erläuterungen ist Bezug auf die vorausgehenden Beispiele und die dabei definierten Begriffe genommen. Weitere Beispiele sind be-darfsweise gegeben. Die notwendigen und möglichen Einstellungen hängen von der Art des Schutzobjektes ab, wie es bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges (Ab-schnitt 2.1.1) festgelegt wurde.

Die Messstellen für einen Einphasentransformator zählen hier zu den 3-phasigen Messstellen: Der Einphasentransformator wird messtechnisch wie ein Dreiphasen-objekt mit einer fehlenden Phase (L2) behandelt.

Nummerieren Sie die Seiten des Hauptschutzobjektes und danach die dreiphasigen Messstellen durch, zunächst die für das Hauptschutzobjekt, dann für die weiteren. Im Beispiel Bild 2-1 sind die Seiten S1 und S2, die Messstellen M1 bis M5 vorhanden.

Beachten Sie bei der Nummerierung der Seiten folgende Reihenfolge:

− Beginnen Sie bei Transformatoren mit der Oberspannungsseite, ebenso bei Gene-rator/Transformator- oder Motor/Transformator-Blöcken.

− Bei Spartransformatoren müssen die beiden Anschlüsse der Sparwicklungen mit Seite 1 und Seite 2 bezeichnet werden; danach folgen ggf. weitere Anzapfungen, dann ggf. eine Dreieckswicklung. Außerdem ist hier die Seite 5 nicht zulässig.

− Beginnen Sie bei Generatoren mit der Klemmenseite.

− Beginnen Sie bei Motoren und Querdrosseln mit der Seite der Stromzuführung.

− Bei Längsdrosseln, Leitungen und Sammelschienen gibt es keine Vorzugsreihen-folge.

Die Festlegung der Seiten ist bei allen nachfolgenden Einstellungen zu beachten.

Bei den Messstellen beginnen Sie mit den dem Hauptschutzobjekt zugeordneten, in der Reihenfolge der Seiten, anschließend ggf. die nicht zugeordneten Messstellen, wie das auch in Bild 2-1 geschehen ist.

Danach legen Sie die Zusatzmessstellen (1-phasig) fest, wieder in der Reihenfolge dem Hauptschutzobjekt zugeordnete und dann ggf. weitere.

Hinweis:

Wenn Sie das Schutzobjekt gemäß Abschnitt 2.1.1 ändern, müssen Sie alle Topolo-giedaten erneut überprüfen und ggf. anpassen.

Hinweis:

Gehen Sie bei der Konfigurierung der Topologie genau in der im Folgenden vorgege-benen Reihenfolge vor, da teilweise Einstellungen und Einstellmöglichkeiten von den vorher bereits getätigten Einstellungen abhängig sind. In DIGSI® können Sie die Ein-stellblätter mit den Reitern von links nach rechts bearbeiten.

Hinweis:

Die Festlegung der Seiten und Messstellen ist bindend für alle weiteren Schritte. We-sentlich ist auch, dass die Ströme von den Messstellen an die entsprechenden Mess-eingänge des Gerätes angeschlossen werden: Die Ströme der Messstellen M1 müs-sen mit dem Gerät an den Messeingängen IL1M1, IL2M1, IL3M1 verbunden werden (bei Einphasentransformatoren entfällt IL2M1), usw.!

24 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Die Topologiedaten können nur mittels PC und DIGSI® geändert werden.

Globale Angaben für 3-phasige Mess-stellen

Bestimmen Sie die gesamte Anzahl am Gerät angeschlossener 3-phasiger Messstel-len (= angeschlossene Stromwandlersätze) und tragen Sie diese Anzahl in Adresse ! ein. Bei 7UT613 und 7UT633 sind maximal 3, bei 7UT635 maximal 5 Messstellen möglich. In den Beispielen Bild 2-1 und 2-2 gibt es jeweils , Messstellen.

Die Anzahl der dem Hauptschutzobjekt zugeordneten 3-phasigen Messstellen tragen Sie unter Adresse ! ein. Diese Zahl darf natürlich nicht größer sein als die in Adresse . Die Differenz ! – ! ist die Anzahl nicht zugeordneter dreiphasiger Messstellen. In beiden Beispielen Bild 2-1 und 2-2 sind von den 5 dreiphasigen Messstellen - zugeordnete Messstellen: M1 bis M4. M5 ist eine nicht zugeordnete Messstelle.

Die Anzahl der zum Hauptschutzobjekt gehörigen Seiten wird unter Adresse eingestellt. Im Beispiel Bild 2-1 ist das Schutzobjekt ein Transformator mit 2 Wicklungen; die Anzahl der Seiten ist 2: S1 und S2. Im Beispiel Bild 2-2 ist das Hauptschutzobjekt ein Transformator mit 3 Wicklungen; die Anzahl der Seiten ist . Bei Spartransformatoren sind maximal 4 Seiten zulässig (siehe unten).

Natürlich kann die Anzahl der Seiten auch gleich der Anzahl der zugeordnete Mess-stellen sein (aber niemals größer). Bei einem Dreiwicklungstransformator mit je einem Wandlersatz an den Wicklungen ist ! = und = (Bild 2-3).

Bei einer Sammelschiene gibt es keine Unterscheidung zwischen Seiten und Mess-stellen. Beide sind gleichbedeutend mit den Abzweigen. Daher entfällt Adresse , wenn Adresse = eingestellt ist.

Bild 2-3 Beispiel für eine Topologie an einem Dreiwicklungstransformator

Besonderheiten bei Spartransformato-ren

Wie oben erwähnt, sind bei Spartransformatoren die Sparwicklungen immer mit S1 und S2 festzulegen. Eine dritte Seite kann vorliegen, wenn die Ausgleichswicklung als Leistungswicklung (Tertiärwicklung) herausgeführt ist (Bild 2-4). In diesem Beispiel gibt es Seiten und - zugeordnete 3-phasige Messstellen.

S1

M2

S2

Haupt-schutz-objekt

Seiten: S1 Oberspannungsseite des Hauptschutz-

objektes (Transformator) S2 Unterspannungsseite des Hauptschutz-

objektes (Transformator) S3 Seite der Tertiärwicklung des Haupt-

schutzobjektes (Transformator)

Messstellen 3-phasig, zugeordnet: M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete

Messstelle für Seite 1 M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete

Messstelle für Seite 2 M3 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete

Messstelle für Seite 3

M3

M1

S3

U

257UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-4 Topologie eines Spartransformators mit als Tertiärwicklung herausgeführter Aus-gleichswicklung

Eine dritte Seite kann auch eine weitere Anzapfung an der Sparwicklung sein. Grund-sätzlich soll sich die Reihenfolge der Nummerierung der Messstellen immer an den Spannungsanschlüssen der Sparwicklung orientieren: Volle Wicklung, dann die An-zapfungen, dann ggf. die zugängliche Dreieckswicklung.

Spartrafobänke Wenn 3 einphasige Spartransformatoren zu einer Trafobank zusammengeschaltet sind, sind auch die Sternpunktzuführungen der Sparwicklungen einzeln zugänglich und häufig auch mit Stromwandlern ausgerüstet. Hier bestehen 2 Möglichkeiten:

Differentialschutz über die gesamten Transformatorbank (Bild 2-5):

Zunächst kann man einen normalen Transformatordifferentialschutz über die gesam-te Trafoanlage aufbauen. Bild 2-5 zeigt ein Beispiel, wobei eine dreiphasige Darstel-lung gewählt ist, um die Ströme genau abbilden zu können. In diesem Beispiel gibt es Seiten und zugeordnete 3-phasige Messstellen. Die Anschlüsse der Sparwicklung sind als Seite S1 (volle Wicklung) und S2 (Anzapfung) mit den Messstellen M1 und M2 definiert. Natürlich können Sie die Summe der in den Sternpunktzuführungen ge-messenen Ströme an einen 1-phasigen Messeingang des Gerätes anschließen (ge-strichelt angedeutet) und als 1-phasige Zusatzmessstelle deklarieren, um diesen Strom für den Erd-Überstromzeitschutz zu nutzen. Die als Tertiärwicklung herausge-führte und belastbare Ausgleichswicklung ist als Seite S3 definiert.

S1

M3

S2

Haupt-schutz-objekt

Seiten: S1 Oberspannungsseite des Hauptschutzobjektes

(Spartransformator) S2 Unterspannungsseite des Hauptschutzobjektes

(Spartransformator) S3 Seite der Tertiärwicklung (Ausgleichswicklung)

des Hauptschutzobjektes (Spartransformator)

Messstellen 3-phasig, zugeordnet: M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle

für Seite 1 M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle



für Seite 3

M4

M1

S3

M2

26 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Bild 2-5 Topologie einer Transformatorbank, bestehend aus 3 einphasigen Spartransfor-matoren, mit als Tertiärwicklung herausgeführter Ausgleichswicklung

Stromvergleich je Sparwicklung (Bild 2-6):

Stattdessen können Sie einen reinen Stromvergleich über jede Wicklung realisieren (Bild 2-6). Außer den beiden Anschlüssen der Sparwicklung als Seite S1 (volle Wick-lung) und S2 (Anzapfung) mit den Messstellen M1 und M2 ist eine weitere Seite S3 an den Sternpunktzuführungen mit den Messstellen M3 definiert. In diesem Fall kann ein Stromvergleich über jede einzelne Wicklung, also je Phase, mit ihren 3 Messstel-len, realisiert werden.

Ein solcher Stromvergleich ist für Erdfehler in einem der Transformatoren empfindli-cher als der normale Differentialschutz. Dies ist deshalb bedeutend, weil solche Erd-fehler bei Trafobänken die höchste Wahrscheinlichkeit besitzen.

Die Ausgleichswicklung kann und darf aber bei dieser Anwendung nicht in den Schutz einbezogen werden, auch wenn sie herausgeführt und mit Stromwandlern versehen sein sollte. Diese Schutzvariante macht einen reinen Knotenstromvergleich aller auf jede Wicklung zufließender Ströme.

Der Zusatzwandler Z1 im Bild 2-6 ist nicht notwendig. Um einen Erd-Überstromzeit-schutz zu realisieren, kann auch die Summe der 3 Ströme an den Messstellen M3 an einen 1-phasigen Zusatzmesseingang des Gerätes angeschlossen werden. Im An-hang A.3 ist in Bild A-16 ein Anschlussbeispiel gezeigt, in dem die Messstelle M3 als 3-phasige Messstelle für den Stromvergleich dient und gleichzeitig der Summenstrom

S1

Seiten: S1 Oberspannungsseite der Spar-

wicklung am Hauptschutzobjekt S2 Unterspannungsseite der Spar-

wicklung (Anzapfung) am Haupt-schutzobjekt

S3 Seite der Tertiärwicklung (Aus-gleichswicklung) am Hauptschutz-objekt

Messstellen 3-phasig, zugeordnet: M1 dem Hauptschutzobjekt zugeord-

nete Messstelle für Seite 1 M2 dem Hauptschutzobjekt zugeord-


nete Messstelle für Seite 3

Zusatzmessstellen 1-phasig, zugeordnet (Summenstrom des Wandlersatzes): Z3 dem Hauptschutzobjekt zugeord-

nete Messstelle für Seite 1 und Seite 2

Phase L1

S1 S1S2 S2 S2

S3 S3 S3

M1 M1 M1

M2 M2 M2

M3M3M3

Z3

Phase L2 Phase L3

277UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

3I0 dieses Wandlersatzes an einen 1-phasigen Messeingang IZ1 des Gerätes geführt ist.

Bild 2-6 Topologie einer Transformatorbank, bestehend aus 3 einphasigen Spartransfor-matoren; Topologie-Definitionen für einen Stromvergleichsschutz pro Phase

Globale Angaben für 1-phasigen Sammelschienen-schutz

Wird das Gerät als Sammelschienenschutz, als einphasiges Gerät oder über Misch-wandler als dreiphasiges Gerät, betrieben, stellen Sie die Anzahl der Abzweige der Sammelschiene unter Adresse ein. Die Mindestzahl beträgt En-den. (Mit weniger hätte der Einsatz eines 7UT6 keinen Sinn.)

Die maximale Anzahl von Abzweigen beträgt bei 7UT613 und 7UT633 4, bei 7UT635 2 Enden. Werden die Ströme über Mischwandler mit IN = 0,1 A betrieben, sind es bei 7UT613 und 7UT633 . Enden.

Zuordnung der 3-phasigen Mess-stellen

Die 3-phasigen Messstellen müssen nun den Seiten des Hauptschutzobjektes zuge-ordnet werden. Die Bedingung, dass immer ≤ ! ≤ ! sein muss und dass das Schutzobjekt mindesten 2 Seiten hat, erlaubt nur wenige sinnvolle Kombinationsmöglichkeiten dieser Zuordnung. Um un-mögliche Kombinationen von vorn herein auszuschließen, treten bei den folgenden Parametern nur die Adressen auf, die den globalen Einstellungen gemäß Adressen , , und entsprechen. Auch die Optionen, die man bei jedem Parameter auswählen kann, sind nur die für die eingestellten globalen Zahlen sinnvollen.

S1

Seiten: S1 Oberspannungsseite der Spar-

wicklung am Hauptschutzobjekt S2 Unterspannungsseite der Spar-

wicklung (Anzapfung) am Haupt-schutzobjekt

S3 Sternpunktseite der Sparwicklung am Hauptschutzobjekt

Messstellen 3-phasig, zugeordnet: M1 dem Hauptschutzobjekt zugeord-



nete Messstelle für Seite 3

Zusatzmessstellen 1-phasig, zugeordnet: Z1 dem Hauptschutzobjekt zugeord-

nete Messstelle für Seite 1 und Seite 2

Phase L1

S1 S1

S3 S3 S3

S2 S2 S2

M1 M1 M1

M2 M2 M2

M3 M3 M3Z1

Phase L2 Phase L3

28 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Sind diese globalen Angaben unplausibel, findet das Gerät keine sinnvolle Kombina-tion von Zuordnungsmöglichkeiten. Bei der Zuordnung der Messstellen finden Sie dann die Adresse !" vor, die eine der folgenden Optionen ange-zeigt:

− "5die Anzahl zugeordneter Messstellen ist unplausibel;

− die Anzahl der Seiten ist unplausibel.

Dieser Parameter ist nicht veränderbar. Er unterrichtet Sie lediglich über die Implau-sibilität bei den globalen Zahlenangaben. Wenn er sichtbar ist, sind die weiteren Zu-ordnungen nicht möglich. Schauen Sie sich die Adressen , , und noch einmal genau an und korrigieren die Einstellungen.

Die Vielfalt der im Folgenden aufgeführten Zuordnungsparameter soll Sie nicht verwir-ren. Sichtbar ist immer nur eine Adresse, nämlich die, welche der oben angegebenen Gesamtzahl der zugeordneten Messstellen und Seiten entspricht. Messstellen und Seiten sind durch Komma getrennt, z.B. '( = 3 zugeordnete Messstellen an 2 Sei-ten.

Als Einstelloptionen erscheinen jeweils nur die für diese Anzahl von Messstellen und Seiten möglichen Kombinationsmöglichkeiten. Dabei sind mehrere Messstellen der-selben Seite durch „+“-Zeichen verbunden; die Seitenfolge durch Kommata getrennt. Dies ist im Folgenden für jede Möglichkeit gezeigt.

Adresse !('( gilt, wenn Sie 2 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 2 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es nur eine Option, näm-lich

− 62, d.h. von den 2 Messstellen ist M1 der Seite S1, M2 der Seite S2 zugeord-net.

Da es keine anderen Möglichkeiten gibt, hat diese Adresse keine Alternativen.

Adresse !'( gilt, wenn Sie 3 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 2 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es die folgenden Optio-nen:

− 726, d.h. von den 3 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 der Seite S2 zugeordnet.

− 627, d.h. von den 3 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 der Seite S2 zugeordnet.

Adresse !' gilt, wenn Sie 3 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 3 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es nur eine Option, näm-lich

− 626, d.h. von den 3 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 der Seite S3 zugeordnet. Die Beispiele in den Bildern 2-3 und 2-5 und 2-6 entspre-chen einem solchen Fall.

Die weiteren Zuordnungen sind nur bei 7UT635 möglich, da 7UT613 und 7UT633 über maximal 3 dreiphasige Strommesseingänge verfügen (vgl. Tabelle 2-1).

Adresse !)'( gilt, wenn Sie 4 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 2 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es die folgenden Optio-nen:

− 7267-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 und M4 der Seite S2 zugeordnet. Das Beispiel in Bild 2-1 ist ein solcher Fall (M5 ist dort nicht zugeordnet).

297UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

− 7276-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 und M2 und M3 der Seite S1, M4 der Seite S2 zugeordnet.

− 6277-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 und M4 der Seite S2 zugeordnet.

Adresse !)' gilt, wenn Sie 4 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 3 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es die folgenden Optio-nen:

− 7266-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 der Seite S2, M4 der Seite S3 zugeordnet. Die Beispiele in den Bildern 2-2 und 2-4 ent-sprechen einem solchen Fall.

− 6276-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 der Seite S2, M4 der Seite S3 zugeordnet.

− 6267-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 und M4 der Seite S3 zugeordnet.

Adresse !)') gilt, wenn Sie 4 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 4 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es nur eine Option, näm-lich

− 6266-, d.h. von den 4 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 der Seite S3, M4 der Seite S4 zugeordnet.

Adresse !*'( gilt, wenn Sie 5 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 2 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es die folgenden Optio-nen:

− 7276-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 und M3 der Seite S1, M4 und M5 der Seite S2 zugeordnet.

− 7267-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 und M4 und M5 der Seite S2 zugeordnet.

− 7277-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 und M3 und M4 der Seite S1, M5 der Seite S2 zugeordnet.

− 6277-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 und M4 und M5 der Seite S2 zugeordnet.

Adresse !*' gilt, wenn Sie 5 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 3 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es die folgenden Optio-nen:

− 7267-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 und M4 der Seite S2, M5 der Seite S3 zugeordnet.

− 7266-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 der Seite S2, M4 und M5 der Seite S3 zugeordnet.

− 6276-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 der Seite S2, M4 und M5 der Seite S3 zugeordnet.

− 7276-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 und M3 der Seite S1, M4 der Seite S2, M5 der Seite S3 zugeordnet.

− 6277-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 und M4 der Seite S2, M5 der Seite S3 zugeordnet.

− 6267-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 und M4 und M5 der Seite S3 zugeordnet.

30 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Adresse !*') gilt, wenn Sie 5 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 4 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es die folgenden Optio-nen:

− 7266-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 und M2 der Seite S1, M3 der Seite S2, M4 der Seite S3, M5 der Seite 5 zugeordnet.

− 6276-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 und M3 der Seite S2, M4 der Seite S3, M5 der Seite S4 zugeordnet.

− 6267-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 und M4 der Seite S3, M5 der Seite S4 zugeordnet.

− 6266-7,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 der Seite S3, M4 und M5 der Seite S4 zugeordnet.

Adresse !*'* gilt, wenn Sie 5 zugeordnete Messstellen (Adresse ) an 5 Seiten (Adresse ) vorgegeben haben. Hier gibt es nur eine Option, näm-lich

− 6266-6,, d.h. von den 5 Messstellen sind M1 der Seite S1, M2 der Seite S2, M3 der Seite S3, M4 der Seite S4, M5 der Seite S5 zugeordnet.

Seitenzuordnung bei Spartransfor-matoren

Bei Spartransformatoren tritt zusätzlich die Frage auf, wie die Seiten des Schutzob-jektes vom Hauptschutz, also dem Differentialschutz, zu behandeln sind. Wie oben schon dargelegt (Randtitel „Besonderheiten bei Spartransformatoren“), gibt es ver-schiedene Möglichkeiten der Seitendefinition beim Spartransformator. Um ein exak-tes Abbild des Spartransformators und seiner Seiten zu erzielen, sind also weitere An-gaben nötig. Die folgenden Adressen gelten also nur für Spartransformatoren (Adres-se = gemäß Abschnitt 2.1.1).

Adresse des Spartrafos muss einer &*5 (Primärwicklung, wie oben empfohlen) zugeordnet sein. Dies ist obligatorisch und daher nicht änderbar.

Adresse ( des Spartrafos muss ebenfalls einer &*5 (Sekun-därwicklung = Anzapfung, wie oben empfohlen) zugeordnet sein. Dies ist obligato-risch und daher nicht änderbar.

Bei den Seiten 3 und 4 gibt es Alternativen. Wenn der Spartransformator eine weitere Anzapfung hat, wird die entsprechende Seite als &*5 deklariert.

Im Beispiel von Bild 2-5 ist die Seite S3 die Tertiärwicklung, also die heraus geführte und belastbare Ausgleichswicklung. Für dieses Beispiel wird also eingestellt: Adresse = 5&*.

Im Beispiel von Bild 2-6 ist die Seite 3 dem Erdungsanschluss zugewandt. Hier gilt: Adresse = 5&*5.

Die Seiten S1 und S2 sind also unveränderlich den beiden Anschlüssen der Sparwick-lung zugeordnet. Bei und ) wählen Sie die der Topologie entspre-chende Option aus: &*5 (weitere Anzapfung an der Sparwicklung), 5&* (herausgeführte belastbare Ausgleichswicklung) oder 5&*5 (Erdungsseite der Sparwicklung).

317UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Zuordnung der 1-phasigen Zusatz-messeingänge

Für jeden der möglichen Zusatzstromeingänge ist nun in den Adressen bis die Zuordnung vorzunehmen. Die Anzahl der Zusatzeingänge ist vom Gerätetyp ab-hängig (siehe auch Tabelle 2-1). Bei 7UT635 sind die Eingange IZ1 bis IZ3 nur dann als 1-phasige Zusatzmesseingänge verfügbar, wenn sie nicht für eine 5. dreiphasige Messstelle verwendet werden, d.h. wenn nur 4 (oder weniger) dreiphasige Messstel-len benötigt werden.

Die Zusatzeingänge können einer Seite oder einer Messstelle zuordnet werden oder auch nicht zugeordnet bleiben. Wenn einer Seite genau eine Messstelle zugeordnet ist, ist diese Seite gleichbedeutend mit der entsprechenden Messstelle.

Einphasige Zusatzmessströme werden in folgenden Fällen verwendet:

1. Für die Berücksichtigung des Erdstromes einer geerdeten Wicklung (direkt oder über Sternpunktbildner im Schutzbereich) eines Transformators im Differential-schutz;

2. Für den Vergleich des Erdstromes einer geerdeten Wicklung (Transformator, Ge-nerator, Motor, Querdrossel, Sternpunktbildner) mit dem Nullstrom aus den Leiter-strömen beim Erdfehlerdifferentialschutz;

3. Für die Erfassung des Erdstromes einer geerdeten Wicklung beim Erdstrom-Überstromzeitschutz;

4. Für die Erfassung eines beliebigen 1-phasigen Stromes bei einphasigen Über-stromzeitschutz;

5. Für betriebliche Grenzwertüberwachungsaufgaben und/oder Messwertanzeige.

Fall 1: Hier ist es wichtig, dass der 1-phasige Eingang der Seite des Hauptschutzob-jektes zugeordnet wird, mit deren einfließenden Phasenströmen der Erdstrom ver-glichen werden soll. Der entsprechende 1-phasige Eingang muss also der entspre-chenden Seite zugeordnet werden. Bei Transformatoren kann das nur eine Seite sein, deren Wicklungssternpunkt geerdet ist (direkt oder über Sternpunktbildner im Schutzbereich).

Im Beispiel Bild 2-1 ist die Zusatzmessstelle Z3 der Seite S1 zuzuordnen. Wenn das Gerät also über diese Zuordnung unterrichtet worden ist, ist sichergestellt, dass der am Stromeingang IZ3 gemessene Strom als Strom interpretiert wird, der zum Sternpunkt der Oberspannungswicklung (Seite 1) fließt.

Fall 2: Für diesen Fall gelten die gleichen Gesichtspunkte wie für Fall 1. Bei Genera-toren, Motoren oder Querdrosseln wählen Sie entsprechend die Klemmenseite. Sie können für den Fall 2 aber auch eine nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle verwenden. Für das Beispiel in Bild 2-2 können Sie über die Erdungs-drossel den Erdfehlerdifferentialschutz verwenden: Die Zusatzmessstelle Z4 wird dann der Messstelle M5 zugeordnet. Das Gerät ist dann informiert, dass die Mess-größen der nicht zugeordnete Messstelle M5 (3-phasig) mit der Messgröße der Zu-satzmessstelle Z4 (1-phasig) zu vergleichen sind.

Hinweis:

Wenn Sie eine Seite als 5&*5 deklariert haben, wird das Gerät auto-matisch einen Stromvergleich über jede der 3 Sparwicklungen durchführen. Dieser ist besonders empfindlich für Erdfehler innerhalb einer Wicklung. Die Ausgleichswick-lung kann und darf aber bei dieser Anwendung nicht in den Schutz einbezogen wer-den, auch wenn sie herausgeführt und mit Stromwandlern versehen sein sollte.

32 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Fall 3: Hier ist die Zusatzmessstelle ebenfalls der Seite zuzuordnen, deren Erdstrom erfasst werden soll. Sie können auch eine nicht dem Hauptschutzobjekt zugeord-nete Messstelle verwenden. Beachten Sie, dass der Erdüberstromzeitschutz nicht nur seine Messgröße aus der hier zugeordneten Zusatzmessstelle beziehen wird, sondern auch Leistungsschalterinformationen (Stromfluss und Hand-Ein-Erken-nung) von der entsprechenden 3-phasigen Messstelle.

Wenn der vom Erdüberstromzeitschutz zu verwendende Strom keiner Seite oder 3-phasigen Messstelle zuzuordnen ist, können Sie auch gemäß Fall 4 und 5 verfah-ren.

Fall 4 und 5: In diesen Fällen stellen Sie für die Zuordnung der entsprechenden Zu-satzmessstelle 55 (angeschlossen aber nicht zugeordnet) ein. Dann wird die Zusatzmessstelle weder einer bestimmten Seite des Hauptschutzob-jektes noch irgendeiner anderen 3-phasigen Messstelle zugeordnet. Diese Schutz- und Messfunktionen benötigen keine Information über die Zuordnung zu einer 3-phasigen Messstelle, weil sie allein den entsprechenden 1-phasigen Strom verar-beiten.

Allgemein: Wenn Sie eine 1-phasige Zusatzmessstelle sowohl für eine Funktion ge-mäß der Fälle 3 bis 5 als auch für einen der Fälle 1 und 2 benutzen wollen, müssen Sie natürlich die Zuordnung für die Fälle 1 bzw. 2 vornehmen.

Wenn das Gerät einen 1-phasigen Zusatzmesseingang besitzt, den Sie aber nicht be-nötigen, belassen Sie die entsprechende Einstellung auf 5.

Von den im Folgenden beschriebenen Adressen erscheinen nur die, welche im vorlie-genden Gerät verfügbar sind. Berücksichtigen Sie,

− dass bei 7UT613 und 7UT633 nur die Zusatzeingänge IZ1 bis IZ3 verfügbar sind und maximal 3 Seiten oder 3-phasigen Messstellen zugeordnet werden können und

− dass bei 7UT635 die Zusatzeingänge IZ1 bis IZ3 nicht der Messstelle M5 zugeord-net werden können, da hier entweder M5 oder IZ1 bis IZ3 verfügbar sind.

Adresse &" bestimmt, welcher Seite des Hauptschutzobjektes oder welcher 3-phasigen Messstelle der einphasige Messeingang IZ1 zugeordnet ist. Stellen Sie nach den zuvor beschriebenen Erläuterungen die Seite oder Messstelle oder keine Zuordnung ein.

Adresse &" ( bestimmt, welcher Seite des Hauptschutzobjektes oder welcher 3-phasigen Messstelle der einphasige Messeingang IZ2 zugeordnet ist. Stellen Sie nach den zuvor beschriebenen Erläuterungen die Seite oder Messstelle oder keine Zuordnung ein.

Adresse &" bestimmt, welcher Seite des Hauptschutzobjektes oder welcher 3-phasigen Messstelle der einphasige Messeingang IZ3 zugeordnet ist. Stellen Sie nach den zuvor beschriebenen Erläuterungen die Seite oder Messstelle oder keine Zuordnung ein.

Adresse &" ) bestimmt, welcher Seite des Hauptschutzobjektes oder welcher 3-phasigen Messstelle der einphasige Messeingang IZ4 zugeordnet ist. Stellen Sie nach den zuvor beschriebenen Erläuterungen die Seite oder Messstelle oder keine Zuordnung ein.

Hochempfindliche 1-phasige Zusatz-messeingänge

Die Geräte der Familie 7UT6 verfügen je nach Ausführung über 1 oder 2 Zusatzmess-eingänge, die eine besonders hohe Empfindlichkeit besitzen, da bereits Ströme ab 3 mA am Eingang erfassbar sind. Diese können für den einphasigen Überstromzeit-schutz verwendet werden.

337UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Der einphasige unabhängige Überstromzeitschutz eignet sich z.B. für einen hoch-empfindlichen Kesselschutz (s.a. Abschnitt 2.7.3) oder für einen Hochimpedanzdiffe-rentialschutz (s.a. Abschnitt 2.7.2), wenn ein hochempfindlicher Messeingang ver-wendet wird.

Wenn Sie einen solchen hochempfindlichen Strommesseingang verwenden wollen, können Sie dies dem Gerät unter den Adressen und mitteilen.

Bei 7UT613 und 7UT633 ist der Eingang IZ3 als empfindlicher benutzbar. Stellen Sie Adresse &" + = 8 ein, wenn IZ3 ein empfindlicher Eingang sein soll, anderenfalls belassen Sie die Einstellung ,8.

Bei 7UT635 ist der Eingang IZ3 als empfindlicher benutzbar, sofern er nicht für eine 5. dreiphasige Messstelle verwendet wird, d.h. wenn nur 4 dreiphasige Messstellen benötigt werden. In diesem Fall stellen Sie Adresse &" + = 8 ein, wenn IZ3 ein empfindlicher Eingang sein soll.

Der Eingang IZ4 ist bei 7UT635 immer als einphasiger Eingang verfügbar und kann über Adresse &" )+ als 8 oder ,8 ein-gestellt werden.

Zuordnung der Spannungsmess-eingänge

Bei 7UT613 und 7UT633 (nicht bei 7UT635) können Spannungsmesseingänge be-stückt sein (siehe auch Tabelle 2-1). Der 3-phasige Spannungseingangssatz und der 4. Spannungseingang können je einer Seite oder einer Messstelle oder der Sammel-schienenspannung (bei Sammelschienenschutz) zugeordnet werden.

Bild 2-7 zeigt verschiedenen Möglichkeiten der Spannungszuordnung (die natürlich in der Praxis so nicht alle gleichzeitig auftreten). Entsprechend ist Adresse " '('&" einzustellen.

− Bei Spannungsmessung bei Ua werden die Spannungen an der des Hauptschutzobjektes gemessen.

− Bei Spannungsmessung bei Ub werden die Spannungen an der 2 gemessen, die der Seite 1 des Hauptschutzobjektes zugeordnet ist.

− Bei Spannungsmessung bei Uc werden die Spannungen an der gemessen (möglich nur bei Sammelschienenschutz).

− Bei Spannungsmessung bei Ud werden die Spannungen an der gemessen, die nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet ist.

− Bei Spannungsmessung bei Ue werden die Spannungen an der 2 des Hauptschutzobjektes gemessen.

Die Beispiele zeigen, dass Seiten, Sammelschiene, zugeordnete Messstellen oder auch nicht zugeordnete Messstellen ausgewählt werden können. Bei 1-phasigen Sammelschienenschutz ist nur die Messung an der möglich.

In der Praxis richtet sich die Spannungszuordnung also danach, welche Spannungen das Gerät erhalten und verarbeiten soll. Entsprechend müssen natürlich Spannungs-wandler installiert sein und diese an das Gerät angeschlossen werden.

34 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Bild 2-7 Beispiele für Spannungszuordnung

Wenn die als Ua dargestellten Spannungswandler in der Anlage nicht existieren, kön-nen Sie z.B. die Spannungen an der 2 (dargestellt als Ub) verwenden, da diese (unter der Annahme des geschlossenen Leistungsschalters) elektrisch gleich sind. Das Gerät ordnet dann selbsttätig die Spannung der Seite 1 zu und be-rechnet die Leistung der Seite aus dieser Spannung und dem Seitenstrom von S1, der der Summe der Ströme der Messstellen M1 und M2 entspricht.

Sind keine Spannungen angeschlossen, stellen Sie 5 ein.

Wenn Sie den Übererregungsschutz benutzen, müssen Sie eine Spannung auswäh-len (und anschließen), die für den Übererregungsschutz geeignet ist. Bei Transforma-toren muss es eine ungeregelte Seite sein, da nur dort ein proportionaler Zusammen-hang zwischen dem Quotienten U/f und der Eiseninduktion B besteht. Wenn z.B. in Bild 2-7 die Wicklung an Seite 1 einen Spannungsregler besitzt, müssen Sie 2 auswählen.

Wenn Sie den Übererregungsschutz nicht verwenden, wählen Sie die Spannungen, die Sie im Betrieb als Betriebsmesswerte angezeigt oder übertragen haben möchten bzw. aus denen die Leistung errechnet werden soll.

Für den 1-phasigen Spannungsmesseingang U4 können Sie unter Adresse )&" — unabhängig von der Zuordnung der 3-phasigen Spannungseingänge — ebenfalls eine Seite oder eine Messstelle wählen. Häufig wird hier die Verlagerungs-spannung, gemessen an den e-n-Wicklungen des Wandlersatzes, verwendet. Sie können über diesen Messeingang aber auch eine andere, beliebige Messspannung erfassen. In diesem Fall stellen Sie )&" = 55 ein. Wird am 1-phasigen Spannungseingang keine Spannung benötigt, stellen Sie 5 ein.

Wegen der verschiedenen Anschlussmöglichkeiten muss das Gerät noch darüber in-formiert werden, wie es die angeschlossene 1-phasige Spannung interpretieren soll.

S1

M1 M2

Haupt-schutz-objekt

Spannungszuordnung: Ua Spannung wird an der Seite S1 des Hauptschutzobjektes

(Transformator) gemessen Ub Spannung wird an der zugeordneten Messstelle M2

gemessen Uc Spannung wird an einer Sammelschiene gemessen Ud Spannung wird an der nicht zugeordneten Messstelle M3

gemessen Ue Spannung wird an der Seite S2 des Hauptschutzobjektes

(Transformator) gemessen

(Ua)

(Ub)

(Uc)

(Ud)

M3

(Ue)S2

357UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Dies teilen Sie unter Adresse )&"+ mit. Stellen Sie !8 ein, wenn die lt. Adresse zugeordnete Spannung eine Verlagerungsspannung ist. Weiterhin kann es eine beliebige Leiter-Erde-Spannung (z.B. !9 8) oder verkettete Spannung (z.B. !9 28) sein. Ist an U4 eine Spannung ange-schlossen, die keiner Seite oder Messstelle zugeordnet ist, stellen Sie !08 ein.

2.1.3 Allgemeine Anlagendaten (Anlagendaten 1)

Allgemeines Das Gerät benötigt einige Daten des Netzes und der Anlage, um je nach Verwendung seine Funktionen an diese Daten anzupassen. Hierzu gehören z.B. Nenndaten der Anlage und der Wandler, Polarität und Anschluss der Messgrößen, ggf. Eigenschaf-ten der Leistungsschalter, u.Ä. Weiterhin gibt es eine Reihe von Funktionsparame-tern, die den Funktionen gemeinsam, also nicht einer konkreten Schutz-, Steuer- oder Überwachungsfunktion zugeordnet sind. Diese Anlagendaten 1 können nur mittels PC und DIGSI® geändert werden und sind in diesem Abschnitt besprochen.

Nennfrequenz Die Nennfrequenz des Netzes wird unter Adresse , eingestellt. Zur Verfügung stehen die Nennfrequenzen ,:1, .:1 und .6;1.

Phasenfolge Unter Adresse "! können Sie die Voreinstellung (9 929 für ein Rechtsdrehfeld) abändern, falls Ihre Anlage ein Linksdrehfeld aufweist (9 992). Bei Einphasenanwendung ist diese Einstellung ohne Belang und nicht zugänglich.

Bild 2-8 Phasenfolge

Temperatureinheit Die Temperaturen, die über die Thermobox eingekoppelt werden, können in $ oder < angezeigt werden. Dies gilt insbesondere auch für die Ausgabe der Heißpunkttemperatur, sofern Sie vom Überlastschutz mit Heiß-punkttemperaturberechnung Gebrauch machen. Stellen Sie unter Adresse die gewünschte Temperatureinheit ein. Mit der Änderung der Tem-peratureinheit ist keine automatische Umrechnung der Einstellwerte verbunden, die von dieser Temperatureinheit abhängig sind. Solche müssen dann ggf. erneut bei den entsprechend gültigen Adressen eingegeben werden.

Objektdaten bei Transformatoren

Die Transformatordaten werden benötigt, wenn das Gerät als Transformatordifferen-tialschutz eingesetzt wird, d.h. wenn bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Ab-schnitt 2.1.1 unter Randtitel „Besonderheiten“) unter (Adresse ) oder oder eingestellt wurde. In anderen Fällen sind diese Einstellungen nicht zugänglich.

L1

L3 L2

L1

L2 L3

Rechtsdrehfeld Linksdrehfeld

36 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Achten Sie bei der Definition der Seiten auf die Festlegungen, die Sie bei der Topolo-gie des Hauptschutzobjekten getroffen haben (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Festle-gung der Topologie“ und die folgenden). Die Seite 1 ist stets die Bezugswicklung, hat also die Stromphasenlage 0° und keine Schaltgruppenkennziffer. Üblicherweise ist dies die Oberspannungswicklung des Transformators.

Die Objektdaten betreffen Angaben für jede der Seiten des Schutzobjektes, wie sie bei der Festlegung der Topologie gemäß Abschnitt 2.1.2 definiert worden sind. Für nicht zugeordnete Seiten werden die Seitendaten auch nicht abgefragt. Solche Daten werde erst später eingestellt (Randtitel „Objektdaten für weitere Schutzobjekte“).

Das Gerät benötigt folgende Angaben für die Seite 1:

• Die primäre Nennspannung UN in kV (verkettet) unter Adresse & " .

• Die Nennscheinleistung unter Adresse & " . Beachten Sie, dass die Wicklungen bei Transformatoren mit mehr als 2 Wicklungen unterschiedliche Nennscheinleistungen haben können. Hier ist die Leistung für allein die Wicklung maßgebend, die der Seite 1 zugeordnet ist. Die Leistung ist immer als Primärwert einzugeben, auch wenn das Gerät generell in Sekundärwerten parametriert wird. Aus dieser Leistung errechnet das Gerät den primären Nennstrom der Seite, der die Basis für bezogene Messwerte dieser Seite bildet.

• Die Behandlung des Sternpunktes unter Adresse : 5 oder . Stellen Sie auch dann 5 ein, wenn der Sternpunkt über eine Erdstrombegrenzung (niederohmig) oder über eine Petersen-Spule (hochoh-mig) geerdet ist. Der Sternpunkt gilt ebenfalls als 5, wenn sich innerhalb des Schutzbereichs ein Sternpunktbildner oder ein Überspannungsableiter zwi-schen Sternpunkt und Erde befindet.

• Die Schaltungsart unter Adresse " . Wenn die Oberspan-nungsseite die Seite 1 ist, ist dies der Großbuchstabe der Schaltgruppe des Trans-formators (= oder ). Bei Spartransformatoren und bei Einphasentransformatoren ist nur = zulässig.

Hat die Wicklung einen Regelbereich, so wird als UN der Seite nicht die tatsächliche Nennspannung verwendet, sondern die dem mittleren Strom des Regelbereiches ent-sprechende Spannung.

mit Umax, Umin den Grenzen des Regelbereiches.

Rechenbeispiel:

Transformator YNd5 35 MVA 110 kV/20 kV Y-Seite geregelt ±20 %

Daraus resultieren für die geregelte Wicklung (110 kV): maximale Spannung Umax = 132 kV minimale Spannung Umin = 88 kV

Einzustellende Spannung (Adresse )

UN 2Umax Umin⋅

Umax Umin+--------------------------------⋅

21

Umax-------------

1Umin------------+

--------------------------------= =

UN WICKL S1 21

Umax-------------

1Umin------------+

--------------------------------2

1132 kV------------------

188 kV---------------+

----------------------------------------- 105,6 kV= = =

377UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Für die Seite 2 sind die Gesichtspunkte bezüglich der primären Nennspannung & "( (Adresse ) und der Behandlung des Sternpunktes ( (Adresse ) die gleichen wie für die Wicklung der Seite 1. Achten Sie streng auf die Zuordnung der Seite entsprechend Ihrer Festlegung bei der Topologie gemäß Ab-schnitt 2.1.2.

Die Nennscheinleistung unter Adresse & "( ist die der Wicklung, die der Seite 2 zugeordnet ist. Bei Transformatoren mit mehr als 2 Wicklungen können die Wicklungen für unterschiedliche Leistungen ausgelegt sein. Die Leistung ist immer als Primärwert einzugeben, auch wenn das Gerät generell in Sekundärwerten paramet-riert wird. Aus dieser Leistung errechnet das Gerät den primären Nennstrom der Seite.

Die Schaltungsart "( (Adresse ) und die Schaltgruppenziffer "!( (Adresse ) müssen mit den Transformatordaten der Wick-lung auf Seite 2 übereinstimmen. Die Schaltgruppenziffer gibt die Phasenverschie-bung der Ströme dieser Wicklung zur Bezugswicklung (Seite 1) an. Nach IEC wird die Phasenverschiebung in Vielfachen von 30° definiert. Ist die Oberspannungswicklung die Bezugsseite, also Seite 1, können Sie die Angaben unmittelbar aus der Schalt-gruppe entnehmen, z.B. "( = und "!( = , für Schalt-gruppe Yd5. Jede Schaltgruppenziffer von 0 bis 11 ist einstellbar, soweit sie möglich ist (z.B. sind für Yy, Dd und Dz nur gerade, für Yd, Yz und Dy nur ungerade Ziffern möglich). Für die Sparwicklung bei Spartransformatoren und für Einphasentransfor-matoren ist nur = : zulässig.

Wird eine andere als die Oberspannungswicklung zur Bezugswicklung gewählt, so ist zu beachten, dass sich die Schaltgruppenziffer ändert: So wird z.B. Yd5 von der D-Seite aus gesehen zu Dy7 (Bild 2-9).

Bild 2-9 Schaltgruppenumkehrung bei Unterspannungswicklung als Bezugsseite — Beispiel

Wenn der Transformator mehr als 2 Wicklungen oder zugeordnete Seiten hat, gilt für die weiteren Entsprechendes (Wicklung 4 und 5 nur bei 7UT635). Wenn bei Spar-transformatorbänken das dem Erder zugewandte Ende der Wicklungen als Seite de-finiert worden ist, um einen Stromvergleichsschutz über jede der Wicklungen zu rea-lisieren (siehe auch Bild 2-6 und zugehörige Erläuterungen unter „Spartrafobänke“), ergeben diese Einstellungen für diese Seite keinen Sinn und sind daher nicht verfüg-bar.

UL1N

L1 L2 L3

Wicklung 1

Wicklung 2

uL12

uL23

uL31

uL1N

UL2NUL3N

Wicklung 2

Wicklung 1

L1 L2 L3

Yd5 Dy7

uL1N

UL12

UL23

UL1N

uL2N

uL3N

UL31

NN

L1 L2 L3 L1 L2 L3

38 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Für die Wicklung, die der Seite 3 zugeordnet ist: Adresse & " die Nennspannung, bei Regelung ggf. umgerechnet, Adresse & " die Nennscheinleistung der Wicklung, Adresse die Sternpunktbehandlung, Adresse " die Schaltungsart, Adresse "! die Schaltgruppenziffer.

Für die Wicklung, die der Seite 4 zugeordnet ist: Adresse & ") die Nennspannung, bei Regelung ggf. umgerechnet, Adresse & ") die Nennscheinleistung der Wicklung, Adresse ) die Sternpunktbehandlung, Adresse ") die Schaltungsart, Adresse "!) die Schaltgruppenziffer.

Für die Wicklung, die der Seite 5 zugeordnet ist: Adresse & "* die Nennspannung, bei Regelung ggf. umgerechnet, Adresse & "* die Nennscheinleistung der Wicklung, Adresse * die Sternpunktbehandlung, Adresse "* die Schaltungsart, Adresse "!* die Schaltgruppenziffer.

Aus den Nenndaten des zu schützenden Transformators und seiner Wicklungen be-rechnet das Gerät auch automatisch die für die Wicklungsnennströme benötigten Strom-Anpassungsformeln. Die Ströme werden so umgerechnet, dass sich die Emp-findlichkeit des Schutzes stets auf die Nennscheinleistung des Transformators be-zieht. Diese ist die Nennscheinleistung der leistungsstärksten Wicklung. Es sind i.Allg. weder Schaltungen zur Anpassung der Schaltgruppe noch Umrechnungen für die Nennströme erforderlich.

Objektdaten bei Generatoren, Moto-ren oder Drosseln

Bei Verwendung des 7UT6 als Generator- oder Motorschutz muss bei der Konfigurie-rung der Schutzfunktionen (siehe Abschnitt 2.1.1, Adresse ) als = eingestellt sein. Diese Einstellung gilt auch für Längs- und Querdrosseln, wenn an beiden Seiten ein kompletter Stromwandlersatz installiert ist. In anderen Fällen sind diese Einstellungen nicht zugänglich.

Unter Adresse ! wird die primäre Nennspannung der Maschine (verkettet) eingestellt.

Die primäre Nennscheinleistung wird unter Adresse ! eingestellt. Die Leistung ist immer als Primärwert einzugeben, auch wenn das Gerät generell in Sekundärwerten parametriert wird. Aus dieser Leistung und der Nennspannung er-rechnet das Gerät den primären Nennstrom des zu schützenden Objektes und seiner Seiten selber. Dies ist die Basis für alle bezogenen Werte.

Objektdaten bei Kleinsammel-schienen oder kurzen Leitungen (3-phasig)

Diese Daten werden benötigt, wenn das Gerät als dreiphasiger Differentialschutz für Kleinsammelschienen oder kurze Leitungen eingesetzt wird. Dann muss bei der Kon-figurierung der Schutzfunktionen (siehe Abschnitt 2.1.1, Adresse ) als = eingestellt sein. In anderen Fällen sind diese Einstel-lungen nicht zugänglich.

Die primäre Nennspannung (verkettet) " wird benötigt, wenn spannungsabhängige Schutzfunktionen konfiguriert sind (z.B. Übererregungsschutz). Auch für die Berechnung von Betriebsmesswerten ist sie von Bedeutung.

Die Abzweige einer Sammelschiene können für unterschiedliche Nennströme ausge-legt sein. Zum Beispiel kann ein Freileitungsabzweig für höhere Ströme ausgelegt sein als ein Kabelabgang oder ein Transformatorabgang. Sie können für jede Seite (= Abzweig) einen primären Nennstrom der Seite angeben, auf den sich alle bezogenen

397UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Werte für diese Seite beziehen. Diese Nennströme müssen nicht identisch sein mit den Nennströmen der entsprechenden Stromwandler. Letztere werden erst später bei den Stromwandlerdaten eingestellt. Bild 2-10 zeigt ein Beispiel für eine Sammelschie-ne mit 3 Abzweigen.

Für die Sammelschiene selber als Hauptschutzobjekt können Sie ebenfalls einen Nennstrom des Schutzobjektes festlegen. Die Ströme aller dem Hauptschutzobjekt zugeordneter Messstellen werden im Gerät so umgerechnet, dass sich die Einstellun-gen des Schutzes stets auf den Nennstrom des Schutzobjektes, hier also der Sam-melschiene, beziehen. Ist ein Nennstrom für die Sammelschiene definiert, stellen Sie diesen unter Adresse ein. Wenn kein Sammelschienen-Nenn-strom definiert ist, wählen Sie zweckmäßig den größten der Abzweig-Nennströme als Sammelschienen-Nennstrom. In Bild 2-10 wäre dann der Nennstrom des Schutzob-jektes (Sammelschiene) 1000 A.

Bild 2-10 Nennströme der Seiten bei einer Sammelschiene mit 3 Abzweigen

Die weiteren Objektdaten betreffen nur Angaben für jede der Seiten des Schutzobjek-tes, wie sie bei der Festlegung der Topologie gemäß Abschnitt 2.1.2 definiert worden sind. Für nicht zugeordnete Seiten werden die Seitendaten auch nicht abgefragt. Sol-che Daten werde erst später eingestellt (Randtitel „Objektdaten für weitere Schutz-objekte“).

Stellen Sie also in Adresse den primären Nennstrom der Seite 1 ein. Wie oben erwähnt, sind bei Sammelschienen Seite und Messstelle gleichbe-deutend mit Abzweig.

Entsprechendes gilt für die weiteren Seiten: Adresse ( für Seite (Abzweig) 2, Adresse für Seite (Abzweig) 3, Adresse ) für Seite (Abzweig) 4, Adresse * für Seite (Abzweig) 5.

Bei 7UT613 und 7UT633 entfallen die Adressen und , da diese Ausführungen nur 3 Seiten erlauben.

Objektdaten bei Sammelschienen, einphasiger An-schluss mit bis zu 6, 9 bzw. 12 Abzwei-gen

Diese Sammelschienendaten werden benötigt, wenn das Gerät als einphasiger Sam-melschienendifferentialschutz eingesetzt wird. Dann muss bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (siehe Abschnitt 2.1.1, Adresse ) als = eingestellt sein. In anderen Fällen sind diese Einstellungen nicht zu-gänglich. Bei 7UT613 und 7UT633 sind bis zu 9 Abzweige, bei 7UT635 bis zu 12 Ab-zweige möglich. Werden die Ströme über Mischwandler mit IN = 0,1 A betrieben, sind bei 7UT613 und 7UT633 bis zu 6 Abzweige möglich.

Abzweig 1 Abzweig 3Abzweig 2

= :::

S1 S2 S3

Freiltg.1000 A

Kabel385 A

Trafo433 A

1000/1 500/5 500/5

( = >,

= -

=

= ::: A

40 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Die primäre Nennspannung (verkettet) " wird für die Anzeige von Betriebsmesswerten verwendet; auf die eigentlichen Schutzfunktionen hat sie keinen Einfluss.

Die Abzweige einer Sammelschiene können für unterschiedliche Nennströme ausge-legt sein. Zum Beispiel kann ein Freileitungsabzweig für höhere Ströme ausgelegt sein als ein Kabelabgang oder ein Transformatorabgang. Sie können für jeden Ab-zweig einen Nennstrom festlegen, auf den sich alle bezogenen Werte für diesen Ab-zweig beziehen. Diese Nennströme müssen nicht identisch sein mit den Nennströmen der entsprechenden Stromwandler. Letztere werden erst später bei den Stromwand-lerdaten eingestellt. Bild 2-10 zeigt ein Beispiel für eine Sammelschiene mit 3 Abzwei-gen.

Für die Sammelschiene selber als Hauptschutzobjekt können Sie ebenfalls einen Nennstrom des Schutzobjektes festlegen. Die Ströme aller dem Hauptschutzobjekt zugeordneter Messstellen werden im Gerät so umgerechnet, dass sich die Einstellun-gen des Schutzes stets auf den Nennstrom des Schutzobjektes, hier also der Sam-melschiene, beziehen. Ist ein Nennstrom für die Sammelschiene definiert, stellen Sie diesen unter Adresse ein. Wenn kein Sammelschienen-Nenn-strom definiert ist, wählen Sie zweckmäßig den größten der Abzweig-Nennströme als Sammelschienen-Nennstrom. In Bild 2-10 wäre dann der Nennstrom des Schutzob-jektes (Sammelschiene) 1000 A.

Stellen Sie in Adresse den primären Nennstrom des Abzweigs 1 ein.

Entsprechendes gilt für die weiteren Abzweige: Adresse ( für Abzweig 2, Adresse für Abzweig 3, Adresse ) für Abzweig 4, Adresse * für Abzweig 5, Adresse - für Abzweig 6, Adresse . für Abzweig 7, Adresse / für Abzweig 8, Adresse 0 für Abzweig 9, Adresse für Abzweig 10, Adresse für Abzweig 11, Adresse ( für Abzweig 12.

Bei 7UT613 und 7UT633 entfallen mit Mischwandleranschluss die Adressen bis , sonst bis , da diese Ausführungen nur 6 bzw. 9 Abzweige erlauben.

Bei Verwendung je eines Gerätes 7UT6 je Phase werden pro Abzweig für alle drei Ge-räte die gleichen Ströme und Spannungen eingestellt. Zur Identifizierung der Phasen für Störfallmeldungen und Messwerte soll jedoch auch jedem Gerät mitgeteilt werden, welcher Phase es zugeordnet ist. Dies geschieht unter Adresse " &".

Objektdaten für weitere Schutz-objekte

Die bisher behandelten Objektdaten betrafen jeweils das Hauptschutzobjekt, dessen Seiten und Messstellen Sie gemäß Abschnitt 2.1.2 zugeordnet haben. Wenn Sie noch weitere Schutzobjekte in Ihrer Topologie definiert haben, bleibt noch eine Anzahl nicht zugeordneter Messstellen. Auch für diese werden nun die Nenngrößen abgefragt.

Die Gesichtspunkte für Nennstrom und Nennspannung sind die selben wie beim Hauptschutzobjekt. Von den folgenden Adressen erscheinen nur diejenigen, welche sich gemäß Topologie auf nicht zugeordnete Messstellen beziehen. Da ein Haupt-schutzobjekt immer mindestens 2 Messstellen haben muss (mit weniger wäre kein Differentialschutz möglich), können M1 und M2 hier nie erscheinen.

417UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Adresse fragt nach dem primären Betriebsnennstrom an der Messstelle M3, wenn diese nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet ist.

Adresse ) fragt nach dem primären Betriebsnennstrom an der Messstelle M4, wenn diese nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet ist.

Adresse * fragt nach dem primären Betriebsnennstrom an der Messstelle M5, wenn diese nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet ist.

Bei 7UT613 und 7UT633 entfallen die Adressen und , da diese Ausführungen nur 3 Messstellen erlauben.

Spannungen sind nur bei 7UT613 und 7UT633 mit Spannungsmesseingängen mög-lich. Die dreiphasigen Nennspannungen wurden, soweit sie das Hauptschutzobjekt betreffen, bereits eingestellt. Haben Sie jedoch die Spannungsmessung an einer nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordneten Messstelle vorgesehen, z.B. unter Adresse " '('&" eine nicht zugeordnete ausgewählt, müs-sen Sie unter Adresse die primäre Nennspannung für diese Messstelle angeben, damit die Anzeige und Übertragung von Betriebsmesswerten (Spannungen, Leistungen) korrekt erfolgt. Analoges gilt für Adresse ).

Stromwandler-daten bei 3-phasi-gen Messstellen

Aus den Objektdaten gehen eindeutig die primären Betriebsnennströme für das zu schützende Objekt und seine Seiten hervor. Die Stromwandlersätze an den Messstel-len weichen aber i.Allg. davon ab und können sogar für eine Seite unterschiedlich sein. Außerdem ist die eindeutige Polarität der Ströme essenziell für die richtige Funk-tion des Differentialschutzes, des Erdfehlerdifferentialschutzes und die korrekte An-zeige von Betriebsmesswerten (Leistung, etc.).

Das Gerät muss daher über die Stromwandlerdaten informiert werden. Bei 3-phasigen Messstellen geschieht das durch Eingabe der Nennströme der Stromwandlersätze und der Lage ihrer sekundären Sternpunktseite.

Geben Sie unter Adresse &" den primären Nennstrom des Stromwandlersatzes an der Messstelle 1 an, unter Adresse &" den sekundären Nennstrom. Achten Sie auf die richtige Zuordnung der Messstellen (siehe Abschnitt 2.1.2 unter „Zuordnung der 3-phasigen Messstellen“, Seite 28). Ach-ten Sie auch darauf, dass die sekundären Stromwandlernennströme in Übereinstim-mung mit der Nennstromeinstellung für diese Messeingänge im Gerät sind (siehe auch Abschnitt 3.1.3.3 unter Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 (nur 7UT613 und 7UT633)“, „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 (alle Ausführungen)“ und „Ein-/Aus-gabebaugruppe C-I/O-9 (nur 7UT635)“). Anderenfalls errechnet das Gerät nicht nur falsche Primärdaten, es kann auch zu Fehlfunktionen des Differentialschutzes kom-men.

Die Polung der Ströme wird durch die Angabe der Sternpunktlage der Stromwandler-sätze festgelegt. Für die Messstelle 1 stellen Sie unter Adresse 1 ein, ob der Sternpunkt dem Schutzobjekt zugewandt ist (?) oder nicht (%). Bild 2-11 zeigt Beispiele für diese Einstellung.

42 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Bild 2-11 Lage der Stromwandlersternpunkte an 3-phasigen Messstellen — Beispiele

L1

L2

L3

L1

L2

L3

1( = %

Seite 1 Seite 2

1 = ?

G

1( = ?

1 = %

Seite 1 Seite 2L1

L2

L3

M

1( = ?

1 = ?

Seite 1 Seite 2L1

L2

L3

L1

L2

L3


1 = ?

1( = %

1 = ?

M1

M1

M1

M2

M2

M2

M1 M2 M3

437UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Für die weiteren Messstellen (zugeordnet oder nicht zugeordnet) gilt Analoges. Bei den folgenden Adressen erscheinen nur solche, die auch im Gerät vorhanden sind:

Adresse 1( Sternpunktlage Stromwandler für Messstelle M2, Adresse &" ( prim. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M2, Adresse &" ( sekund. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M2.

Adresse 1 Sternpunktlage Stromwandler für Messstelle M3, Adresse &" prim. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M3, Adresse &" sekund. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M3.

Adresse 1) Sternpunktlage Stromwandler für Messstelle M4, Adresse &" ) prim. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M4, Adresse &" ) sekund. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M4.

Adresse 1* Sternpunktlage Stromwandler für Messstelle M5, Adresse &" * prim. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M5, Adresse &" * sekund. Nennstrom Stromwandler für Messstelle M5.

Eine Besonderheit besteht für den Stromwandleranschluss bei Anwendung als Quer-differentialschutz für Generatoren oder Motoren. In diesem Fall fließen im gesunden Betrieb alle Ströme in das Schutzobjekt hinein, also umgekehrt wie bei den übrigen Anwendungen. Deshalb muss für einen Stromwandlersatz eine „falsche“ Polarität ein-gestellt werden. Den „Seiten“ entsprechen hier die Teilstränge der Maschinenwicklun-gen.

Ein Beispiel ist in Bild 2-12 dargestellt. Obschon bei beiden Stromwandlersätzen die Sternpunkte dem Schutzobjekt zugewandt sind, wird hier für die Messstelle 2 das Ge-genteil eingestellt: 1( = %.

Bild 2-12 Stromwandlersternpunkte beim Querdifferentialschutz — Beispiel

Stromwandler-daten beim 1-phasigen Sam-melschienenschutz

Unter „Objektdaten bei Sammelschienen, einphasiger Anschluss mit bis zu 6, 9 bzw. 12 Abzweigen“ (Seite 40) wurden die Betriebsnennströme für jeden Abzweig festge-legt. Auf diese werden alle Abzweigströme bezogen. Da die Betriebsnennströme von den Nennströmen der Stromwandler abweichen können, müssen dem Gerät auch die primären Nennströme der Stromwandler bekannt sein. In Bild 2-13 sind die Nennströ-me der Wandler 1000 A (Abzweig 1) und 500 A (Abzweig 2 und 3).

Wenn Sie die Nennströme schon mit externen Mitteln (z.B. mittels Anpassungswand-ler) angepasst haben, geben Sie einheitlich den Nennstrom an, auf den die externen

L1

L2

L3

1 = ?

„Seite 1“„Seite 2“

1( = %

M1M2

44 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Anpassungswandler berechnet sind, i.Allg. den Betriebsnennstrom des Schutzobjek-tes. Entsprechendes gilt, wenn Sie externe Mischwandler eingesetzt haben.

Für jeden Abzweig geben Sie den primären Stromwandler-Nennstrom ein. Dabei wer-den die Daten nur für so viele Abzweige abgefragt, wie bei der Konfigurierung lt. Ab-schnitt 2.1.2 unter „Globale Angaben für 1-phasigen Sammelschienenschutz“ (Adres-se ) angegeben wurden.

Bei den sekundären Nennströmen achten Sie darauf, dass die sekundären Strom-wandlernennströme mit dem Nennstrom der entsprechenden Stromeingangs des Ge-rätes übereinstimmen. Eine Anpassung der Sekundärnennströme des Gerätes ist ge-mäß Abschnitt 3.1.3.3 (unter Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 (nur 7UT613 und 7UT633)“, „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 (alle Ausführungen)“, „Ein-/Ausga-bebaugruppe C-I/O-9 (nur 7UT635)“) möglich. Wenn Sie externe Mischwandler ein-gesetzt haben, beträgt deren sekundärer Nennstrom normalerweise 100 mA. Für die sekundären Nennströme wird daher einheitlich für alle Abzweige :6 A eingestellt.

Die Polung der Stromwandler wird durch die Angabe der Sternpunktlage der Strom-wandlersätze festgelegt. Für jeden Abzweig stellen Sie ein, ob der Sternpunkt der Sammelschiene zugewandt ist oder nicht. Bild 2-13 zeigt ein Beispiel für 3 Abzweige, in dem bei Abzweig 1 und Abzweig 3 der Wandlersternpunkt der Sammelschiene zu-gewandt ist, bei Abzweig 2 nicht.

Bei Anschluss über Mischwandler setzen die Polaritätsangaben voraus, dass die Mischwandler einheitlich und polungsrichtig angeschlossen sind.

Bild 2-13 Lage der Stromwandlersternpunkte — Beispiele für Phase L1 einer Sammelschiene mit 3 Abzweigen

Die Parameter für die einzelnen Abzweige sind:

Adresse 1 = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 1, Adresse &" = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 1, Adresse &" = sekundärer Nennstrom für Abzweig 1.

Adresse 1 ( = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 2, Adresse &" ( = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 2, Adresse &" ( = sekundärer Nennstrom für Abzweig 2.

Adresse 1 = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 3,

7UT6

L1

L2

L3


für L1

1 = ?

1 ( = %

1 = ?

I3

I2

I1

1000/1 500/5 500/5

457UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Adresse &" = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 3, Adresse &" = sekundärer Nennstrom für Abzweig 3.

Adresse 1 ) = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 4, Adresse &" ) = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 4, Adresse &" ) = sekundärer Nennstrom für Abzweig 4.

Adresse 1 * = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 5, Adresse &" * = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 5, Adresse &" * = sekundärer Nennstrom für Abzweig 5.

Adresse 1 - = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 6, Adresse &" - = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 6, Adresse &" - = sekundärer Nennstrom für Abzweig 6.

Bei 7UT613/7UT633 und 1-phasigem Anschluss ohne Mischwandler und 7UT635:

Adresse 1 . = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 7, Adresse &" . = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 7, Adresse &" . = sekundärer Nennstrom für Abzweig 7.

Adresse 1 / = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 8, Adresse &" / = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 8, Adresse &" / = sekundärer Nennstrom für Abzweig 8.

Adresse 1 0 = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Ab-zweig 9, Adresse &" 0 = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 9, Adresse &" 0 = sekundärer Nennstrom für Abzweig 9.

Die weiteren Einstellungen sind nur bei 7UT635 möglich:

Adresse 1 = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Abzweig 10, Adresse &" = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 10, Adresse &" = sekundärer Nennstrom für Abzweig 10.

Adresse 1 = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Abzweig 11, Adresse &" = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 11, Adresse &" = sekundärer Nennstrom für Abzweig 11.

Adresse 1 ( = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene für Abzweig 12, Adresse &" ( = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 12, Adresse &" ( = sekundärer Nennstrom für Abzweig 12.

Stromwandlerda-ten für 1-phasige Zusatzeingänge

Die Anzahl der 1-phasigen Zusatzstrommesseingänge ist von der Geräteausführung abhängig, Siehe Tabelle 2-1. Solche Eingänge werden verwendet für die Erfassung des Sternpunktstromes einer geerdeten Wicklung eines Transformators, einer Quer-drossel oder eines Sternpunktbildners, eines Generators oder Motors, oder für andere 1-phasige Schutz- und Messaufgaben. Die Zuordnung zu den Schutzobjekten haben Sie bereits in Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmes-seingänge“ vorgenommen, die Zuordnung zu den Schutzfunktionen geschieht unter Abschnitt 2.1.4. Die Einstellungen hier betreffen allein die Daten der Stromwandler, unabhängig davon, ob sie dem Hauptschutzobjekt zugeordnet sind oder nicht.

46 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Das Gerät benötigt auch hier die Angaben über Polarität und Nennströme der ange-schlossenen 1-phasigen Stromwandler. Bei den folgenden Einstellungen erscheinen nur die Adressen, welche bei der vorliegenden Ausführung verfügbar und gemäß der eingestellten Topologie auch angeschlossen sind.

Für jeden angeschlossenen Zusatzmesseingang geben Sie den primären Strom-wandler-Nennstrom ein. Achten Sie auf die richtige Zuordnung der Messstellen (siehe Abschnitt 2.1.2 unter „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“, Seite 32).

Bei den sekundären Nennströmen bestehen Unterschiede abhängig davon, ob der Messeingang ein „normaler“ oder ein „empfindlicher“ Messeingang ist.

Bei einem „normalen“ Messeingang stellen Sie wie bei den 3-phasigen Messeingän-gen den sekundären Nennstrom des Stromwandlers ein. Achten Sie darauf, dass der sekundären Stromwandlernennstrom mit dem Nennstrom des entsprechenden Stromeingangs des Gerätes übereinstimmt. Eine Anpassung der Sekundärnennströ-me des Gerätes ist gemäß Abschnitt 3.1.3.3 (unter Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 (nur 7UT613 und 7UT633)“, „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 (alle Ausfüh-rungen)“, „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 (nur 7UT635)“ möglich.

Bei einem „empfindlichen“ Messeingang ist ein sekundärer Nennstrom nicht definiert. Damit auch für solche Messeingänge Primärwerte angegeben werden können (z.B. für Einstellung in Primärströmen, für Ausgabe von primären Messwerten), stellen Sie hier das Übersetzungsverhältnis INprim/INsek des angeschlossenen Stromwandlers ein.

Die Polarität des Stromes ist wichtig für die korrekte Funktion des Differentialschutzes und des Erdfehlerdifferentialschutzes. Wenn nur der Betrag des entsprechenden Stromes interessiert (wie bei Erd-Überstromzeitschutz oder einphasigen Überstrom-zeitschutz), ist die Polarität ohne Belang. Auch wenn Sie einen empfindlichen 1-pha-sigen Stromeingang gewählt haben, entfällt die Polaritätseinstellung, da dieser nur den Strombetrag verarbeitet.

Für die Polarität geben Sie an, an welcher Geräteklemme das Ende des jeweiligen Stromwandlers angeschlossen ist, das primärseitig dem Erder des betreffenden Wick-lungssternpunktes (also nicht dem Wicklungssternpunkt selber) zugeordnet ist. Die sekundäre Erdung des Stromwandlers spielt dabei keine Rolle. Bild 2-14 zeigt die Al-ternativen am Beispiel einer geerdeten Transformatorwicklung für den Zusatzstrom IZ1.

Bild 2-14 Polaritätseinstellung für den 1-phasigen Stromeingang IZ1

7UT6

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

Q8

Q7

7UT6

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

Q7

Q8

K

L l

kK

L l

k

IZ1 IZ1

&" = '@;

&" = '@>

477UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Für die maximal vier 1-phasigen Messeingänge (abhängig von der Geräteausführung) gilt:

Für den Zusatzmesseingang Z1 Adresse &" mit den Optionen '@; oder '@>, Adresse &" = primärer Nennstrom des Stromwandlers, Adresse &" = sekundärer Nennstrom des Stromwandlers.

Für den Zusatzmesseingang Z2 Adresse &" ( mit den Optionen '%; oder '%>, Adresse &" ( = primärer Nennstrom des Stromwandlers, Adresse &" ( = sekundärer Nennstrom des Stromwandlers.

Für den Zusatzmesseingang Z3 Adresse &" mit den Optionen '(; oder '(> (entfällt bei empfindlichem Eingang), Adresse &" = primärer Nennstrom des Stromwandlers, Adresse &" = sekundärer Nennstrom des Stromwandlers (entfällt bei empfindlichem Eingang), Adresse &" = Übersetzung des Stromwandlers (nur bei empfind-lichem Eingang.

Für den Zusatzmesseingang Z4 Adresse &" ) mit den Optionen '; oder '> (entfällt bei empfindlichem Eingang), Adresse &" ) = primärer Nennstrom des Stromwandlers, Adresse &" ) = sekundärer Nennstrom des Stromwandlers (entfällt bei empfindlichem Eingang), Adresse &" ) = Übersetzung des Stromwandlers (nur bei empfind-lichem Eingang.

Hinweis:

Bei Geräten im Gehäuse für Aufbau gelten die Klemmenbezeichnungen nach Tabelle 2-2.

Tabelle 2-2 Klemmenbezeichnungen beim Aufbaugehäuse

Einbaugehäuseentspricht Gehäuseklemmen bei Aufbaugehäuse 1-phasiger

Stromeingang7UT613 7UT633 7UT635

'@; 22 47 47IZ1

'@> 47 97 97

'%; 11 36 36IZ2

'%> 36 86 86

'(; 18 43 43IZ3

'(> 43 93 93

'; — — 32IZ4

'> — — 82

48 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Spannungswand-lerdaten

Sofern das Gerät über Messspannungseingänge verfügt und diese zugeordnet wor-den sind, interessieren die Spannungswandlerdaten.

Für den 3-phasigen Spannungseingang stellen Sie unter Adresse " '(' die primäre Nennspannung der Spannungswandler ein (verkettet), unter Adresse " '(' die sekundäre.

Für den 1-phasigen Spannungseingang stellen Sie unter Adresse ) die primäre Nennspannung des angeschlossenen 1-phasigen Spannungs-wandlers ein, unter Adresse ) die sekundäre.

2.1.4 Zuordnung der Schutzfunktionen zu den Messstellen/Seiten

Hauptschutzfunk-tion = Differential-schutz

Das Hauptschutzobjekt, d.i. das Schutzobjekt, das bei der Konfigurierung der Schutz-funktionen unter Adresse ausgewählt wurde, wird stets durch seine Seiten definiert, wobei den Seiten eine oder auch mehrere Messstellen zuge-ordnet sein können (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 3-phasigen Mess-stellen“ und folgende). Zusammen mit den Objekt- und Wandlerdaten gemäß Ab-schnitt 2.1.3 ist damit eindeutig, auf welche Weise die von den Messstellen (Strom-wandlersätzen) gelieferten Ströme für die Hauptschutzfunktion, den Differentialschutz (Abschnitt 2.2), verarbeitet werden müssen.

Im Beispiel von Bild 2-1 sind der Seite S1 (Oberspannungsseite des Transformators) die 3-phasigen Messstellen M1 und M2 zugeordnet. Damit ist sichergestellt, dass die Summe der über M1 und M2 in Richtung des Schutzobjektes fließenden Ströme als in den Transformator einfließende Ströme gewertet werden. Analog werden die über M3 und M4 in Richtung des Schutzobjektes fließenden Ströme als in den Transforma-tor einfließend gewertet. Fließt ein Strom von außen über M4 ein und über M3 wieder heraus, ist die Summe IM3 + IM4 = 0; es fließt dort also kein Strom in das Schutzobjekt ein. Dennoch werden beide Ströme für die Stabilisierung des Differentialschutzes ver-wendet. Nähere Einzelheiten finden Sie in der Beschreibung des Differentialschutzes (Abschnitt 2.2.1).

Dass der an der Zusatzmessstelle Z3 gemessene 1-phasige Erdstrom in den Stern-punkt der Oberspannungswicklung einfließt, wurde durch die Zuordnung der Zusatz-messstelle Z3 zur Seite S1 des Transformators festgelegt (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“).

Da die Topologie das Hauptschutzobjekt mit seinen Seiten und Messstellen für den Differentialschutz also vollständig beschreibt, sind diesbezüglich keine weiteren An-gaben mehr nötig. Für die weiteren Schutzfunktionen bestehen jedoch verschiedene Möglichkeiten.

Erdfehler-differentialschutz

In der Regel ist der Erdfehlerdifferentialschutz (Abschnitt 2.3) einer Seite des Haupt-schutzobjektes zugeordnet, und zwar derjenigen, deren Sternpunkt geerdet ist. Im Beispiel von Bild 2-1 wäre das die Seite S1; hier wäre also Adresse = einzustellen. Dieser Seite wurden bei der Festlegung der Topolo-gie die 3-phasigen Messstellen M1 und M2 zugeordnet. Die Summe der Ströme IM1 + IM2 gilt also als in die Seite S1 des Transformators einfließend.

Dass der an der Zusatzmessstelle Z3 gemessene 1-phasige Erdstrom in den Stern-punkt der Seite S1 einfließt, wurde durch die Zuordnung der Zusatzmessstelle Z3 zur Seite S1 des Transformators festgelegt (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“).

497UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Der Erdfehlerdifferentialschutz kann aber auch auf ein anderes als das Hauptschutz-objekt wirken. In Bild 2-2 ist das Hauptschutzobjekt ein Dreiwicklungstransformator mit den Seiten S1, S2 und S3. Die 3-phasige Messstelle M5 gehört hingegen zu der Erdungsdrossel. Sie haben nun die Möglichkeit, den Erdfehlerdifferentialschutz für diese Drossel zu verwenden. Da für dieses weitere Schutzobjekt keine Seiten definiert sein können, können Sie hier den Erdfehlerdifferentialschutz der nicht dem Haupt-schutzobjekt zugeordneten 3-phasigen Messstelle M5 zuordnen: Adresse = 5,.

Dass der an der Zusatzmessstelle Z4 gemessene 1-phasige Erdstrom zu der an M5 angeschlossenen Erdungsdrossel gehört, wurde durch die Zuordnung der Zusatz-messstelle Z4 zur 3-phasigen Messstelle M5 festgelegt (Abschnitt 2.1.2 unter Randti-tel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“).

Weitere 3-phasige Schutzfunktionen

Zur Erinnerung: Auch der Einphasentransformator wird wie ein 3-phasiges Schutzob-jekt (mit fehlender Phase L2) behandelt. Entsprechend gelten auch hier die 3-phasi-gen Schutzfunktionen.

Als 3-phasige Schutzfunktion gilt auch der Überstromzeitschutz für Nullstrom, da hier die Summe der Phasenströme das Ansprechkriterium bildet.

Diese weiteren Schutzfunktionen können auf das Hauptschutzobjekt oder auf weitere Schutzobjekte wirken. Die Möglichkeiten richten sich danach, wie die Topologie in Ab-schnitt 2.1.2 festgelegt worden ist.

Beim Hauptschutzobjekt wählen Sie in der Regel eine Seite, auf die die entsprechen-de Schutzfunktion wirken soll. Wenn Sie im Beispiel von Bild 2-1 den Überstromzeit-schutz für Phasenströme (Abschnitt 2.4) als Reserveschutz an der Oberspannungs-seite einsetzen wollen, stellen Sie Adresse = ein. Dann erfasst der Phasen-Überstromzeitschutz die Summe der Ströme über die Mess-stellen M1 und M2 (je Phase) in Richtung des Transformators.

Sie können den Überstromzeitschutz für Phasenströme aber auch auf eine einzelne Messstelle des Hauptschutzobjektes wirken lassen. Wenn Sie im gleichen Bild den Überstromzeitschutz als Schutz für den Eigenbedarfsabgang einsetzen wollen, stel-len Sie = ein.

Schließlich können Sie auch den Überstromzeitschutz auf ein weiteres Schutzobjekt wirken lassen, d.h. einer nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordneten 3-phasigen Messstelle zuordnen. Dann wählen Sie diese Messstelle aus. Im Beispiel von Bild 2-1 können Sie den Überstromzeitschutz als Schutz für den Kabelabzweig verwenden, indem Sie = , einstellen.

Die Zuordnung dieses Schutzes ist also beliebig. Grundsätzlich gilt:

− Die Zuordnung einer 3-phasigen Schutzfunktion zu einer Messstelle erfasst die Ströme an dieser Messstelle, gleichgültig, ob diese dem Hauptschutzobjekt zuge-ordnet ist oder nicht.

− Die Zuordnung einer 3-phasigen Schutzfunktion zu einer Seite (des Hauptschutz-objektes) erfasst die Summe der auf diese Seite von den ihr zugeordneten Mess-stellen zufließenden Ströme (je Phase).

− Beachten Sie auch, dass der Überstromzeitschutz nicht nur seine Messgröße aus der hier zugeordneten Messstelle oder Seite beziehen wird, sondern auch Leis-tungsschalterinformationen (Stromfluss und Hand-Ein-Erkennung).

Entsprechendes gilt auch für die Zuordnung des Überstromzeitschutzes für Nullstrom (Abschnitt 2.4) in Adresse . Es sei daran erinnert, dass dieser Schutz die Summe der Phasenströme erfasst und daher als dreiphasige Schutzfunk-tion gilt. Die Zuordnung kann jedoch von der des Überstromzeitschutzes für Phasen-

50 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

ströme differieren. Sie können also ohne Weiteres im angeführten Beispiel (Bild 2-1) den Überstromzeitschutz für Phasenströme () an der Oberspan-nungsseite des Transformators ( ) einsetzen und den für Nullstrom ( ) an der Unterspannungsseite (-).

Die gleichen Möglichkeiten bestehen für den Schieflastschutz (Abschnitt 2.8) (Adres-se ").

Der Überlastschutz (Abschnitt 2.9) bezieht sich immer auf eine Seite des Haupt-schutzobjektes. Dem entsprechend sind für Adresse #" nur die Seiten zulässig, nicht die Messstellen.

Da die Ursache der Überlastung außerhalb des Schutzobjektes liegt, ist der Überlast-strom ein durchfließender Strom, muss also nicht unbedingt auf die speisende Seite eines Schutzobjektes wirken.

− Bei Transformatoren mit Spannungsregelung wird der Überlastschutz auf die unge-regelte Seite gelegt, da nur bei dieser ein fest definierter Zusammenhang zwischen Nennstrom und Nennleistung herrscht.

− Bei Generatoren wirkt der Überlastschutz normalerweise auf die Sternpunktseite.

− Bei Motoren und Querdrosseln wird der Überlastschutz an die Stromwandler der Stromzuführung angeschlossen.

− Bei Längsdrosseln und kurzen Kabeln gibt es keine Vorzugsseite.

− Bei Sammelschienen und Freileitungsstücken ist der Überlastschutz i.Allg. nicht nötig, da die Berechnung einer Übertemperatur wegen der stark schwankenden Umgebungsbedingungen (Temperatur, Winde) nicht sinnvoll ist. Hier kann jedoch die strommäßige Warnstufe vor drohender Überlastung warnen.

Der Übererregungsschutz (Abschnitt 2.11) ist nur bei Geräten mit Spannungsan-schluss möglich und benötigt eine angeschlossene und in der Topologie deklarierte Messspannung (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der Spannungsmess-eingänge“). Eine Zuordnung der Schutzfunktion ist nicht nötig, da sie immer die drei-phasige Messspannung am Spannungseingang und die daraus ermittelte Frequenz bewertet.

Achten Sie beim Leistungsschalterversagerschutz (Abschnitt 2.12) (Adresse "%) darauf, dass die Zuordnung dieser Schutzfunktion der Seite oder Messstelle entspricht, deren Strom auch über den zu überwachenden Leistungs-schalter fließt. Im Beispiel von Bild 2-1 muss die Zuordnung "% = lauten, wenn der Leistungsschalter der Oberspannungsseite überwacht werden soll, da beide Ströme (über M1 und M2) über den Schalter fließen. Möchten Sie dagegen den Leistungsschalter des Kabelabzweigs überwachen, stellen Sie "% = , ein. Bei der Zuordnung des Leistungsschal-terversagerschutzes müssen Sie auch die richtige Rangierung und Zuordnung der Hilfskontakte bzw. Rückmeldungen des Schalters beachten. Näheres im Abschnitt 2.1.5.

Wenn Sie den Leistungsschalterversagerschutz keiner Messstelle oder Seite zuord-nen wollen, weil nur die Position des Schalters über seine Rückmeldungen überwacht werden soll, stellen Sie "% = 0 ein. Der Schutz bezieht dann keinen Messstrom in seine Funktion ein, sondern nur die Schalterposi-tion. Dies erlaubt auch, einen beliebigen Schalter zu überwachen, der nicht über eine an das Gerät angeschlossene Messstelle verfügt. Dann müssen Sie aber auch auf richtigen Anschluss und richtige Konfigurierung der Rückmeldung des Schalters ach-ten (Abschnitt 2.1.5).

517UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Weitere 1-phasige Schutzfunktionen

Die 1-phasigen Schutzfunktionen werten den 1-phasigen Messstrom eines 1-phasi-gen Zusatzmesseingangs aus. Dabei ist es gleichgültig, ob der angeschlossene Strom zum Hauptschutzobjekt gehört oder nicht. Entscheidend ist allein, welcher Strom am entsprechenden Zusatzmesseingang angeschlossen ist.

Dem Gerät muss nun mitgeteilt werden, welchen Strom die 1-phasigen Schutzfunktio-nen bewerten sollen.

Adresse . ordnet den Überstromzeitschutz für Erdstrom (Ab-schnitt 2.5) einem 1-phasigen Zusatzmesseingang zu. In den meisten Fällen wird das der Strom in der Sternpunktzuführung einer geerdeten Wicklung sein, gemessen zwi-schen Sternpunkt und Erder. In Bild 2-1 wäre z.B. die Zusatzmessstelle Z3 geeignet; hier stellen Sie also "&#" ein. Da diese Schutzfunktion autark ist, also keine Abhängigkeiten zu anderen Schutzfunktionen bestehen, können Sie einen be-liebigen 1-phasigen Zusatzmesseingang verwenden. Voraussetzung ist jedoch, dass dieser Messeingang kein empfindlicher Messeingang ist. Natürlich muss er ange-schlossen sein. Beachten Sie auch, dass der Erdüberstromzeitschutz nicht nur seine Messgröße aus der hier zugeordneten Zusatzmessstelle beziehen wird, sondern auch Leistungsschalterinformationen (Stromfluss und Hand-Ein-Erkennung).

Adresse ordnet den einphasigen Überstromzeitschutz (Ab-schnitt 2.7) zu. Dieser wird meist für hochempfindliche Strommessung verwendet, z.B. für Kesselschutz oder Hochimpedanz-Differentialschutz. Entsprechend ist besonders ein empfindlicher 1-phasiger Zusatzmesseingang geeignet. In Bild 2-1 wäre das die Zusatzmessstelle Z4; hier stellen Sie also "&#"- ein. Sie können diese Schutzfunktion aber jedem benutzten Zusatzmesseingang zuordnen, gleichgültig, ob empfindlich oder normal.

2.1.5 Leistungsschalterdaten (Anlagendaten 1)

Leistungsschalter-zustand

Verschiedene Schutz- und Zusatzfunktionen benötigen zur optimalen Funktion Infor-mationen über die Stellung der Leistungsschalter. Auch die Steuerfunktionen sind auf Rückmeldungen von den Schaltmitteln angewiesen.

Wenn z.B. der Leistungsschalter-Versagerschutz die Reaktion eines bestimmten Leistungsschalters überwachen soll, muss bekannt sein, an welcher Messstelle der durch den Schalter fließende Strom erfasst wird und welche Binäreingänge über die Stellung des Schalters informieren. Bei der Rangierung der Binäreingänge haben Sie lediglich die Zuordnung der (physischen) Binäreingänge zu den (logischen) Funktio-nen vorgenommen. Zusätzlich muss dem Gerät aber bekannt sein, welcher Messstel-le oder welchen Messstellen der entsprechende Leistungsschalter zugeordnet ist.

Der Schalterversagerschutz und damit der von ihm zu überwachende Leistungsschal-ter ist in der Regel einer Messstelle oder einer Seite zugeordnet (siehe oben, Ab-schnitt 2.1.4 unter Randtitel „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“, Seite 50). Daher können Sie in den Adressen bis " ... von einer Seite ausge-hen oder in den Adressen bis " ... von einer Messstelle.

Sie können aber auch einen beliebigen Leistungsschalter allein anhand seiner Posi-tion überwachen, d.h. ohne einen Stromfluss zu berücksichtigen. Dann haben Sie un-ter Adresse "% = 0 eingestellt. Stellen Sie in diesem Fall in Adresse " ein, welche LS-Positionsmeldung den Schalterzustand wiedergibt.

52 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Wählen Sie bei der Adresse, die der Zuordnung für den Leistungsschalterversager-schutz entspricht, die Meldung aus, welche die Stellung des zu überwachenden Leis-tungsschalters angibt:

1. Wenn Sie bei der Rangierung der Binäreingänge den betrachteten Leistungs-schalter als Steuerobjekt definiert haben und die entsprechenden Rückmeldun-gen rangiert haben, wählen Sie diese Rückmeldungen für die Bestimmung der Leistungsschalterposition, z.B. @:. Dann wird die Schalterstellung automatisch von den Rückmeldungen des Leistungsschalters Q0 hergeleitet.

2. Wenn Sie bei der Rangierung der Binäreingänge eine Einzelmeldung erzeugt ha-ben, die vom Öffner oder vom Schließer der Leistungsschalterhilfskontakte ge-steuert wird, wählen Sie diese aus.

3. Wenn Sie bei der Rangierung der Binäreingänge eine Doppelmeldung erzeugt ha-ben, die vom Öffner und Schließer des Leistungsschalterhilfskontaktes gesteuert wird (Rückmeldung des Schaltobjektes), wählen Sie diese aus.

4. Wenn Sie über CFC geeignete Meldungen erzeugt haben, können Sie diese aus-wählen.

Achten Sie in jedem Fall darauf, dass die ausgewählte Option auch die Schalterstel-lung des zu überwachenden Leistungsschalters angibt. Wenn Sie für den zu überwa-chenden Leistungsschalter noch keine Schaltobjekt bei der Rangierung erzeugt ha-ben, holen Sie das bitte jetzt nach. Die Vorgehensweise ist im SIPROTEC® System-handbuch, Bestell-Nr. E50417–H1100–C151 (Abschnitt 5.7), aufgezeigt.

Beispiel:

In der Rangiermatrix befindet sich in der Gruppe „Schaltobjekte“ bereits eine Dop-pelmeldung „“. Dies sei der Leistungsschalter, der auch vom Schalterversager-schutz überwacht werden soll. Bei der Rangierung haben Sie bestimmt, über wel-che physischen Binäreingänge die Rückmeldungen des Leistungsschalters Q0 an-kommen. Wenn z.B. der Schalterversagerschutz den Leistungsschalter an der Oberspannungsseite (= Seite 1) des Transformators gemäß Beispiel Bild 2-1 über-wachen soll, stellen Sie ein: Adresse " (weil Leistungsschalter an Seite 1) = @: (weil Mel-dung „“ als Rückmeldung rangiert).

Sie können natürlich auch eine beliebige Eingangsmeldung definieren, die über einen entsprechend rangierten Binäreingang die Stellung des zu überwachenden Leis-tungsschalters meldet.

Leistungsschalter für Hand-Ein-Behandlung

Für die Verarbeitung eines externen Hand-Ein-Kommandos von den Schutzfunktio-nen, die dieses benutzen, müssen Sie bereits bei der Rangierung der Binäreingänge die logische Eingangsmeldung auswählen, die der Seite oder Messstelle entspricht, welcher die Schutzfunktion zugeordnet ist. Von der internen Steuerung verwendet das Gerät die gleichen Schaltobjekte, die unter den Adressen bis ausgewählt wurden.

Beispiel:

Wenn Sie den Phasenüberstromzeitschutz der Messstelle M4 zugeordnet haben und dieser das Hand-Ein-Signal vom Leistungsschalter LS2 erhalten soll, schließen Sie das Einkommando zum Schalter LS2 an einen Binäreingang an und rangieren diesen auf „“ (FNr ).

Kommandodauer In Adresse wird die Mindestauslösekommandodauer einge-stellt. Sie gilt für alle Schutzfunktionen, die auf Auslösung gehen können. Diese Ein-stellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

537UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.1.6 Parameterübersicht


211 ANZ.ANG.MESSST. 2345

3 Anzahl angeschlossener 3ph. Messstellen

212 ANZ.ZUG.MESSST. 2345

3 Anz. dem Schutzobj. zugeord. 3ph.Messst.

213 ANZ. SEITEN 2345

3 Seitenanzahl

216 ANZ. ENDEN 3456789101112

6 Endenanzahl für 1phasige-Sam-melschiene

220 ZUORDNUNG 2M,2S S1:M1, S2:M2 S1:M1, S2:M2 Zuordnung bei 2 zug. Messst. / 2 Seiten

221 ZUORDNUNG 3M,2S S1:M1+M2, S2:M3S1:M1, S2:M2+M3

S1:M1+M2, S2:M3 Zuordnung bei 3 zug. Messst. / 2 Seiten

222 ZUORDNUNG 3M,3S S1:M1, S2:M2, S3:M3 S1:M1, S2:M2, S3:M3

Zuordnung bei 3 zug. Messst. / 3 Seiten

223 ZUORDNUNG 4M,2S S1:M1+M2, S2:M3+M4S1:M1+M2+M3, S2:M4S1:M1, S2:M2+M3+M4

S1:M1+M2, S2:M3+M4


224 ZUORDNUNG 4M,3S S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4S1:M1, S2:M2+M3, S3:M4S1:M1, S2:M2, S3:M3+M4

S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4


225 ZUORDNUNG 4M,4S S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4

S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4


226 ZUORDNUNG 5M,2S S1:M1+M2+M3, S2:M4+M5S1:M1+M2, S2:M3+M4+M5S1:M1+M2+M3+M4, S2:M5S1:M1, S2:M2+M3+M4+M5

S1:M1+M2+M3, S2:M4+M5


54 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

227 ZUORDNUNG 5M,3S S1:M1+M2, S2:M3+M4, S3:M5S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4+M5S1:M1, S2:M2+M3, S3:M4+M5S1:M1+M2+M3, S2:M4, S3:M5S1:M1, S2:M2+M3+M4, S3:M5S1:M1, S2:M2, S3:M3+M4+M5

S1:M1+M2, S2:M3+M4, S3:M5


228 ZUORDNUNG 5M,4S S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4, S4:M5S1:M1, S2:M2+M3, S3:M4, S4:M5S1:M1, S2:M2, S3:M3+M4, S4:M5S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4+M5

S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4, S4:M5


229 ZUORDNUNG 5M,5S S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4, S5:M5

S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4, S5:M5


230 ZUORDNUNG FEHL Anz. dem Schutzobj. zuge-ord. 3ph.Messst.Seitenanzahl

keine Zuordnungsfehler Seiten/Mess-stellen

241 SEITE 1 Sparwicklung Sparwicklung Seite 1 ist zugeordnet der

242 SEITE 2 Sparwicklung Sparwicklung Seite 2 ist zugeordnet der

243 SEITE 3 SparwicklungAusgleichswickl. mit Lei-stungsabführungErdungswicklung

Sparwicklung Seite 3 ist zugeordnet der

244 SEITE 4 SparwicklungAusgleichswickl. mit Lei-stungsabführungErdungswicklung

Ausgleichswickl. mit Leistungsab-führung

Seite 4 ist zugeordnet der

251 ZUSATZWDL. IZ1 nicht angeschlossenangeschlossen / nicht zuge-ordnetErde Seite 1Erde Seite 2Erde Seite 3Erde Seite 4Erde Messstelle 1Erde Messstelle 2Erde Messstelle 3Erde Messstelle 4

nicht angeschlos-sen

Zusatzwandler IZ1, verwendet als


557UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen







254 ZUSATZWDL. IZ4 nicht angeschlossenangeschlossen / nicht zuge-ordnetErde Seite 1Erde Seite 2Erde Seite 3Erde Seite 4Erde Seite 5Erde Messstelle 1Erde Messstelle 2Erde Messstelle 3Erde Messstelle 4Erde Messstelle 5



255 Z-WDL. IZ3 TYP 1A/5A-Wandlerempfindl. Wandler

1A/5A-Wandler Typ des Zusatzwandler IZ3

256 Z-WDL. IZ4 TYP 1A/5A-Wandlerempfindl. Wandler


261 UL1,2,3-WDLSATZ nicht angeschlossenSeite 1Seite 2Seite 3Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Sammelschiene

Messstelle 1 UL1,UL2,UL3-WdlSatz, ange-schlossen an


56 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

262 U4-WANDLER nicht angeschlossenangeschlossen / nicht zuge-ordnetSeite 1Seite 2Seite 3Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Sammelschiene

Messstelle 1 U4-Wandler, angeschlossen an

263 U4-WANDLER TYP Uen-WandlerUL1E-WandlerUL2E-WandlerUL3E-WandlerUL12-WandlerUL23-WandlerUL31-WandlerUx-Wandler

Uen-Wandler U4-Wandler, angeschlossen als

270 NENNFREQUENZ 50 Hz60 Hz16,7 Hz

50 Hz Nennfrequenz

271 PHASENFOLGE L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Phasenfolge

276 TEMP.EINHEIT Grad CelsiusGrad Fahrenheit

Grad Celsius Temperatureinheit

311 UN WICKL S1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspannung der Seite 1 ist

312 SN WICKL S1 0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Nennscheinleistung der Seite 1 ist

313 STERNPUNKT S1 geerdetisoliert

geerdet Sternpunkt der Seite 1 ist

314 SCHALT.ART S1 YDZ

Y Schaltungsart der Seite 1 ist








577UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

325 SCHALTGRUPPE S2 01234567891011

0 Schaltgruppe der Seite 2 ist







335 SCHALTGRUPPE S3 01234567891011








345 SCHALTGRUPPE S4 01234567891011



58 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines







355 SCHALTGRUPPE S5 01234567891011


361 UN GEN/MOTOR 0.4..800.0 kV 21.0 kV Nennspannung

362 SN GEN/MOTOR 0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Nennscheinleistung

370 UN SAMMELSCH. 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspannung

371 IN-BTR PRIM SS 1..100000 A 200 A Betriebsnennstrom Sammel-schiene

372 IN-BTR PRIM S1 1..100000 A 200 A Prim. Betriebs-Nennstrom Seite 1





381 IN-BTR PRIM 1 1..100000 A 200 A Prim. Betriebs-Nennstrom vom Ende 1







597UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen







396 LEITERAUSWAHL Leiter 1Leiter 2Leiter 3

Leiter 1 Leiterauswahl

403 IN-BTR PRIM M3 1..100000 A 200 A Nennstrom der nicht zuge-ord.Messstelle 3



408 UN-BTR PRIM M3 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspg. der nicht zugeord. Messstelle 3

409 UN-BTR PRIM U4 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspg. des nicht zugeord. U4-Wandlers

413 ERDDIFF ZUORD Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Sparwicklungnicht zugeordnete Messstelle 3nicht zugeordnete Messstelle 4nicht zugeordnete Messstelle 5

Seite 1 Erdfehlerdiff.schutz wird ange-wendet an

420 U/AMZ PH. ZUORD Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5

Seite 1 U/AMZ Phase wird angewendet an


60 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

422 U/AMZ 3I0 ZUORD Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5

Seite 1 U/AMZ 3I0 wird angewendet an

424 U/AMZ ERD ZUORD keine Zuordnung möglichZusatzwandler IZ1Zusatzwandler IZ2Zusatzwandler IZ3Zusatzwandler IZ4

Zusatzwandler IZ1 U/AMZ Erde wird angewendet an

427 UMZ 1-PH. ZUORD keine Zuordnung möglichZusatzwandler IZ1Zusatzwandler IZ2Zusatzwandler IZ3Zusatzwandler IZ4

Zusatzwandler IZ1 UMZ 1-phasig wird angewendet an

440 SCHIEFL. ZUORD Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5

Seite 1 Schieflastschutz wird angewen-det an

442 ÜBERLAST ZUORD Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5

Seite 1 Überlastschutz wird angewendet an

470 SCHALTERV ZUORD

Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5Externes Schaltmittel 1

Seite 1 Schalterversag.schutz wird angewendet an

511 STRNPKT->OBJ M1 JaNein

Ja I-Wdlsternpkt Messst.1 Richtg. Schutzobj

512 IN-PRI WDL IM1 1..100000 A 200 A Prim. Nennstrom Stromwdl. Messstelle 1

513 IN-SEK WDL IM1 1A5A

1A Sek. Nennstrom Stromwdl. Messstelle 1


617UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen





















561 STRNPKT->SS I1 JaNein

Ja I-Wdlsternpkt I1 Richtung Sam-melschiene

562 IN-PRI WDL I1 1..100000 A 200 A Prim. Nennstrom Stromwandler I1

563 IN-SEK WDL I1 1A5A0.1A

1A Sek. Nennstrom Stromwandler I1












62 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines



































637UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen













711 ERDSEIT WDL IZ1 Klemme Q7Klemme Q8

Klemme Q7 Erdungsseit. Anschl. des IZ1-Wandlers an

712 IN-PRI WDL IZ1 1..100000 A 200 A Prim. Nennstrom ZusatzStrom-wandler IZ1

713 IN-SEK WDL IZ1 1A5A

1A Sek. Nennstrom ZusatzStrom-wandler IZ1

721 ERDSEIT WDL IZ2 Klemme N7Klemme N8

Klemme N7 Erdungsseit. Anschl. des IZ2-Wandlers an




731 ERDSEIT WDL IZ3 Klemme R7Klemme R8

Klemme R7 Erdungsseit. Anschl. des IZ3-Wandlers an




734 FAKTOR WDL IZ3 1.0..300.0 60.0 Übersetzungsfaktor Prim./Sek. IZ3

741 ERDSEIT WDL IZ4 Klemme P7Klemme P8

Klemme P7 Erdungsseit. Anschl. des IZ4-Wandlers an




744 FAKTOR WDL IZ4 1.0..300.0 60.0 Übersetzungsfaktor Prim./Sek. IZ4


64 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

2.1.7 Informationsübersicht

801 UN-PRI UL1,2,3 1.0..1200.0 kV 110.0 kV Prim. Nennspannung UL1,UL2,UL3-WdlSatz

802 UN-SEK UL1,2,3 80..125 V 100 V Sek. Nennspannung UL1,UL2,UL3-WdlSatz

811 UN-PRI U4-SATZ 1.0..1200.0 kV 110.0 kV Prim. Nennspannung U4-Wdl-Satz

812 UN-SEK U4-SATZ 80..125 V 100 V Sek. Nennspannung U4-Wdl-Satz

816 Uph/Uen WDL 0.10..9.99 1.73 Anpassungsfaktor Uph / Uen

817 Uph(U4)/Uen WDL 0.10..9.99 1.73 Anpassungsfaktor Uph(U4-Wdl-Satz) / Uen

831 SCHALT/HIKO S1 Schaltgerät / Hilfskontakte an Seite 1





836 SCHALT/HIKO M1 Schaltgerät / Hilfskontakte an Messst. 1





841 SCHALT/HIKO E1 Schaltg. / Hikos von ext. Schalt-mittel 1

851A T AUSKOM MIN. 0.01..32.00 s 0.15 s Mindestdauer des Auskomman-dos


FNr. Meldung Erläuterung

05145 >Drehfeldumsch. >Drehfeldumschaltung

657UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.1.8 Einstellgruppen

Zweck der Einstell-gruppen

Für die Funktionseinstellungen des Gerätes können vier unterschiedliche Gruppen von Parametern einstellt werden. Diese können während des Betriebs vor Ort mittels des Bedienfeldes, über Binäreingang (sofern entsprechend rangiert), über die Bedien- und Serviceschnittstelle von einem Personalcomputer oder über die Systemschnitt-stelle umgeschaltet werden. Aus Sicherheitsgründen ist eine Umschaltung während einer laufenden Netzstörung nicht möglich.

Eine Einstellgruppe umfasst die Parameterwerte aller Funktionen, für die Sie bei der Konfigurierung (Abschnitt 2.1.1) die Einstellung oder eine andere aktive Option gewählt haben. Im Gerät 7UT6 werden 4 voneinander unabhängige Einstell-gruppen (Gruppe A bis D) unterstützt. Diese stellen einen identischen Funktionsum-fang dar, können aber unterschiedliche Einstellwerte enthalten.

Sie verwenden Einstellgruppen, um für unterschiedliche Anwendungsfälle die jeweili-gen Funktionseinstellungen speichern und im Bedarfsfall schnell abrufen zu können. Alle Einstellgruppen sind im Gerät hinterlegt. Es ist jedoch stets nur eine Einstellgrup-pe aktiv.

Wenn Sie die Umschaltung nicht benötigen, brauchen Sie nur die voreingestellte Ein-stellgruppe A einzustellen.

Wenn Sie von der Umschaltmöglichkeit Gebrauch machen wollen, müssen Sie bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges die Gruppenumschaltung auf = eingestellt haben (Adresse ). Bei der Einstellung der Funk-tionsparameter parametrieren Sie dann nacheinander jede der benötigten, maximal 4 Einstellgruppen A bis D. Wie Sie dabei zweckmäßig vorgehen, wie Sie Einstellgrup-pen kopieren oder wieder in den Lieferzustand rücksetzen können, sowie die Vorge-hensweise zur betrieblichen Umschaltung von einer Einstellgruppe zur anderen erfah-ren Sie im DIGSI® Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151.

Wie Sie die Möglichkeit der Umschaltung zwischen mehreren Einstellgruppen von ex-tern über Binäreingaben nutzen können, finden Sie in Abschnitt 3.1.2 unter Randtitel „Einstellgruppenumschaltung“.


05147 Drehfeld L1L2L3 Drehfeld L1 L2 L3

05148 Drehfeld L1L3L2 Drehfeld L1 L3 L2



302 AKTIVIERUNG Parameter-Gruppe AParameter-Gruppe BParameter-Gruppe CParameter-Gruppe D über Binäreingabe über Protokoll

Parameter-Gruppe A

Aktivierung

66 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

2.1.8.2 Informationsübersicht

2.1.9 Allgemeine Schutzdaten (Anlagendaten 2)

Zu den allgemeinen Schutzdaten (234() gehören solche Funktionspa-rameter, die den Funktionen gemeinsam, also nicht einer konkreten Schutz-, Überwa-chungs- oder Steuerfunktion zugeordnet sind. Im Gegensatz zu den zuvor besproche-nen "! sind sie mit der Parametergruppe umschaltbar und am Gerä-tebedienfeld einstellbar.

Leistungs-Vorzeichen

Die Leistungs- und Arbeitswerte sind bei Lieferung so definiert, dass Leistung in Rich-tung des Schutzobjektes als positiv gilt: Wirkkomponenten in Richtung Schutzobjekt, induktive Blindkomponenten in Richtung Schutzobjekt sind positiv. Entsprechendes gilt für den Leistungsfaktor cos ϕ. Gelegentlich ist es wünschenswert, die Leistungs-aufnahme aus dem Schutzobjekt (z.B. von der Sammelschiene her gesehen) positiv zu definieren. Mit Hilfe des Parameters Adresse ',% können die Vorzeichen für diese Komponenten invertiert werden.

Leistungsschalter-zustand

Verschiedene Schutz- und Zusatzfunktionen benötigen zur optimalen Funktion Infor-mationen über die Stellung der Leistungsschalter. Auch die Steuerfunktionen sind auf Rückmeldungen von den Schaltmitteln angewiesen.

Wenn z.B. der Leistungsschalter-Versagerschutz die Reaktion eines bestimmten Leistungsschalters mittels Stromfluss überwachen soll, muss bekannt sein, an wel-cher Messstelle der durch den Schalter fließende Strom erfasst wird.

Außer etwaigen Schalterstellungsinformationen über die Rückmeldungen von den Hilfskontakten der Leistungsschalter werden auch die elektrische Kriterien ausgewer-tet, welche sagen, dass ein Leistungsschalter nicht offen sein kann, wenn ein Strom darüber fließt. Dieses Stromkriterium wird dadurch definiert, dass eine Stromstärke vorgegeben wird, deren Unterschreitung Voraussetzung für die Erkennung ei-nes offenen Schalters darstellt.

Da auch komplexere Topologien vorliegen können, kann der Leistungsschalter einer Messstelle oder einer Seite zugeordnet sein.

Bei 3-phasigen Schutzobjekten können Sie für jede der maximal möglichen 5 Seiten des Hauptschutzobjektes und für jede der maximal möglichen 5 Messstellen einen solchen Reststrom einstellen. Beim vorliegenden Gerät beschränken sich natürlich die Möglichkeiten auf die tatsächlich vorhandenen und durch die Topologie vorgege-benen Seiten bzw. Messstellen. Die maximal möglichen Adressen sind:


00007 >Param. Wahl1 >Parametergruppenwahl (Auswahl Bit 1)

00008 >Param. Wahl2 >Parametergruppenwahl (Auswahl Bit 2)

P-Gruppe A Parametergruppe A

P-Gruppe B Parametergruppe B

P-Gruppe C Parametergruppe C

P-Gruppe D Parametergruppe D

677UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Adresse für die Seite 1 des Hauptschutzobjektes, Adresse ( für die Seite 2 des Hauptschutzobjektes, Adresse für die Seite 3 des Hauptschutzobjektes, Adresse ) für die Seite 4 des Hauptschutzobjektes, Adresse * für die Seite 5 des Hauptschutzobjektes.

Adresse für die Messstelle 1, Adresse ( für die Messstelle 2, Adresse für die Messstelle 3, Adresse ) für die Messstelle 4, Adresse * für die Messstelle 5.

Im Allgemeinen kann sehr empfindlich eingestellt werden, sofern bei offenem Leis-tungsschalter parasitäre Ströme (z.B. durch Induktion) ausgeschlossen werden kön-nen. Anderenfalls müssen die Werte entsprechend erhöht werden. In den meisten Fällen können Sie alle angezeigten Adressen gleich einstellen.

Beachten Sie jedoch, dass bei Seiten, die über mehrere Messstellen gespeist werden, Messfehler bei der Summation der Ströme entstehen können.

Beim 1-phasigen Sammelschienenschutz können Sie für jede der maximal möglichen 6 Abzweige (7UT613 und 7UT633 bei 1-phasigen Anschluss mit Mischwandler) bzw. 9 Anzweige (7UT613 und 7UT633 bei 1-phasigen Anschluss ohne Mischwandler bzw. 12 Abzweige (7UT635 mit oder ohne Mischwandler) der Sammelschiene einen sol-chen Reststrom einstellen. Die maximal möglichen Adressen sind:

Adresse für den Abzweig 1, Adresse ( für den Abzweig 2, Adresse für den Abzweig 3, Adresse ) für den Abzweig 4, Adresse * für den Abzweig 5, Adresse - für den Abzweig 6, Adresse . für den Abzweig 7, Adresse / für den Abzweig 8, Adresse 0 für den Abzweig 9, Adresse für den Abzweig 10, Adresse für den Abzweig 11, Adresse ( für den Abzweig 12.

Schließlich ist es auch möglich, dass an Zusatzmessstellen die Restströme überwacht werden. Die maximal möglichen Adressen sind:

Adresse &" für die Zusatzmessstelle 1, Adresse &"( für die Zusatzmessstelle 2, Adresse &" für die Zusatzmessstelle 3, Adresse &") für die Zusatzmessstelle 4.

Denken Sie auch daran, dass Sie alle Binäreingänge rangiert haben, die einen Hand-EIN-Impuls für die verschiedenen Schutzfunktionen erzeugen sollen (FNrn bis ).


In der folgenden Liste beziehen sich die bezogenen Werte I/INS auf den Nennstrom der zugeordneten Seite wie in Abschnitt 2.1.3 festgelegt. Einstellbereiche und Vorein-stellungen in Ampere sind für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben.

68 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines

Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizie-ren.


1107 P,Q VORZEICHEN nicht invertiertinvertiert

nicht invertiert Vorzeichen von P,Q Betriebs-messwerten

1111 I-REST SEITE 1 0.04..1.00 I/InS 0.10 I/InS I-Rest: Erkennung abgeschal-tete Seite 1





1121 I-REST MESSST.1 0.04..1.00 A 0.04 A I-Rest: Erkennung abgeschal-tete Messst.1





1131 I-REST ENDE 1 0.04..1.00 A 0.04 A I-Rest: Erkennung abgeschalte-tes Ende 1










697UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.1.9.2 Informationsübersicht



1151 I-REST ZUSWDL 1 0.04..1.00 A 0.04 A I-Rest:Erkennung abgeschalt. Zusatzwdl.1






00311 Fehl.Proj/Param Fehlerhafte Projektierung / Parametr.

00312 ALL Feh ArtGrup Allg.Feh: Widerspruch SchaltArt/-Gruppe

00313 ALL Feh Erd-Wdl Allg.Feh: mehrere Erdwdl. gleichen Typs

00314 ALL Feh SeiMess Allg.Feh: Widerspruch Anz. Seiten/Messst

30060 ALL Wdl-M1: Allg: Anpassfaktor I-Wandler Messst. 1





30065 ALL Wdl-U1: Allg: Anpassfaktor U-Wandler UL123

30067 zu klein Par: zu klein eingestellter Parameter:

30068 zu gross Par: zu gross eingestellter Parameter:

30069 Fehler Param: Einstellfehler bei Parameter:

30351 >LS M1 Hand-Ein >LS Messst. 1 - Hand-Einschaltung

30070 LS M1 Hand-Ein LS Messst. 1 - Hand-Einschalt-Erk.(Imp.)






70 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.1 Allgemeines




30356 >LS S1 Hand-Ein >LS Seite 1 - Hand-Einschaltung

30075 LS S1 Hand-Ein LS Seite 1 - Hand-Einschalt-Erk.(Imp.)









00501 Ger. Anregung Anregung (Schutz)

00511 Gerät AUS Geräte-Aus (allg.)

>QuittGAUS >Quittierung des Geräte-AUS

G-AUSQuitt Quittierungspflichtiges Geräte-AUS

00545 T-Anr= Laufzeit von Anregung bis Rückfall

00546 T-AUS= Laufzeit von Anregung bis Auslösung

00126 Schutz E/A Schutz Ein/Aus (Systemschnittstelle)

30251 IL1M1: Abschaltstrom (primär) L1 Messstelle 1















00576 IL1S1: Abschaltstrom (primär) L1 Seite 1


717UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen















00582 I1: Abschaltstrom (primär) I1













72 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.2 Differentialschutz


Der Differentialschutz stellt die Hauptschutzfunktion des Gerätes dar. Er arbeitet auf der Grundlage des Stromvergleiches. 7UT6 ist geeignet für Transformatoren, Gene-ratoren, Motoren, Drosseln, kurze Leitungen, auch mit Abzweig, und (im Rahmen der möglichen Stromeingänge) Sammelschienen. Auch ist ein Blockschutz für Generator-Transformator-Blöcke realisierbar. Bei 7UT613 und 7UT633 sind bis zu 3, bei 7UT635 bis zu 5 dreiphasige Messstellen möglich.

7UT6 kann auch als einphasiges Gerät eingesetzt werden. Dann können bei 7UT613 und 7UT633 bis zu 6 (mit Mischwandler) bzw. 9, bei 7UT635 bis zu 12 Messstellen eines Schutzobjektes angeschlossen werden, also z.B. Sammelschienen mit bis zu 6 bzw. 9 bzw. 12 Abzweigen.

Der Schutzbereich wird selektiv durch die Stromwandler an seinen Enden abgegrenzt.

2.2.1 Funktionsbeschreibung des Differentialschutzes

Die Aufbereitung der Messgrößen ist abhängig von der Verwendung des Differential-schutzes. In diesem Abschnitt wird auf die Funktion des Differentialschutzes allge-mein eingegangen, unabhängig davon, welcher Art das Schutzobjekt ist. Dabei wird eine einphasigen Darstellung benutzt. Danach folgen die Besonderheiten zu den ein-zelnen Schutzobjekten.

Grundprinzip bei zwei Seiten

Der Differentialschutz beruht auf einem Stromvergleich. Bei ihm wird ausgenutzt, dass ein Schutzobjekt (Bild 2-15) im ungestörten Betriebszustand stets an beiden Seiten denselben Strom i (gestrichelt) führt. Dieser fließt auf der einen Seite in den betrach-teten Bereich hinein und verlässt ihn auf der anderen Seite wieder. Eine Stromdiffe-renz ist das sichere Kennzeichen für einen Fehler innerhalb des Schutzobjektes. Die Sekundärwicklungen der Stromwandler W1 und W2 an den Seiten des Schutzobjek-tes könnten bei gleicher Übersetzung so zusammengeschaltet werden, dass sich ein geschlossener Stromkreis mit dem Sekundärstrom I ergibt und ein in die Querverbin-dung geschaltetes Messglied M beim ungestörten Betriebszustand stromlos bleibt.

Bild 2-15 Grundprinzip des Differentialschutzes für zwei Seiten (einphasige Darstellung)

I

I1

I

I2

i i1 i2 i

I1 + I2

M

i1 + i2

W1 W2

Schutz-objekt

737UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bei einem Fehler im durch die Wandler abgegrenzten Bereich bekommt das Mess-glied einen zur Summe i1 + i2 der von beiden Seiten einfließenden Fehlerströme pro-portionalen Strom I1 + I2 zugeführt. Die einfache Anordnung nach Bild 2-15 führt also bei einem Fehler im Schutzbereich, in dem ein für das Ansprechen des Messgliedes M ausreichender Fehlerstrom fließt, zuverlässig zum Ansprechen des Schutzes.

Bei allen folgenden Betrachtungen werden grundsätzlich alle in den Schutzbereich einfließenden Ströme positiv bewertet, soweit nicht ausdrücklich anders vermerkt.

Grundprinzip bei mehreren Seiten

Bei Schutzobjekten mit drei oder mehr Seiten oder bei Sammelschienen wird das Dif-ferentialprinzip dahingehend erweitert, dass im ungestörten Betrieb die Summe aller in das Schutzobjekt einfließenden Ströme Null sein muss, bei einem Kurzschluss aber die Summe der einfließenden Ströme gleich dem Fehlerstrom ist.

Bild 2-16 zeigt ein Beispiel für eine Sammelschiene mit 4 Abzweigen. Der Dreiwick-lungstransformator in Bild 2-17 hat 4 Messstellen und wird daher für den Differential-schutz wie ein „4-Wickler“ behandelt.

Bild 2-16 Grundprinzip eines Differentialschutzes für 4 Messstellen am Beispiel einer Sam-melschiene (einphasige Darstellung)

Bild 2-17 Grundprinzip eines Differentialschutzes für 4 Messstellen am Beispiel eines Dreiwicklungstransformators mit 4 Messstellen (einphasige Darstellung)

Stromstabilisie-rung

Wenn bei äußeren Fehlern sehr große Ströme den Schutzbereich durchfließen, tritt bei unterschiedlichem Übertragungsverhalten im Sättigungsbereich der Wandler W1 und W2 (Bild 2-15) im Messglied M ein entsprechender Differenzstrom auf, der eine Auslösung verursachen könnte, obschon kein Fehler im Schutzbereich vorliegt. Ein solches Fehlverhalten des Schutzes wird durch Stabilisierung verhindert.

Zur Stabilisierung wird bei Differentialschutzgeräten für Schutzobjekte mit zwei Seiten entweder die Differenz der Ströme |I1 – I2| benutzt oder auch die Summe der Beträge |I1| + |I2|. Im interessierenden Bereich der Stabilisierungskennlinien sind beide Metho-

I2

i1

I1 + I2 + I3 + I4

M

W1 W2 W3 W4

I1 I3 I4

Schutzobjekt

i2 i3 i4

I1 + I2 + I3 + I4

M

i1

i2

i3

i4

I1

I2

I3

I4

Schutz-objektW1

W2

W3

W4

74 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


den gleich. Bei Schutzobjekten mit mehr als zwei Enden, also z.B. Mehrwicklungs-transformatoren oder Sammelschienen, ist nur die Methode mit der Betragssumme möglich. Der Einheitlichkeit halber wird diese durchgängig beim 7UT6 angewendet. Für 2 Messstellen wird also definiert:

ein Auslöse- oder Differentialstrom

Idiff = |I1 + I2|

sowie ein Stabilisierungsstrom

Istab = |I1| + |I2|

Bei mehr als zwei Messstellen werden die Stromdefinitionen entsprechend erweitert, z.B. für 4 Messstellen (Bilder 2-16 oder 2-17) also:

Idiff = |I1 + I2 + I3 + I4|

Istab = |I1| + |I2| + |I3| + |I4|

Idiff wird aus der Grundschwingung der Ströme berechnet und wirkt im auslösenden Sinne, Istab wirkt diesem entgegen.

Zur Verdeutlichung der Wirkung seien drei wichtige Betriebszustände mit idealen und angepassten Messgrößen betrachtet (Bild 2-18):

Bild 2-18 Stromdefinitionen

a) Durchgangsstrom bei fehlerfreiem Betrieb oder außenliegendem Fehler:

I1 fließt in den Schutzbereich hinein, I2 fließt aus dem Schutzbereich heraus, d.h. ist gegenüber der Vorzeichendefinition negativ, also I2 = –I1; außerdem ist |I2| = |I1|

Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0 Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|

Keine Auslösegröße (Idiff = 0); die Stabilisierung (Istab) entspricht dem Doppelten des durchfließenden Stromes.

b) Innerer Kurzschluss, Speisung von beiden Seiten mit z.B. gleich großen Strömen:

Es gilt dann I2 = I1; außerdem ist |I2| = |I1|

Idiff = |I1 + I2| = |I1 + I1| = 2·|I1| Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|

Auslösegröße (Idiff) und Stabilisierungsgröße (Istab) sind gleich groß und entspre-chen dem gesamten Kurzschlussstrom.

c) Innerer Kurzschluss, Speisung nur von einer Seite:

SchutzobjektW1 W2

i1 i2

I1 + I2

I1 I2

M

757UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Es gilt dann I2 = 0

Idiff = |I1 + I2| = |I1 + 0| = |I1| Istab = |I1| + |I2| = |I1| + 0 = |I1|

Auslösegröße (Idiff) und Stabilisierungsgröße (Istab) sind gleich groß und entspre-chen dem einseitigen Kurzschlussstrom.

Beim inneren Fehler ist also Idiff = Istab. Damit ist die Ortskurve für innere Fehler im Auslösediagramm durch eine Gerade mit 45° Steigung gekennzeichnet (in Bild 2-19) die strichpunktierte Linie).

Bild 2-19 Auslösekennlinie des Differentialschutzes mit Fehlerkennlinie

Zusatzstabilisie-rung bei außen liegenden Fehlern

Sättigung der Stromwandler bei hohen Kurzschlussströmen und/oder langen Netz-zeitkonstanten spielen beim inneren Kurzschluss (im Schutzbereich) praktisch keine Rolle, da die Messwertverfälschung im gleichen Maße in den Differentialstrom wie in den Stabilisierungsstrom eingeht. Die Fehlerkennlinie in Bild 2-19 gilt prinzipiell auch hier. Natürlich muss die Grundschwingung im Sekundärstrom des gesättigten Strom-wandlers zumindest die Ansprechschwelle a in Bild 2-19) überschreiten.

Bei einem äußeren Fehler, der einen hohen durchfließenden Kurzschlussstrom her-vorruft, kann durch Stromwandlersättigung, wenn sie an den Messstellen unterschied-lich stark ausgeprägt ist, ein erheblicher Differentialstrom vorgetäuscht werden, der, wenn der Arbeitspunkt Idiff/Istab im Auslösebereich der Kennlinie (Bild 2-19) liegt, ohne besondere Maßnahmen zur Fehlauslösung führen würde.

7UT6 verfügt über einen Sättigungsindikator, der solche Zustände erkennt und ent-sprechende Stabilisierungsmaßnahmen einleitet. Der Sättigungsindikator bewertet das dynamische Verhalten von Differential- und Stabilisierungsstrom.

Die gestrichelte Linie in Bild 2-19 zeigt den momentanen Verlauf der Stromverhältnis-se beim äußeren Fehler mit einseitiger Wandlersättigung.

Unmittelbar nach Fehlereintritt (A) steigen die Kurzschlussströme zunächst stark an und bewirken einen entsprechend hohen Stabilisierungsstrom (2×durchfließender

Zusatzstabilisierung

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Auslösen

IstabINObj----------------

IdiffINObj----------------

a

Fehlerkennlinie

A

B

C

D

aSättigungseintritt

Sperren

76 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Strom). Tritt nun einseitige Sättigung ein (B), erzeugt diese einen Differentialstrom und schwächt den Stabilisierungsstrom, so dass der Arbeitspunkt Idiff/Istab bis in den Auslösebereich wandern kann (C).

Bei innerem Kurzschluss hingegen läuft der Arbeitspunkt sofort an der Fehlerkennlinie entlang (D), da der Stabilisierungsstrom kaum größer wird als der Differentialstrom.

Stromwandlersättigung beim äußeren Fehler ist also dadurch gekennzeichnet, dass zunächst ein hoher momentaner Stabilisierungsstrom fließt. Der Sättigungsindikator trifft seine Entscheidung in der ersten Viertelperiode. Ist ein äußerer Fehler so er-kannt, wird die Differentialstufe für eine einstellbare Zeit blockiert. Die Blockierung wird aufgehoben, sobald erkannt wird, dass sich der Arbeitspunkt Idiff/Istab stationär (d.h. über mindestens eine Periode) innerhalb des Auslösegebietes nahe der Fehler-kennlinie befindet (≥90 % der Steigung der Fehlerkennlinie). Hierdurch werden Folge-fehler im zu schützenden Bereich auch nach vorangegangenem äußeren Kurzschluss mit Stromwandlersättigung schnell erkannt.

Die Zusatzstabilisierung arbeitet für jeden Leiter getrennt. Durch Einstellung können Sie bestimmen, ob bei Eintritt dieses Stabilisierungskriteriums nur die entsprechende Phase oder auch die übrigen Phasen der Differentialstufe blockiert werden.

Eine weitere Stabilisierung tritt ein, wenn durch unterschiedliches transientes Sekun-därverhalten der Stromwandlersätze ein Differentialstrom vorgetäuscht wird. Dieser entsteht bei durchfließendem Strom infolge unterschiedlicher Gleichstromzeitkon-stanten im Sekundärkreis der Stromwandlersätze, d.h. die primär identischen Gleich-anteile werden sekundär unterschiedlich abgebildet und führen deshalb zu einem Gleichanteil im Differentialstrom. Dieser Gleichanteil wird erkannt und führt zu einer kurzzeitigen Anhebung der Ansprechwerte der Differentialstufe.

Stabilisierung mit Harmonischen

Insbesondere bei Transformatoren und Querdrosseln können beim Einschalten kurz-zeitig hohe Magnetisierungsströme entstehen (Rushströme), die in den Schutzbe-reich einfließen, ihn aber nicht wieder verlassen. Sie wirken also wie einseitig einflie-ßende Fehlerströme. Auch beim Parallelschalten von Transformatoren oder bei Über-erregung eines Transformators durch erhöhte Spannung oder Unterfrequenz können unerwünschte Differentialströme entstehen.

Der Einschaltrush kann ein Mehrfaches des Nennstromes erreichen und ist durch ei-nen relativ hohen Gehalt der zweiten Harmonischen (doppelte Nennfrequenz) ge-kennzeichnet, die im Kurzschlussfall nahezu völlig fehlt. Überschreitet der Gehalt an zweiter Harmonischer im Differentialstrom also eine einstellbare Schwelle, wird die Auslösung durch die Differentialstufe verhindert.

Außer der zweiten Harmonischen kann im 7UT6 eine weitere Harmonische zur Stabi-lisierung herangezogen werden (einstellbar). Zur Auswahl stehen die dritte und fünfte Harmonische.

Stationäre Übererregung ist durch ungeradzahlige Oberschwingungen gekennzeich-net. Hier eignet sich die dritte oder fünfte Harmonische zur Stabilisierung. Da bei Transformatoren häufig die dritte im Trafo eliminiert wird (z.B. in einer Dreieckswick-lung), wird hier meist die fünfte verwendet.

Auch bei Stromrichter-Transformatoren spielen ungeradzahlige Harmonische eine Rolle, die beim inneren Kurzschluss nicht vorhanden sind.

Die Differentialströme werden auf ihren Oberschwingungsgehalt hin untersucht. Für die Frequenzanalyse werden digitale Filter benutzt, die eine Fourieranalyse der Diffe-rentialströme durchführen. Sobald die Oberschwingungsanteile größer als die ein-stellbaren Grenzen sind, wird eine Stabilisierung der betroffenen Leiterauswertung vorgenommen. Die Filteralgorithmen sind bezüglich ihres Einschwingverhaltens so

777UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

optimiert, dass sich zusätzliche Maßnahmen zur Stabilisierung bei dynamischen Vor-gängen erübrigen.

Da die Einschaltstabilisierung für jeden Leiter individuell arbeitet, ist der Schutz auch optimal wirksam, wenn z.B. ein Transformator auf einen einphasigen Fehler geschal-tet wird, wobei möglicherweise in einem anderen gesunden Leiter ein Einschalt-Rush-strom fließt. Es ist jedoch auch möglich, den Schutz so einzustellen, dass bei Über-schreiten des zulässigen Oberschwingungsanteils im Strom nur eines Leiters nicht nur der Leiter mit dem Rushstrom stabilisiert, sondern auch die übrigen Leiter der Dif-ferentialstufe blockiert werden. Diese sog. „Crossblock“-Funktion kann auf eine be-stimmte Zeitdauer begrenzt werden.

Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern

Stromstarke innere Fehler im Schutzbereich können immer dann ohne Berücksichti-gung der Stabilisierungsströme sofort abgeschaltet werden, wenn aufgrund der Stromhöhe feststeht, dass es sich nicht um einen äußeren Fehler handeln kann. Bei Schutzobjekten mit hoher eigener Längsimpedanz (Transformator, Generator, Längs-drossel) lässt sich ein Stromwert finden, der von einem durchfließenden Kurzschluss-strom niemals überschritten wird. Bei einem Transformator ist das z.B. der (primäre) Wert .

Der Differentialschutz des 7UT6 verfügt über eine unstabilisierte Schnellauslösestufe. Diese wirkt auch dann, wenn z.B. wegen Stromwandlersättigung durch ein Gleich-stromglied im Kurzschlussstrom eine zweite Harmonische auftritt, die von der Ein-schaltstabilisierung als Rushstrom interpretiert werden könnte.

Die Schnellauslösung arbeitet sowohl mit der Grundschwingung des Differentialstro-mes als auch mit Momentanwerten. Die Momentanwertverarbeitung garantiert auch dann eine schnelle Auslösung, wenn durch Stromwandlersättigung die Grundschwin-gung stark gedämpft würde. Wegen möglicher Stromverlagerung bei Eintritt eines Kurzschlusses arbeitet die Momentanwertverarbeitung ab dem doppelten Einstell-wert.

Ansprechwerterhö-hung bei Anlauf

Die Ansprechwerterhöhung ist besonders bei Motoren nützlich. Anders als bei Trans-formatoren ist der Einschaltstrom bei Motoren ein durchfließender Strom. Differenz-ströme können aber dadurch entstehen, dass die Stromwandler vor dem Einschalten unterschiedliche Restmagnetisierung besitzen und dadurch von unterschiedlichen Ar-beitspunkten ihrer Hysterese aus mit Strom beaufschlagt werden. Diese Differenz-ströme sind zwar gering, können aber bei empfindlicher Einstellung des Differential-schutzes durchaus schädlich wirken.

Als zusätzliche Sicherheit gegen Überfunktionen beim Zuschalten eines zuvor strom-losen Schutzobjektes kann von der Ansprechwerterhöhung bei Anlauf Gebrauch ge-macht werden. Wenn der Stabilisierungsstrom einer Phase einen einstellbaren Wert " unterschritten hat, wird die Ansprechwerterhöhung aktiviert. Der Sta-bilisierungsstrom ist ja im Normalbetrieb doppelt so hoch wie der durchfließende Strom, sein Unterschreiten daher ein Kriterium für das abgeschaltete Schutzobjekt. Der Ansprechwert 1 und die anderen Äste der Idiff>-Stufe werden nun um ei-nen einstellbaren Faktor erhöht (siehe Bild 2-20).

Die Wiederkehr des Stabilisierungsstromes ist das Kennzeichen für den Anlauf. Nach einer einstellbaren Zeit 5" wird die Kennlinienerhöhung zurückge-nommen. Stromverhältnisse Idiff/Istab nahe der Fehlerkennlinie (≥90 % der Steigung der Fehlerkennlinie) führen auch vor Ablauf der Zeit 5" zur Auslö-sung.

1uk Trafo----------------------- I

⋅

78 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-20 Ansprechwerterhöhung der Stufe bei Anlauf

Auslösekennlinie Bild 2-21 zeigt die gesamte Auslösekennlinie des 7UT6. Der Kennlinienast a stellt die Empfindlichkeitsschwelle des Differentialschutzes dar (Einstellwert 1) und be-rücksichtigt konstante Fehlerströme wie z.B. Magnetisierungsströme.

Ast b berücksichtigt stromproportionale Fehler, die durch Übersetzungsfehler der Stromwandler und der Eingangswandler des Gerätes, oder z.B. durch Anpassungs-abweichungen und Stufenschalter bei Transformatoren mit Spannungsregelung auf-treten.

Im Bereich hoher Ströme, die Wandlersättigung hervorrufen können, sorgt Kenn-linienast c für eine stärkere Stabilisierung.

Bei Differentialströmen oberhalb des Astes d erfolgt Auslösung unabhängig vom Sta-bilisierungsstrom und harmonischer Stabilisierung (Einstellwert 11). Dies ist also der Bereich der „Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern“.

Das Gebiet der Zusatzstabilisierung ist durch den Sättigungsindikator bestimmt (sie-he oben unter Randtitel „Zusatzstabilisierung bei außen liegenden Fehlern“).

Die Größen Idiff und Istab werden vom Differentialschutz in die Auslösekennlinie nach Bild 2-21 eingeordnet. Ergeben diese Größen einen Punkt innerhalb des Auslösege-bietes, erfolgt Auslösung. Wenn die Stromverhältnisse Idiff/Istab einen Punkt nahe der Fehlerkennlinie (≥90 % der Steigung der Fehlerkennlinie) ergeben, löst der Schutz auch dann aus, wenn die Auslösekennlinien durch Zusatzstabilisierung, Anlauf- oder Gleichstromerkennung übermäßig stark erhöht worden sind.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10Idiff

INObj--------------

Istab

INObj--------------

AuslösenAnlaufkennlinie

Ansprechwerterhöhung

stationäreKennlinie

Sperren

797UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-21 Auslösekennlinie des Differentialschutzes

Anregung, Rückfall Normalerweise benötigt ein Differentialschutz keine „Anregung“, da Fehlererkennung und Auslösebedingung identisch sind. Wie alle SIPROTEC® Geräte verfügt jedoch auch 7UT6 über eine Anregung, die einen Startzeitpunkt für eine Reihe von Folgeak-tivitäten darstellt. Die Anregung bestimmt den Beginn eines Störfalls. Dies ist notwen-dig, damit z.B. Störfallprotokolle und Störwertaufzeichnungen angelegt werden. Aber auch interne Funktionen benötigen den möglichst genauen Zeitpunkt des Fehlerein-tritts, auch bei einem Fehler außerhalb des Schutzbereiches, so z.B. der Sättigungs-indikator, der ja gerade bei durchfließendem Kurzschlussstrom seine Aufgabe erfüllen muss.

Auf Anregung wird erkannt, sobald die Grundschwingung des Differentialstromes etwa 85 % des Ansprechwertes erreicht oder der Stabilisierungsstrom mehr als 85 % in das Gebiet der Zusatzstabilisierung reicht (Bild 2-22). Auch das Ansprechen der Schnellauslösestufe für stromstarke Kurzschlüsse erzeugt ein Anregesignal.

Wenn eine Stabilisierung durch höhere Harmonische aktiviert ist, wird zunächst die Oberschwingungsanalyse durchgeführt (ca. 1 Periode), um ggf. die Stabilisierungsbe-dingungen zu überprüfen. Ansonsten erfolgt das Auslösekommando, sobald die Aus-lösebedingungen erfüllt sind (Auslösebereich in Bild 2-21).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Auslösen

b

c

d

IstabINObj----------------

IdiffINObj----------------

a

Fehlerkennlinie

Sperren


80 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-22 Anregung des Differentialschutzes

Für Sonderfälle kann das Auslösekommando verzögert werden.

Bild 2-23 zeigt ein vereinfachtes Diagramm der Auslöselogik.

Auf Rückfall wird erkannt, wenn 2 Perioden lang in keiner Differentialgröße Anregung mehr vorhanden ist, d. h. der Differentialstrom auf <70 % des Einstellwertes abgesun-ken ist und auch die übrigen Anregebedingungen nicht mehr erfüllt sind.

War kein Auslösekommando abgegeben worden, ist der Störfall mit dem Rückfall be-endet.

War jedoch ein Auskommando gebildet worden, wird dieses für die Mindestkomman-dodauer gehalten, die bei den allgemeinen Gerätedaten für alle Schutzfunktionen ein-gestellt wurde (siehe auch Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Kommandodauer“, Seite 53). Rückfall kann erst stattfinden, wenn auch die übrigen oben genannten Rückfall-bedingungen erfüllt sind.

0,85

stationäreKennlinie

IdiffINObj----------------

Anregung

IstabINObj----------------

Beginn derZusatzstabilisierung

0,85 ·

817UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-23 Auslöselogik des Differentialschutzes (vereinfacht)

L3 L2

L1

≥1 &

>Diff blockFNr 05603

FNr 05616Diff blockFNr 05617

Diff wirksam

FNr 05615Diff aus

“1”

FNr 05631Diff G-Anr

Diff> L3 (o.VZ)

≥1

Diff> L2 (o.VZ)

FNr 05681...05683Diff> L1 (o.VZ)

FNr 05691Diff> AUS

≥1

≥1

FNr 05672Diff AUS L1

FNr 05692

Diff>> AUS

FNr 05671Diff AUS

Kennlinie

Einschalt-stabilisierung(2. Harmon.)

Harmon. Stabilisierung(3. oder 5.)

Zusatz- Stabilisierung(ext. Fehler)

Schnell-auslösung

FN

r 05

651.

..056

53D

iff e

xt.F

eh L

1

Diff

ext

.Feh

L2

Diff

ext

.Feh

L3

≥1FNr 05673Diff AUS L2

≥1FNr 05674Diff AUS L3

Diff>> L3(o.VZ)Diff>> L2(o.VZ)

FNr 05684...05686Diff>> L1(o.VZ)

T

≥1

≥1

1) nur bei Transformator

1)

1)

MessfreigabeMessfreigabe

Messfreigabe

Diffstrom-überwachung

&

2)

T

2) nur bei Leitung/

&

FN

r 05

647.

..056

49D

iff n

.Har

m L

1

Diff

n.H

arm

L2

Diff

n.H

arm

L3

FN

r 05

644.

..056

46D

iff 2

.Har

m L

1

Diff

2.H

arm

L2

Diff

2.H

arm

L3

1)

1)

FN

r 05

662.

..056

64D

iffS

trom

Üb.

L1

Diff

Str

omÜ

b. L

2

Diff

Str

omÜ

b. L

3

2)

Sammelschiene

FNr 05670Diff I-Freigabe

2)

≥12)

&

82 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.2.2 Differentialschutz für Transformatoren

Anpassung der Messgrößen

Bei Transformatoren sind i.Allg. bei durchfließendem Strom die auf der Sekundärseite der Stromwandler gemessenen Ströme nicht gleich, sondern werden von der Über-setzung und der Schaltgruppe des zu schützenden Transformators sowie den Nenn-strömen der Stromwandler bestimmt. Um die Ströme vergleichbar zu machen, müs-sen sie daher erst angepasst werden.

Diese Anpassung geschieht bei 7UT6 rechnerisch. Externe Anpassungsmittel sind daher normalerweise überflüssig.

Die digitalisierten Ströme werden jeweils auf die Transformator-Nennströme umge-rechnet. Hierzu wurden dem Schutzgerät die Transformator-Nenndaten, also Nenn-scheinleistung, Nennspannungen, und die primären Nennströme der Stromwandler eingegeben (Unterabschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“, Seite 36, und „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“, Seite 42).

Bild 2-24 zeigt ein Beispiel für die Betragsanpassung. Aus der Nennscheinleistung des Transformators (72 MVA) und den Nennspanungen der Wicklungen (110 kV und 25 kV) errechnen sich die primären Nennströme der beiden Seiten S1 (378 A) und S2 (1663 A). Da die Stromwandler-Nennströme von diesen Seiten-Nennströmen abwei-chen, werden die sekundären Ströme mit den Faktoren k1 und k2 multipliziert. Danach ergeben sich unter Nennbedingungen des Transformators an beiden Seite gleiche Strombeträge, die dem sekundären Nennstrom entsprechen.

Bild 2-24 Betragsanpassung am Beispiel eines Zweiwicklungstransformators (ohne Berück-sichtigung der Schaltgruppe)

Bei Transformatoren mit mehr als 2 Wicklungen können die Wicklungen für unter-schiedliche Leistungen ausgelegt sein. Um die daraus resultierenden Ströme für den Differentialschutz vergleichbar zu machen, werden alle Ströme auf die Wicklung (= Seite des Schutzobjektes) mit der größten Nennscheinleistung bezogen. Diese wird als Nennleistung des Schutzobjektes bezeichnet.

Im Beispiel in Bild 2-25 sind die Wicklungen 1 (S1) und 2 (S2) ebenfalls für 72 MVA ausgelegt. Hier gelten die gleichen Überlegungen wie für Bild 2-24. Die dritte Wicklung (S3) dagegen ist nur für 16 MVA dimensioniert (z.B. als Eigenbedarfswicklung). Der Nennstrom dieser Wicklung (= Seite des Schutzobjektes) beträgt daher 924 A. Für den Differentialschutz muss jedoch mit vergleichbaren Ströme gerechnet werden. Deshalb muss für die dritte Wicklung ebenfalls die Nennleistung des Schutzobjektes von 72 MVA zu Grunde gelegt werden. Diese ergibt einen Nennstrom (hier Strom un-ter Nennbedingungen des Schutzobjektes, d.h. bei 72 MVA) von 4157 A. Dies ist die

I2

72 MVA

378 A

110 kV 25 kV

1663 AI1

W1400 A

W22000 A

INSeite172 MVA

3 110 kV⋅------------------------------ 378 A= = INSeite2

72 MVA

3 25 kV⋅--------------------------- 1663 A= =

IN Obj IN Seite=

k22000 A1663 A-------------------=

IN Obj IN Seite=

k1400 A378 A----------------=

S2S1

837UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bezugsgröße für die Ströme der dritten Wicklung. Die Ströme werden also mit dem Faktor k3 multipliziert.

Bild 2-25 Betragsanpassung am Beispiel eines Dreiwicklungstransformators (ohne Berück-sichtigung der Schaltgruppe)

Diese Betragsanpassung nimmt das Gerät auf Basis der eingestellten Nennwerte selbsttätig vor (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“, Seite 36, und „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“, Seite 42). Zusammen mit der ebenfalls einzugebenden Schaltgruppe ist es in der Lage, nach festgelegten Rechenregeln den Stromvergleich durchzuführen.

Die Umrechnung der Ströme erfolgt über programmierte Koeffizientenmatrizen, wel-che die Differenzbildung in den Transformatorwicklungen nachbilden. Jede denkbare Schaltgruppe (einschließlich Leitertauschungen) ist möglich. Dabei spielt auch die Sternpunktbehandlung der Transformatorwicklungen eine Rolle.

Nicht geerdeter Trafosternpunkt

Bild 2-26 zeigt ein Beispiel für die Schaltgruppe Yd5 ohne Sternpunkterdung. Dabei sind oben die Wicklungen gezeigt, darunter die Zeigerdiagramme symmetrisch durch-fließender Ströme. Die Matrizengleichung lautet in allgemeiner Form:

mit (Im) – Matrix der angepassten Ströme IA, IB, IC, k – Konstante für die Betragsanpassung, (K) – Koeffizientenmatrix, abhängig von der Schaltgruppe, (In) – Matrix der Leiterströme IL1, IL2, IL3.

Auf der rechten (Stern-)Seite sind die Leiterströme gleich den Wicklungsströmen (die Betragsanpassung ist im Bild nicht berücksichtigt).

72

MVA

72

MVA

16 MVA

378 A

110 kV

10 kV

W1400 A

924 A

INSeite172 MVA

3 110 kV⋅------------------------------ 378 A= =

IN Obj IN Seite=

k1400 A378 A----------------=

INSeite272 MVA

3 25 kV⋅--------------------------- 1663 A= =

IN Obj IN Seite=

k22000 A1663 A-------------------=

25 kV

1663 A

W22000 A

W31000 A

INSeite316 MVA

3 10 kV⋅--------------------------- 924 A= =

k31000 A4157 A-------------------=

INObj72 MVA

3 10 kV⋅--------------------------- 4157 A= =

S2S1

S3

Im( ) k K( ) In( )⋅ ⋅=

84 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-26 Schaltgruppenanpassung am Beispiel Yd5 (ohne Berücksichtigung der Betrags-anpassung)

Da innerhalb des Schutzbereiches kein Punkt geerdet ist, kann im Schutzbereich bei äußerem Fehler kein nennenswerter Nullstrom auftreten, auch wenn der Sternpunkt des Netzes an einer anderen Stelle geerdet ist. Bei einem Erdfehler innerhalb des Schutzbereiches ist dagegen ein Nullstrom an der entsprechenden Messstelle mög-lich, wenn das Netz an einer anderen Stelle geerdet ist oder ein zweiter Erdschluss im Netz vorliegt (Doppelerdschluss im nicht geerdeten Netz). Da also Nullströme nur bei inneren Fehlern auftreten können, sind sie für die Stabilität des Differentialschutzes ohne Einfluss.

Beim inneren Fehler gehen dagegen die Nullströme (weil von außen kommend) prak-tisch voll in die Empfindlichkeit ein. Eine besonders hohe Empfindlichkeit bei Erdfeh-lern im Schutzbereich lässt sich mit dem Überstromzeitschutz für Nullstrom (siehe Ab-schnitt 2.4) und/oder dem einphasigen Überstromzeitschutz (siehe Abschnitt 2.7), der auch als Hochimpedanz-Differentialschutz eingesetzt werden kann, erreichen.

Geerdeter Trafo-sternpunkt

Das Prinzip des Differentialschutzes beruht darauf, dass im fehlerfreien Betrieb die Summe aller in das Schutzobjekt einfließender Ströme Null sein muss, wie schon in Abschnitt 2.2.1 dargelegt. Wenn der Sternpunkt einer Transformatorwicklung geerdet ist, kann im Erdfehlerfall auch über diesen Sternpunkt ein Strom in den Schutzbereich einfließen. Für eine vollständige Summenbildung müsste dieser also einbezogen wer-den. In Bild 2-27 tritt z.B. beim äußeren Fehler auf der rechten Seite in den Leiterströ-men ein ausfließender Nullstrom auf (–IL3 = –3·I0), der dem in den Sternpunkt einflie-ßenden Strom entspricht (ISt = 3·I0), so dass die sich die Ströme in der Summe auf-heben.

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Wicklung 1Wicklung 2

IL1

IL2IL3

IAIA

IL1

IL2

IL3

IA

IB

IC

1

1 0 0

0 1 0

0 0 1 IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=

857UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-27 Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Stromverteilung

Die vollständige Matrixgleichung für die geerdete Seite (Y rechts) unter Einbeziehung aller einfließender Ströme lautet in diesem Fall:

ISt entspricht –3I0 bei durchfließendem Strom. Bei einem Erdfehler innerhalb des Tra-fobereichs geht also der Nullstrom ein (aus I0 = 1/3ISt), bei einem Erdfehler außerhalb aber fällt der Nullstrom heraus, da der an den Klemmen gemessene Nullstrom 3·I0 = (IL1 + IL2 + IL3) (hier negativ) den Sternpunktstrom ISt aufhebt. Dadurch ist für innere Erdfehler nahezu die volle Empfindlichkeit gewährleistet, während bei äußeren Erd-fehler der Nullstrom automatisch eliminiert ist.

Eine weiter erhöhte Empfindlichkeit für Erdfehler im Schutzbereich können Sie durch den Erdfehlerdifferentialschutz erreichen. Dieser ist in Abschnitt 2.3 beschrieben.

Sternpunktstrom nicht zugänglich

Häufig ist dieser Sternpunktsstrom jedoch nicht zugänglich. Dann ist eine vollständige Summenbildung über alle in das Schutzobjekt einfließenden Ströme nicht möglich, da ISt nicht eingeht. Damit der Nullstrom in den Leiterströmen (–IL3 = –3·I0) nicht zu ei-nem fehlerhaften Differentialstrom führt, muss er eliminiert werden.

Bild 2-28 zeigt ein Beispiel für die Schaltgruppe YNd5 mit geerdetem Sternpunkt an der Y-Seite.

Auf der linken Seite in Bild 2-28 fällt der Nullstrom durch die Stromdifferenzbildung au-tomatisch heraus, wie ja auch im Transformator selber außerhalb der Dreieckswick-lung kein Nullstrom möglich ist. Auf der rechten Seite muss der Nullstrom eliminiert werden, wenn der Sternpunktstrom nicht gemessen werden kann. Dies ergibt sich aus der Matrixgleichung, z.B. für IA: 1/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0).

Durch die Nullstromelimination werden Fehlerströme, die infolge einer Erdung im Schutzbereich (Transformatorsternpunkt oder Sternpunktbildner) auch bei Erdkurz-schlüssen im Netz über die Stromwandler fließen, ohne besondere äußere Maßnah-men unschädlich gemacht. In Bild 2-27 tritt z.B. beim äußeren Fehler auf der rechten Seite ein Nullstrom auf, auf der linken Seite nicht. Ein Vergleich der Ströme ohne Null-stromelimination und ohne Einbeziehung des Sternpunktstromes würde also zu ei-nem falschen Ergebnis führen (Differentialstrom trotz außenliegendem Fehler).

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

–IL3


IA

IB

IC

1

1 0 0

0 1 0

0 0 1 IL1

IL2

IL3

13---

ISt

ISt

ISt

⋅+⋅ ⋅=

86 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-28 Schaltgruppenanpassung am Beispiel YNd5 (ohne Berücksichtigung der Betragsanpassung)

Bild 2-29 zeigt ein Beispiel für einen Erdkurzschluss auf einer Dreiecksseite außerhalb des Schutzbereiches, wenn innerhalb des Schutzbereiches ein Sternpunktbildner (Zickzack-Drossel) installiert ist. Auch hier tritt auf der rechten Seite ein Nullstrom auf, auf der linken Seite nicht. Wäre der Sternpunktbildner außerhalb des Schutzbereiches (Stromwandler zwischen Leistungstransformator und Sternpunktbildner), wäre der Nullstrom unschädlich, da er dann nicht über die Messstelle (Stromwandler) fließt.

Bild 2-29 Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Sternpunktbildner innerhalb des Schutzbereiches mit Stromverteilung

L1

L2

L3

L1

L2

L3


IL1

IL2IL3

IAIA

IL1

IL2

IL3

IA

IB

IC

13---

2 1– 1–

1– 2 1–

1– 1– 2 IL1

IL2

IL3

⋅ ⋅=

L1

L2

L3

L1

L2

L3

877UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Nullstromelimination hat den Nachteil, dass der Differentialschutz bei Erdkurz-schlüssen im Schutzbereich der geerdeten Seite unempfindlicher ist (um den Faktor 2/3, da der Nullstrom 1/3 des Kurzschlussstromes ausmacht). Deshalb ist sie unnötig, wenn im Schutzbereich keine Sternpunkterdung vorhanden ist (vgl. oben Bild 2-26) oder der Sternpunktstrom erfasst werden kann (vgl. oben Bild 2-27).

Besonderheiten bei Transformatoren in Sparschaltung

Bei Spartransformatoren gibt es nur die Schaltgruppe Y(N)y0 (Bild 2-30). Eine Stern-punkterdung wirkt sich auf beide Netzteile (Oberspannung und Unterspannung) aus. Bei einem Erdkurzschluss besteht eine Kopplung zwischen den beiden Netzteilen über die gemeinsame Sternpunkterdung. Die Verteilung der Nullströme ist nicht ohne Weiteres ersichtlich und kann nicht ohne Weiteres aus den Transformatordaten her-geleitet werden.

Bild 2-30 Spartransformator mit geerdetem Sternpunkt

Für den Differentialschutz wird der Nullstrom eliminiert. Das heißt, dass an beiden Sei-ten die Matrix mit der Nullstromeliminierung verwendet wird.

Die Verminderung der Erdfehlerempfindlichkeit durch Elimination der Nullströme kann hier nicht durch Hinzufügung des Sternpunktstromes kompensiert werden. Der in der Sternpunktzuführung gemessene Strom kann weder einer bestimmten Phase noch ei-ner Wicklung zugeordnet werden.

Um mit Hilfe der Sternpunktstromes eine höhere Empfindlichkeit bei Erdfehlern im Schutzbereich zu erreichen, kann der Hochimpedanz-Differentialschutz verwendet werden. Dieser ist in Abschnitt 2.7.2 beschrieben.

Eine weitere Möglichkeit, bei Spartransformatoren eine gute Erdfehlerempfindlichkeit zu erreichen, bietet sich bei Spartransformatorbänken an, bei denen 3 einphasige Spartransformatoren (einer je Phase) zusammengeschaltet sind. Bei dieser Anord-nung ist naturgemäß der 1-phasige Erkurzschluss der wahrscheinlichste Fehler. Hier kann man einen Stromvergleichsschutz über jede Wicklung realisieren, der die Sum-me aller auf den „Knoten“ (nämlich die Wicklung) zufließenden Ströme erfasst. Dies geht jedoch nur, wenn keine galvanisch getrennte herausgeführte Tertiärwicklung be-nutzt wird, da diese nicht in die Stromsumme einbezogen werden könnte. Weitere Vo-raussetzungen sind bei der Festlegung der Schutztopologie genannt (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Spartrafobänke“).

Besonderheiten bei Einphasen-Transformatoren

Einphasen-Transformatoren können mit einem Strang oder mit zwei Strängen pro Wicklung ausgeführt sein; im letzteren Fall können die Stränge auf einem Kern oder auf zwei Kernen untergebracht sein. Um in allen Fällen mit optimaler Anpassung der Messgrößen zu arbeiten, sollten stets pro Wicklung zwei Messeingänge verwendet werden, auch wenn nur ein Stromwandler vorhanden ist. Die Ströme sind jeweils an

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

88 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


die Eingänge IL1 und IL3 anzuschließen und werden im folgenden auch mit IL1 und IL3 bezeichnet.

Bei zwei Strängen können diese in Reihe (entspricht einer Y-Wicklung) oder parallel (entspricht einer D-Wicklung) geschaltet sein. Die Phasenverschiebung zwischen den Wicklungen kann nur 0° oder 180° sein. Bild 2-31 zeigt ein Beispiel für einen Einpha-sen-Transformator mit zwei Strängen, aus dem auch die Definition der Stromrichtun-gen hervorgeht.

Bild 2-31 Beispiel für einen Einphasen-Transformator mit Stromdefinition

Wie beim Dreiphasen-Transformator werden die Ströme über programmierte Koeffizi-entenmatrizen angepasst. In allgemeiner Form lauten sie:

mit (Im) – Matrix der angepassten Ströme IA, IC, k – Konstante für die Betragsanpassung, (K) – Koeffizientenmatrix, (In) – Matrix der Leiterströme IL1, IL3.

Da die Phasenverschiebung zwischen den Wicklungen aber nur 0° oder 180° sein kann, ist außer der Betragsanpassung nur die Behandlung der Nullströme von Bedeu-tung. Wenn ein „Sternpunkt“ der betrachteten Wicklung nicht geerdet ist (links in Bild 2-31), können die Phasenströme unmittelbar verwendet werden.

Ist dagegen ein „Sternpunkt“ geerdet (rechts in Bild 2-31), muss der Nullstrom durch Differenzbildung eliminiert werden, sofern nicht ein vollständiges Abbild aller in den Schutzbereich einfließenden Ströme verfügbar ist, d.h. sofern der „Sternpunktstrom“ nicht erfassbar ist. Durch die Nullstromelimination werden Fehlerströme, die infolge einer Erdung im Schutzbereich auch bei Erdkurzschlüssen im Netz über die Strom-wandler fließen, ohne besondere äußere Maßnahmen unschädlich gemacht.

Die Matrixgleichungen lautet dann für die linke und rechte Wicklung lt. Bild 2-31

Die Nullstromelimination hat den Nachteil, dass der Differentialschutz bei Erdkurz-schlüssen im Schutzbereich unempfindlicher ist (um den Faktor 1/2, da der Nullstrom 1/2 des Kurzschlussstromes ausmacht). Der Schutz kann aber auch für Erdfehler im Schutzbereich empfindlicher gemacht werden, wenn der „Sternpunktstrom“ des Transformators verfügbar ist; hierzu muss ein Stromwandler in der „Sternpunkt“-Zu-führung des Transformators installiert sein (Bild 2-32).

L1

L3

L1

L3

Im( ) k K( ) In( )⋅ ⋅=

IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=IA

IC

12---

1 1–

1– 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=

897UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-32 Beispiel für einen Erdkurzschluss außerhalb des Einphasentransformators mit Stromverteilung

Die Matrixgleichungen lauten in diesem Fall:

Dabei ist ISt der in der „Sternpunkt“-Zuführung der geerdeten Wicklung fließende Strom.

Der Nullstrom wird also zunächst nicht eliminiert. Stattdessen wird für jeden Strang die Hälfte des Sternpunktstromes ISt addiert. Dies hat den Effekt, dass bei einem Erdfeh-ler innerhalb des Trafobereichs der Nullstrom eingerechnet wird (aus I0 = –1/2 · ISt), bei einem Erdfehler außerhalb aber fällt der Nullstrom heraus, da der an den Klem-men gemessene Nullstrom 2·I0 = (IL1 + IL3) den Sternpunktstrom ISt aufhebt. Dadurch ist für innere Erdfehler die volle Empfindlichkeit gewährleistet, während bei äußeren Erdfehler der Nullstrom automatisch eliminiert ist.

Eine weiter erhöhte Empfindlichkeit für Erdfehler im Schutzbereich können Sie durch den Erdfehlerdifferentialschutz erreichen. Dieser ist in Abschnitt 2.3 beschrieben.

2.2.3 Differentialschutz für Generatoren, Motoren und Längsdrosseln

Anpassung der Messgrößen

Für Generatoren, Motoren und Längsdrosseln gelten im Prinzip die gleichen Bedin-gungen. Der Schutzbereich ist durch die Stromwandler an den beiden Seiten des Schutzobjektes abgegrenzt. Bei Generatoren und Motoren ist dies der Bereich zwi-schen dem Wandlersatz in der Sternpunktzuführung und dem Wandlersatz an der Klemmenseite (Bild 2-33). Da beim Differentialschutz die Stromrichtung üblicherweise in das Schutzobjekt als positiv definiert wird, resultieren die in Bild 2-33 dargestellten Definitionen.

Bild 2-33 Stromrichtungsdefinition beim Längsdifferentialschutz

ISt

L1

L3

L1

L3

IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

⋅ ⋅=IA

IC

11 0

0 1 IL1

IL3

12---

ISt

ISt

⋅+⋅ ⋅=

L1

L2

L3

90 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Der Differentialschutz im 7UT6 bezieht alle Ströme auf den Nennstrom des zu schüt-zenden Objektes. Hierzu werden dem Gerät die Nenndaten, also Nennscheinleistung, Nennspannung und primäre Nennströme der Stromwandler, eingegeben (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Generatoren, Motoren oder Drosseln“, Seite 39, und „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“, Seite 42). Die Anpassung der Messgrößen beschränkt sich hier also auf Faktoren für die Strombeträge.

Querdifferential-schutz

Eine Besonderheit besteht für die Anwendung als Querdifferentialschutz. Für diesen Fall zeigt Bild 2-34 die Definitionen der Messströme.

Beim Querdifferentialschutz ist der Schutzbereich zum Netz hin durch die Parallel-schaltung der jeweiligen Stränge abgegrenzt. Ein Differentialstrom tritt hier immer und ausschließlich auf, wenn die Ströme in den jeweils parallelen Strängen unterschied-lich sind, was auf einen Fehlerstrom in einem Strang schließen lässt.

Bild 2-34 Stromrichtungsdefinition beim Querdifferentialschutz

Da in diesem Fall im gesunden Betrieb alle Ströme in das Schutzobjekt hineinfließen, also umgekehrt wie bei den übrigen Anwendungen, wird für einen Stromwandlersatz die „falsche“ Polarität eingestellt, wie in Abschnitt 2.1.3 unter „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“ (Seiten 42) beschriebenen.

Sternpunktbehand-lung

Bei Verwendung als Generator- oder Motorschutz erübrigt sich eine gesonderte Be-trachtung des Nullstromes, selbst wenn der Sternpunkt der Maschine (hoch- oder nie-derohmig) geerdet ist. Bei jedem äußeren Fehler sind an den beiden Messstellen die jeweiligen Leiterströme gleich. Beim inneren Fehler geht jeder Kurzschlussstrom voll-ständig in die Differentialstrombildung ein.

Wenn der Sternpunkt der Maschine (hoch- oder niederohmig) geerdet ist kann man eine besonders hohe Empfindlichkeit für Erdfehler im Schutzbereich durch den Erd-fehlerdifferentialschutz oder den Hochimpedanz-Differentialschutz erreichen. Diese sind in den Abschnitten 2.3 und 2.7.2 beschrieben.

L1

L2

L3

917UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.2.4 Differentialschutz für Querdrosseln

Wenn bei Querdrosseln Stromwandler zu beiden Seiten der Wicklung jeder Phase verfügbar sind, können sie wie Längsdrosseln (Abschnitt 2.2.3) behandelt werden.

Häufig sind nur in den Zuführungen und im Sternpunkt Stromwandler vorhanden (Bild 2-35 links). Dann ist ein Vergleich der Nullströme sinnvoll. Hierzu eignet sich der Erd-fehlerdifferentialschutz, der in Abschnitt 2.3 beschrieben ist.

Wenn die Zuführung zur Drossel keine Stromwandler hat, stattdessen aber Wandler zu beiden Seiten der Anschlusspunkte installiert sind (Bild 2-35 rechts), gelten im Prin-zip die gleichen Bedingungen wie für Spartransformatoren. Eine solche Anordnung wird daher wie ein Spartransformator behandelt.

Wenn ein Sternpunktbildner (Zickzack-Drosseln) außerhalb des Schutzbereiches ei-nes Transformators angeordnet ist, kann er ebenso wie eine Querdrossel einen ein-genen Schutzbereich erhalten. Der Unterschied zur Querdrossel besteht ja nur darin, dass die Zickzack-Drossel für Nullstrom niederohmig ist.

Bild 2-35 Stromrichtungsdefinition an einer Querdrossel

2.2.5 Differentialschutz für Kleinsammelschienen und kurze Leitungen

Unter Kleinsammelschiene oder Knotenpunkt wird hier ein dreiphasiges, zusammen-hängendes Leiterstück verstanden, das durch Stromwandler abgegrenzt ist. Solche Knotenpunkte können kurze Ableitungen oder Kleinsammelschienen (Bild 2-36) sein. Für Transformatoren darf der Differentialschutz in dieser Betriebsart nicht verwendet werden, hier ist vielmehr die Funktion Transformator-Differentialschutz (siehe Ab-schnitt 2.2.2) einzusetzen. Für andere Induktivitäten, wie Längs- und Querdrosseln, soll er wegen seiner geringeren Empfindlichkeit ebenfalls nicht verwendet werden.

Auch für kurze Leitungen ist diese Betriebsart sinnvoll. Dabei bedeutet „kurz“, dass die Zuführung der Stromwandlerleitungen von den Leitungsenden zum Gerät keine unzu-lässige Bürde für die Stromwandler darstellen. Kapazitive Querströme von Kabeln

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

92 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


spielen dagegen kaum eine Rolle, da der Differentialschutz bei dieser Anwendung in der Regel nicht sehr empfindlich eingestellt wird.

Da beim Differentialschutz die Stromrichtung üblicherweise in das Schutzobjekt als positiv definiert wird, ergeben sich die in Bild 2-36 und 2-37 dargestellten Definitionen.

Bei 7UT613 und 7UT633 können dreiphasige Knoten oder Kleinsammelschienen mit 3 Enden geschützt werden, bei 7UT635 sind bis zu 5 Enden möglich. Bild 2-38 zeigt ein Beispiel für eine Sammelschiene mit 4 Abzweigen.

Bild 2-36 Stromrichtungsdefinition bei eine Sammelschiene mit 2 Abzweigen

Bild 2-37 Stromrichtungsdefinition bei kurzen Leitungen

Bild 2-38 Stromrichtungsdefinition bei einer Sammelschiene mit 4 Abzweigen

Der Differentialschutz im 7UT6 bezieht alle Ströme auf den Nennstrom des zu schüt-zenden Objektes. Hierzu werden dem Gerät Nennstrom des Schutzobjektes (hier also der Sammelschiene oder Leitung) sowie primäre Nennströme der Stromwandler, ein-gegeben (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Kleinsammelschienen oder kurzen Leitungen (3-phasig)“, Seite 39, und „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“, Seite 42). Die Anpassung der Messgrößen beschränkt sich hier also auf Faktoren für die Strombeträge, wobei als Basis für den Stromvergleich der Nennstrom der Sammelschiene (Adresse ) herangezogen wird; alle ande-ren Ströme werden auf diese umgerechnet. Externe Anpassungsmittel sind also i.Allg. nicht erforderlich.

L1

L2

L3

Sammel-schiene

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Sammel-schiene

937UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Überwachung des Differentialstromes

Während bei Transformatoren, Drosseln und rotierenden Maschinen normalerweise eine möglichst empfindliche Einstellung des Differentialschutzes erwünscht ist, um auch Fehler mit geringen Fehlerströmen zu erfassen, kann man bei Sammelschienen oder kurzen Leitungen mit höheren Kurzschlussströmen rechnen und auch einen hö-here Ansprechwert (über Nennstrom) einstellen. Daher ist es möglich, die Differenti-alströme auf sehr niedrigem Niveau zu überwachen und bei kleinen Differentialströ-men, also im normalen Laststrombereich, auf einen Fehler im Sekundärkreis der Stromwandler schließen.

Diese Überwachung arbeitet leiterselektiv. Wenn im Lastbetrieb ein Differentialstrom von der Größe eines Abzweigstromes fließt, ist dies ein Kennzeichen dafür, dass ein Sekundärstrom fehlt, d.h. ein Defekt im Stromwandler-Sekundärkreis vorliegt. Dies wird verzögert gemeldet. Gleichzeitig wird der Differentialschutz für die entsprechen-de Phase blockiert.

Stromfreigabe für Auslösung

Ebenfalls bei Sammelschienen und kurzen Leitungen kann eine Freigabe des Auslö-sekommandos nur bei Überschreiten einer Schwelle durch mindestens einen der ein-fließenden Ströme eingestellt werden. Die drei Phasenströme jeder Messstelle für das Schutzobjekt werden auf Überschreiten eines einstellbaren Wertes überwacht. Auslö-sung erfolgt nur, wenn mindestens einer der Ströme diesen Wert überschreitet.

2.2.6 Einphasiger Differentialschutz für Sammelschienen

7UT6 verfügt je nach Ausführung über 6, 9 oder 12 gleichwertige Stromeingänge. Da-mit lässt sich ein einphasiger Differentialschutz für Sammelschienen mit bis zu 6, 9 bzw. 12 Abzweigen realisieren.

Dabei gibt es zwei Möglichkeiten:

1. Es wird je Phase ein 7UT6 eingesetzt (Bild 2-39). Von allen Abzweigen der Sam-melschiene werden die Ströme pro Phase an je ein Gerät 7UT6 angeschlossen.

2. Die drei Phasenströme jedes Abzweigs werden mittels je eines (externen) Misch-wandlers in je einen einphasigen Ersatzstrom gewandelt (Bild 2-40). Die so ent-stehenden Mischströme jedes Abzweigs werden an ein Gerät angeschlossen.

Anschluss je Phase Beim Anschluss je Phase ist für jede Phase ein 7UT6 notwendig. Die Empfindlichkeit ist für alle Fehlerarten gleich. 7UT613 und 7UT633 ist geeignet für bis zu 9, 7UT635 für bis zu 12 Abzweige.

Der Differentialschutz im 7UT6 bezieht alle Ströme auf den Nennstrom des zu schüt-zenden Objektes. Daher muss ein einheitlicher Nennstrom für die Sammelschiene de-finiert werden. Dieser wurde unter Adresse eingestellt (Ab-schnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Sammelschienen, einphasiger An-schluss mit bis zu 6, 9 bzw. 12 Abzweigen“, Seite 40, und „Stromwandlerdaten beim 1-phasigen Sammelschienenschutz“, Seite 44). Die Anpassung der Messgrößen im Gerät beschränkt sich also auf Faktoren für die Strombeträge. Wenn die Abzweige und/oder Stromwandler der Abzweige unterschiedliche Primär-Nennströme haben, sind also externe Anpassungsmittel i.Allg. nicht erforderlich.

94 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-39 Einphasiger Sammelschienenschutz, dargestellt für L1

Anschluss über Mischwandler

Beim Anschluss über Mischwandler reicht ein 7UT6 für die Sammelschiene aus, da hier die jeweils 3 Phasenströme jedes Abzweigs in einem Mischwandler MW zu einem einphasigen Ersatzstrom summiert werden (Bild 2-40). Durch die unsymmetrische Mi-schung der Phasenströme ist die Empfindlichkeit für die verschiedenen Fehlerarten unterschiedlich. 7UT613 und 7UT633 sind geeignet für 6, 7UT635 für 12 Abzweige.

Auch hier muss ein einheitlicher Nennstrom für die Sammelschiene definiert werden. Die Betragsanpassung kann bereits durch den Anschluss der Mischwandlerwicklun-gen realisiert werden. Der Ausgangsstrom der Mischwandler beträgt in der Regel 100 mA bei symmetrischem Nennstrom der Sammelschiene. Als Nennstrom am Ge-räteeingang gilt hier also INObj = 100 mA.

Bild 2-40 Sammelschienenschutz mit Anschluss über Mischwandler

Für den Anschluss der Mischwandler an die Stromwandler bestehen verschiedene Möglichkeiten. Für eine Sammelschiene muss einheitlich dieselbe Anschaltung an al-len Abzweigen angewendet werden.

7UT6

L1

L2

L3

Abzweig 1 Abzweig nAbzweig 2

für L1

InI1

I2

7UT6

L1

L2

L3

Abzweig 1 Abzweig n

L1 L2 L3 E

Abzweig 2

L1 L2 L3 E L1 L2 L3 E

MW MW MW

InI1

I2

957UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die in Bild 2-41 gezeigte Anschlussschaltung ist die gebräuchlichste. Die drei Ein-gangswicklungen des Mischwandlers sind an IL1, IL3 und IE angeschlossen. Sie kann prinzipiell in allen Netzen verwendet werden, unabhängig von der Behandlung des Systemsternpunktes. Sie zeichnet sich durch erhöhte Erdstromempfindlichkeit aus.

Bild 2-41 Mischwandleranschluss L1–L3–E

Für den dreiphasigen, symmetrischen Strom (IE = 0) ergibt sich nach Bild 2-42 die Wertigkeit W = √3, d.h. die Durchflutung (AW-Zahl) des Mischwandlers ist ebenso groß, wie bei einphasigem Wechselstrom √3-facher Größe, der über die Wicklung mit den wenigsten Windungen (Verhältniszahl 1) fließt. Mit 1 × IN als dreiphasigem sym-metrischem Strom beträgt dann der sekundäre Einphasenstrom IM = 100 mA. Auf die-sen Strom sind alle Einstellwerte bezogen.

Bild 2-42 Summierung der Ströme im Mischwandler bei Anschluss L1–L3–E

Beim Anschluss gemäß Bild 2-41 ergeben sich für die verschiedenen Fehlerarten die Wicklungswertigkeiten W und deren Verhältnis zum dreiphasigen symmetrischen Fehler gemäß Tabelle 2-3. Außerdem sind die mit dem Kehrwert des Verhältnisses errechneten für den Sekundärstrom IM = 100 mA nötigen Eingangsströme I1 angege-ben. Mit diesen Faktoren sind die Einstellwerte zu multiplizieren, um den tatsächlichen Ansprechwert zu erhalten.

IL3

L1

IL1 MW IM

IE

1

2

3

L2 L3

7UT6

IL1

IL3 IL2

IL3

IM

60°

90°

30°

2 · IL1

IM = 2 IL1 + IL3

= √3 · | I|

96 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Aus der Tabelle geht hervor, dass der Differentialschutz für Erdkurzschlüsse bzw. Doppelerdschlüsse empfindlicher ist als für Kurzschlüsse ohne Erdbeteiligung. Diese gesteigerte Empfindlichkeit beruht darauf, dass die im Sternpunktleiter liegende Wick-lung IE (siehe Bild 2-41) des Mischwandlers die größte Windungszahl hat und damit der Erdstrom mit der Wicklungswertigkeit 3 eingeht.

Wird die beschriebene Erdstromempfindlichkeit nicht benötigt, können Sie den An-schluss gemäß Bild 2-43 wählen. Dies ist z.B. sinnvoll in geerdeten Netzen mit beson-ders niedriger Nullimpedanz, in denen bei einphasigem Erdkurzschluss der Fehler-strom größer werden kann als bei zweiphasigem Kurzschluss. Bei dieser Anschluss-schaltung ergeben sich für die sieben im wirksam geerdeten Netz möglichen Kurz-schlüsse die Werte gemäß Tabelle 2-4.

Bild 2-43 Mischwandleranschluss L1–L2–L3 mit verminderter Erdstromempfindlichkeit

Bild 2-44 Summierung der Ströme im Mischwandler bei Anschluss L1–L2–L3

Tabelle 2-3 Fehlerarten und Wicklungswertigkeiten bei Anschluss L1–L3–E

Fehler W W/√3 I1 für IM = 100 mA

L1–L2–L3 (sym.)L1–L2L2–L3L3–L1L1–EL2–EL3–E

√3211534

1,001,150,580,582,891,732,31

1,00 · IN0,87 · IN1,73 · IN1,73 · IN0,35 · IN0,58 · IN0,43 · IN

IL2

L1

IL1 MW IM

IL3

1

2

3

L2 L3

7UT6

IL1

IL3 IL2 IM

60°

2 · IL1

IM = 2 IL1 + IL2 + 3 IL3

= √3 · |I|3 · IL3

IL2

977UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Ein Vergleich mit der Tabelle 2-3 zeigt, dass bei Erdkurzschluss die Wertigkeit W bei Erdkurzschlüssen geringer ist und damit auch die Empfindlichkeit. Gleichzeitig wird die maximale thermische Beanspruchung auf 36 % herabgesetzt, nämlich (1,73/2,89)2.

Die beschriebenen Anschlussmöglichkeiten sind Beispiele. Durch zyklische oder azyklische Vertauschung der Anschlüsse kann man bei Doppelerdschlüssen (vor al-lem in nicht geerdeten Netzen) gezielt bestimmte Phasen bevorzugen. Durch Zwi-schenschalten eines Sparwandlers im Erdstrompfad ist auch eine Erhöhung der Erd-fehlerempfindlichkeit möglich.

Als Mischwandler werden die Typen 4AM5120 empfohlen. Diese haben verschiedene Eingangswicklungen, mit denen sich sowohl die Mischung der Ströme im Verhältnis 2:1:3 als auch im gewissen Rahmen eine Anpassung unterschiedlicher Primärströme realisieren lässt. Bild 2-45 zeigt das Wicklungsschema.

Der Eingangsnennstrom jedes Mischwandlers muss mit dem Sekundärnennstrom der zugehörigen Hauptstromwandler übereinstimmen. Der ausgangsseitige Nennstrom (= Eingangsnennstrom für 7UT6) beträgt bei korrekter Anpassung IN = 0,1 A.

Bild 2-45 Wicklungsschema der Anpassungsmischwandler 4AM5120


Während bei Transformatoren, Drosseln und rotierenden Maschinen normalerweise eine möglichst empfindliche Einstellung des Differentialschutzes erwünscht ist, um auch Fehler mit geringen Fehlerströmen zu erfassen, kann man bei Sammelschienen mit höheren Kurzschlussströmen rechnen und auch einen höhere Ansprechwert (über Nennstrom) einstellen. Daher ist es möglich, die Differentialströme auf sehr niedrigem Niveau zu überwachen und bei kleinen Differentialströmen, also im normalen Last-strombereich, auf einen Fehler im Sekundärkreis der Stromwandler schließen.

Tabelle 2-4 Fehlerarten und Wicklungswertigkeiten bei Anschluss L1–L2–L3

Fehler W W/√3 I1 für IM = 100 mA


√3121213

1,000,581,150,581,150,581,73

1,00 · IN1,73 · IN0,87 · IN1,73 · IN0,87 · IN1,73 · IN0,58 · IN

4AM5120–3DA00–0AN2

IN = 1 A

4AM5120–4DA00–0AN2

IN = 5 A

3A B

90N O

6C D

9E F

36L M

24J K

18G H

500

Y Z

1A B

12N O

2C D

3E F

8L M

6J K

4G H

500

Y Z

98 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Wenn im Lastbetrieb ein Differentialstrom von der Größe eines Abzweigstromes fließt, ist dies ein Kennzeichen dafür, dass ein Sekundärstrom fehlt, d.h. ein Defekt im Stromwandler-Sekundärkreis vorliegt. Dies wird verzögert gemeldet. Gleichzeitig wird der Differentialschutz blockiert.


Ebenfalls bei Sammelschienen kann eine Freigabe des Auslösekommandos nur bei Überschreiten einer Schwelle durch mindestens einen der einfließenden Ströme ein-gestellt werden. Die Ströme jedes Abzweigs werden auf Überschreiten eines einstell-baren Wertes überwacht. Auslösung erfolgt nur, wenn mindestens einer der Ströme diesen Wert überschreitet.

2.2.7 Einstellhinweise

Allgemeines Der Differentialschutz kann nur wirken und ist nur zugänglich, wenn diese Funktion bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Adresse , = eingestellt wurde. Wird die Funktion nicht benötigt, wird ein-gestellt.

Außerdem muss bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen die Art des Schutzob-jektes festgelegt worden sein (Adresse , siehe Abschnitt 2.1.1). Nur die für das eingestellte Schutzobjekt zutreffenden Einstellungen werden vom Ge-rät angeboten, alle anderen werden ausgeblendet.

Der Differentialschutz kann unter Adresse - oder ge-schaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunk-tion blockiert werden (3*().

Behandlung des Sternpunktstromes

Wenn bei einer geerdeten Transformatorwicklung der Strom in der Sternpunktzufüh-rung, also zwischen Sternpunkt und Erder, zur Verfügung steht, kann dieser in die Be-rechnungen des Differentialschutzes einbezogen werden (vgl. auch Abschnitt 2.2.2 unter „Geerdeter Trafosternpunkt“, Seite 85). Dadurch ist die volle Erdfehlerempfind-lichkeit gewährleistet.

Ist ein Sternpunkt geerdet, aber der Erdstrom steht dem Gerät nicht für die Messung zur Verfügung, wird der Nullstrom automatisch eliminiert, um falsche Reaktion des Dif-ferentialschutzes bei einem externen Erdfehler zu unterbinden, und die folgenden Ein-stellungen entfallen. Sie entfallen auch, wenn die entsprechende Transformatorseite überhaupt keinen geerdeten Sternpunkt im Schutzbereich hat. Über die Erdungsver-hältnisse habe Sie das Gerät bei der Einstellung der Objektdaten informiert (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“, Seite 36, Adressen , , , und/oder und Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“, Seite 32).

Hinweis:

Der Differentialschutz ist bei Lieferung geschaltet. Der Grund liegt darin, dass der Schutz nicht betrieben werden darf, ohne dass zumindest die Schaltgruppen und An-passungswerte zuvor richtig eingestellt wurden. Ohne diese Einstellungen kann es zu unvermuteten Reaktionen des Gerätes kommen (einschl. Auslösung)!

997UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Sofern also eine Seite geerdet und der Sternpunktstrom (über einen 1-phasigen Zu-satzeingang) an das Gerät geführt ist, können Sie trotzdem unter Adresse für die Seite 1 die Einbeziehung des Erdstromes unterbinden. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Entspre-chendes gilt ggf. für mögliche andere oder weitere geerdete Seiten: (, wenn die Seite 2 geerdet ist, , wenn die Seite 3 geerdet ist, ), wenn die Seite 4 geerdet ist, *, wenn die Seite 5 geerdet ist.

Bei Einstellung ? wird der entsprechende Erdstrom vom Differentialschutz berück-sichtigt.


Beim Sammelschienenschutz oder Schutz kurzer Leitungen kann der Differential-strom überwacht werden (siehe Abschnitt 2.2.5 bzw. 2.2.6). Unter Adresse #& können Sie diese Überwachung - und schalten. Sie hat nur dann einen Sinn, wenn eine deutliche Unterscheidung zwischen betrieblichen Falsch-strömen durch Fehlen eines Wandlerstromes und Fehlerströmen bei Kurzschluss im Schutzobjekt möglich ist.

Der Ansprechwert 1#& (Adresse ) soll hoch genug sein, um ein Ansprechen durch Übersetzungsfehler der Stromwandler und geringfügige Fehlan-passung unterschiedlicher Stromwandler zu verhindern. Andererseits muss der Wert deutlich unter dem Ansprechwert des Differentialschutzes liegen ( 1, Adresse ), da sonst keine Unterscheidung zwischen Falschstrom durch fehlenden Mess-strom und Fehlerstrom bei Kurzschluss möglich wäre. Der Ansprechwert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Die Verzögerung #& (Adresse ) gilt für Meldung und Blockierung des Differentialschutzes; sie soll gewährleis-ten, dass ein Blockieren bei Kurzschlüssen — auch bei außenliegenden — vermieden wird. Einige Sekunden sind üblich.


Ebenfalls bei Sammelschienen und kurzen Leitungen kann eine Freigabe des Auslö-sekommandos nur bei Überschreiten eines der einfließenden Ströme eingestellt wer-den. Der Differentialschutz löst dann nur aus, wenn mindestens einer der gemesse-nen Ströme die Schwelle 1 ! (Adresse ) überschreitet. Der An-sprechwert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Bei Einstellung auf : (Voreinstellung) wird dieses Freigabekriterium nicht verwendet.

Wenn Sie diese Freigabe einstellen (also auf einen Wert > 0), löst der Differential-schutz erst nach Vorliegen dieses Freigabekriteriums aus. Dies gilt auch, wenn das extrem schnelle Momentanwertverfahren bei sehr hohen Differentialströmen (siehe Abschnitt 2.2.1 unter Randtitel „Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern“) schon nach wenigen Millisekunden den Fehler erkannt hat.

Kennlinie Differentialstrom

Die Parameter der Auslösekennlinie werden in den Adressen bis einge-stellt. Die Bedeutung der Parameter geht aus Bild 2-46 hervor. Die Nummern an den Kennlinienästen sind die Einstelladressen.

1 (Adresse ) ist der Ansprechwert für den Differentialstrom. Dies ist der gesamte bei einem Kurzschluss in den Schutzbereich einfließende Strom, unabhän-gig davon, wie er sich auf die Seiten des geschützten Objektes aufteilt. Der Ansprech-wert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Bei Transformatoren kann eine empfindliche Einstellung gewählt werden (Voreinstellung 0,2 · INObj). Bei Dros-seln, Generatoren und Motoren ist eine noch empfindlichere Einstellung möglich, wenn die Wandlersätze ähnlicher Bauart sind. Bei Leitungen und Sammelschienen ist ein höherer Wert zu wählen (in der Regel über Nennstrom). Bei sehr starker Abwei-

100 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


chung der Stromwandlernennströme vom Nennstrom des Schutzobjektes oder meh-reren Messstellen ist mit erhöhten Messtoleranzen zu rechnen.

Außer der Ansprechschwelle 1 ist noch eine zweite Ansprechschwelle verfüg-bar. Bei Überschreiten dieser Schwelle 11 (Adresse ) wird unabhängig von der Größe des Stabilisierungsstromes und unabhängig von einer eventuellen Ein-schaltstabilisierung oder Zusatzstabilisierung auf Auslösung erkannt (unstabilisierte Schnellauslösestufe). Diese Stufe muss größer als 1 eingestellt werden. Bei Schutzobjekten mit hoher eigener Längsimpedanz (Transformator, Generator, Längs-drossel) lässt sich ein Stromwert finden, der von einem durchfließenden Kurzschluss-strom niemals überschritten wird. Bei einem Transformator ist das z.B. der (primäre) Wert .


Die Auslösekennlinie besteht aus zwei weiteren Ästen (Bild 2-46). Adressen und !! bestimmen den ersten Ast. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Dieser Ast berücksichtigt stromproportionale Falschströme. Dies sind hauptsächlich die Übersetzungsfehler der Hauptstromwandler sowie bei Transformatoren die durch einen eventuellen Re-gelbereich in den Endstellungen des Stufenschalters auftretenden Differenzströme.

Der prozentuale Falschstrom ist im letzteren Fall gleich dem Regelbereich, sofern die Nennspannung korrigiert worden ist, wie in Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektda-ten bei Transformatoren“ (Seite 36) erwähnt.

Der zweite Ast führt zu einer höheren Stabilisierung im Bereich hoher Ströme, bei de-nen Stromwandlersättigung auftreten kann. Sein Fußpunkt wird in Adresse ( eingestellt und bezieht sich auf den Nennstrom des Schutzobjektes. Die Steigung wird unter Adresse !!( eingestellt. Mit Hilfe dieses Kennlinienastes kann man die Stabilität bei Stromwandlersättigung beeinflussen. Größere Steigung bedeutet höhere Stabilisierung. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

1uk Trafo----------------------- I

⋅

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Auslösen

IstabINObj---------------

IdiffINObj---------------

Sperren


1017UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Verzögerungs-zeiten

In speziellen Anwendungsfällen kann es vorteilhaft sein, die Auslösung des Differen-tialschutzes mit einer Zusatzzeitstufe zu verzögern. Die Verzögerungszeit 1 wird gestartet, wenn auf inneren Fehler im Transformator erkannt worden ist. 11 ist die Zeitverzögerung der Auslösestufe 11. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Die Rückfall-verzögerung der Stufen ist an die für alle Schutzfunktionen gültigen Mindestauslöse-kommandodauer gekoppelt.

Diese Einstellzeiten sind Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeiten (Messzeit, usw.) der Schutzfunktion nicht einschließen.

Ansprechwerterhö-hung bei Anlauf

Die Ansprechwerterhöhung bei Anlauf dient als zusätzliche Sicherheit gegen Über-funktionen beim Zuschalten eines zuvor stromlosen Schutzobjektes. Sie kann in Adresse "6" - oder geschaltet werden. Besonders bei Motoren oder Motor/Transformator in Blockschaltung sollte sie geschaltet sein.

Der Stabilisierungsstrom " (Adresse ) ist der Wert des Stabilisie-rungsstromes, der vor einem Anlauf des Schutzobjektes (also bei Stillstand) mit Si-cherheit unterschritten wird. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Berücksichtigen Sie, dass dieser Stabilisierungsstrom doppelt so hoch ist wie ein durchfließender Betriebsstrom. Die Voreinstellung 0,1 entspricht also 0,05 mal Nennstrom des Schutzobjektes.

Adresse " bestimmt, um welchen Faktor der Ansprechwert der Idiff>-Stufe beim Anlauf erhöht wird. Die Kennlinie dieser Stufe erhöht sich um den gleichen Faktor, die Idiff>>-Stufe bleibt unberührt. Bei Motoren oder Motor/Transfor-mator in Blockschaltung ist Einstellung auf 2 meist sinnvoll. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

Die Ansprechwerterhöhung wird nach der Zeit 5" (Adresse ) wieder rückgängig gemacht.

Zusatzstabilisie-rung

Im Bereich sehr hoher durchfließender Ströme bei äußerem Kurzschluss wird eine dy-namische Zusatzstabilisierung wirksam (Bild 2-46). Der Anfangswert wird unter Adresse $ eingestellt. Der Wert ist auf den Nennstrom des Schutz-objektes bezogen. Die Steigung ist dieselbe wie für den Kennlinienast b ( !! , Adresse ). Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parame-ter“ möglich. Beachten Sie, dass der Stabilisierungsstrom die arithmetische Summe der in das Schutzobjekt einfließenden Ströme ist, also doppelt so hoch wie der durch-fließende Strom selbst. Die Zusatzstabilisierung wirkt nicht auf die 11-Stufe.

Die maximale Dauer der Zusatzstabilisierung nach Erkennen eines externen Fehlers stellen Sie unter Adresse $ in Vielfachen von einer Periode ein. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Die Zu-satzstabilisierung wird automatisch auch vor Ablauf der eingestellten Dauer aufgeho-ben, sobald erkannt wird, dass sich der Arbeitspunkt Idiff/Istab stationär (d.h. über min-destens eine Periode) innerhalb des Auslösegebietes nahe der Fehlerkennlinie befin-det (≥90 % der Steigung der Fehlerkennlinie).

Die Zusatzstabilisierung arbeitet für jede Phase getrennt, kann jedoch auf die Blockie-rung aller Phasen ausgedehnt werden („Crossblock-Funktion“). Mittels Adresse $ bestimmen Sie, wie lange die „Crossblock-Funktion“ wirksam sein soll. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Auch diese Einstellung erfolgt in Vielfachen von einer Periode. Wenn Sie : ein-stellen, ist die „Crossblock-Funktion“ unwirksam, d.h. nur die Phase mit erkanntem ex-ternen Fehler wird blockiert. Ansonsten werden alle Phasen blockiert. Sinnvoll ist dann die gleiche Einstellung wie für Adresse $. Bei Einstellung ∞ ist die „Crossblock“-Funktion stets wirksam.

102 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Die Stabilisierung mit Harmonischen ist nur bei Anwendung als Transformatorschutz einstellbar, d.h. (Adresse ) ist ein oder oder . Sie wird auch bei Querdrosseln verwendet, wenn Stromwandlersätze zu beiden Seiten der Anschlusspunkte installiert sind (z.B. wie in Bild 2-35 rechts).

Die Einschaltstabilisierung mit 2. Harmonischer kann unter Adresse ( - und geschaltet werden. Sie basiert auf der Bewertung der im Ein-schaltrush vorhandenen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung ( (Adresse ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = , % eingestellt, das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort ein kleinerer Wert eingestellt werden. Die Stabilisierung mit der 2. Harmonischen wirkt nicht auf die 11-Stufe.

Die Einschaltstabilisierung kann mittels der „Crossblock“-Funktion erweitert werden. Das bedeutet, dass bei Überschreiten des Oberschwingungsanteils in nur einer Pha-se alle drei Phasen der 1-Stufe blockiert werden. Die Zeit nach Überschreiten der Differentialstromschwelle, für die diese gegenseitige Blockierung wirksam werden soll, stellen Sie unter Adresse ( ein. Die Einstellung erfolgt in Vielfachen von einer Periode. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ möglich. Bei Einstellung : kann der Schutz auslösen, wenn der Transformator auf einen einphasigen Fehler geschaltet wird, auch wenn in einer an-deren Phase ein Rushstrom fließt. Bei Einstellung ∞ ist die „Crossblock“-Funktion stets wirksam.

Außer der zweiten Harmonischen kann im 7UT6 eine weitere Harmonische, die n-te Harmonische, zur Stabilisierung herangezogen werden. Unter Adresse können Sie diese Oberschwingungsstabilisierung schalten oder die Harmonische wählen. Zur Auswahl stehen die 1 und die ,1.

Stationäre Übererregung bei Transformatoren ist durch ungeradzahlige Oberschwin-gungen gekennzeichnet. Hier eignet sich die dritte oder fünfte Harmonische zur Sta-bilisierung. Da bei Transformatoren häufig die dritte im Trafo eliminiert wird (z.B. in ei-ner Dreieckswicklung), wird meist die fünfte verwendet.

Auch bei Stromrichter-Transformatoren spielen ungeradzahlige Harmonische eine Rolle, die beim inneren Kurzschluss nicht vorhanden sind.

Der Anteil an Harmonischen, der zum Sperren des Differentialschutzes führt, wird un-ter Adresse eingestellt. Bei Verwendung der fünften Harmo-nischen als Übererregungsstabilisierung sind z.B. 30 % (Voreinstellung) üblich.

Auch die Oberschwingungsstabilisierung mit der n-ten Harmonischen arbeitet für jede Phase individuell. Wie bei der Einschaltstabilisierung ist es jedoch möglich, den Schutz so einzustellen, dass bei Überschreiten des zulässigen Oberschwingungsan-teils im Strom nur einer Phase auch die übrigen Phasen der Differentialstufe 1 blockiert werden (sog. „Crossblock“-Funktion). Die Zeit nach Überschreiten der Diffe-rentialstromschwelle, für die diese gegenseitige Blockierung wirksam werden soll, stellen Sie unter Adresse ein. Die Einstellung erfolgt in Vielfachen von einer Periode. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Bei Einstellung : (Lieferzustand) ist die „Crossblock“-Funktion unwirksam, bei Einstellung ∞ ist sie stets wirksam.

Überschreitet der Differentialstrom ein in Adresse 5 vorgege-benes Vielfaches des Objektnennstromes, findet keine Stabilisierung durch die n-te Harmonische mehr statt. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Pa-rameter“ möglich.

1037UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ änderbar. Die bezogenen Stromwerte I/INO beziehen sich stets auf den Nennstrom des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 definiert. Die bezo-genen Stromwerte I/INS beziehen sich stets auf den Nennstrom der entsprechenden Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 definiert.


1201 DIFF.SCHUTZ AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Differentialschutz

1205 KL-ERHÖH ANLAUF

AusEin

Aus Ansprechwerterhöhung bei Anlauf

1206 INRUSH 2.HARM. AusEin

Ein Inrush-Stabilis. mit 2. Harmoni-scher

1207 STAB n.HARM. Aus3. Harmonische5. Harmonische

Aus Stabilisierung mit n. Harmoni-scher

1208 DIFF-ÜBERW. AusEin

Ein Differenzstromüberwachung

1210 I> FREIGABE 0.20..2.00 I/InS; 0 0.00 I/InS Strom I> für Freigabe des AUS-Signals

1211A DIFF m.IE1-MESS NeinJa

Nein Diff-Schutz mit gemess. Erd-strom Seite 1









1221 I-DIFF> 0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Ansprechwert der Auslösestufe IDIFF>

1226A T I-DIFF> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Zeitverzögerung der Auslöse-stufe IDIFF>

1231 I-DIFF>> 0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Ansprechwert der Auslösestufe IDIFF>>

1236A T I-DIFF>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Zeitverzögerung der Auslöse-stufe IDIFF>>

1241A STEIGUNG 1 0.10..0.50 0.25 Steigung 1 der Auslösekennlinie

1242A FUSSPUNKT 1 0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Fußpunkt für Steigung 1 der Auslösekennl

1243A STEIGUNG 2 0.25..0.95 0.50 Steigung 2 der Auslösekennlinie

104 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



1244A FUSSPUNKT 2 0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Fußpunkt für Steigung 2 der Auslösekennl

1251A ANLAUF-STAB 0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO Ansprechwert ISTAB für Anlauf-erkennung

1252A ANLAUF-FAKTOR 1.0..2.0 1.0 Ansprechwerterhöhung bei Anlauf

1253 Max.ANLAUFZEIT 0.0..180.0 s 5.0 s Maximale Anlaufzeit

1261A EXF-STAB 2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Ansprechwert ISTAB der Zusatzstabil.

1262A T EXF-STAB 2..250 Per.; ∞ 15 Per. Zeitdauer der Zusatzstabil. ext. Fehler

1263A CROSSB. EXF 2..1000 Per.; 0; ∞ 15 Per. Zeitdauer für CrossBlock ext. Fehler

1271 2. HARMONISCHE 10..80 % 15 % Ansprechschwelle für die Blok-kierung

1272A CROSSB. 2. HARM 2..1000 Per.; 0; ∞ 3 Per. Zeitdauer für CrossBlock 2.Har-mon.

1276 n. HARMONISCHE 10..80 % 30 % Ansprechschwelle für die Blok-kierung

1277A CROSSB. n. HARM 2..1000 Per.; 0; ∞ 0 Per. Zeitdauer für CrossBlock n.Har-mon.

1278A IDIFFmax n.HM 0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Diff.strom für das Aufheben der Block.

1281 I-DIFF> ÜBERW. 0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Differentialstrom für die Überwa-chung

1282 T ÜBERW. 1..10 s 2 s Zeitverzögerung für die Blockie-rung



05603 >Diff block >Differentialschutz blockieren

05615 Diff aus Differentialschutz ist ausgeschaltet

05616 Diff block Differentialschutz ist blockiert

05617 Diff wirksam Differentialschutz ist wirksam

05620 Diff Fak-Wdl >< Diff: Anpassfaktor I-Wdl. zu gross/klein

05733 Diff Wdl-M1: Diff: Anpassfaktor I-Wandler Messst. 1


1057UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen




05721 Diff Wdl-I1: Diff: Anpassfaktor I-Wandler I1









05730 DiffWdl-I10: Diff: Anpassfaktor I-Wandler I10



05738 Diff Wdl-Z1: Diff: Anpassfaktor I-Wandler IZ1




05631 Diff G-Anr Diff: Generalanregung

05644 Diff 2.Harm L1 Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L1



05647 Diff n.Harm L1 Diff: Blockierung durch n.Harmon. L1



05651 Diff ext.Feh L1 Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh L1



05657 DiffCrosBlk 2HM Diff: Crossblock 2.Harmonische

05658 DiffCrosBlk nHM Diff: Crossblock n.Harmonische

05660 DiffCrosBlk Ext Diff: Crossbl.Zusatzst.stromstar.ext.Feh

05662 DiffStromÜb. L1 Diff: Block. durch Diffstromüberw. L1



05666 DiffAnlKlErh.L1 Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf) L1


106 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




05742 Diff DC Erk.L1 Diff: Gleichgliederkennung L1



05745 Diff DC Kl.Erh. Diff: Ansprechwerterhöhung (Gleichglied)

05670 Diff I-Freigabe Diff: Strom-Freigabe der Auslösung

05671 Diff AUS Diff: Auslösung

05672 Diff AUS L1 Diff: Auslösung L1



05681 Diff> L1 (o.VZ) Diff: IDIFF> L1 (ohne Verzögerungszeit)



05684 Diff>> L1(o.VZ) Diff: IDIFF>> L1 (ohne Verzögerungszeit)



05691 Diff> AUS Diff: Auslösung Stufe IDIFF>

05692 Diff>> AUS Diff: Auslösung Stufe IDIFF>>

05701 IDiffL1: Diff-Strom L1 bei AUS o.VZ (Grundschw.)



05704 IStabL1: Stab-Strom L1 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw)




1077UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.3 Erdfehlerdifferentialschutz

Der Erdfehlerdifferentialschutz erfasst Erdkurzschlüsse in Transformatoren, Quer-drosseln, Sternpunktbildnern oder rotierenden Maschinen, bei denen der Sternpunkt geerdet ist, selektiv und mit hoher Empfindlichkeit. Auch bei Transformatoren mit Sternpunktbildner im Schutzbereich ist er einsetzbar. Voraussetzung ist, dass ein Stromwandler in der Sternpunktzuführung, also zwischen Sternpunkt und Erder, ein-gesetzt ist. Dieser Sternpunktwandler und die Leiterstromwandler grenzen den Schutzbereich ab. Der Erdfehlerdifferentialschutz kann nicht bei Spartransformatoren und Sammelschienen eingesetzt werden.

Die Bilder 2-47 bis 2-51 zeigen Beispiele.

Bild 2-47 Erdfehlerdifferentialschutz an einer geerdeten Sternwicklung

Bild 2-48 Erdfehlerdifferentialschutz an der geerdeten Wicklung eines Einphasentransfor-mators

ISt7UT6

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I 0

' = I

St

L1

L2

L3

ISt7UT6

IL1

IL3

L1

L3

2I0" = IL1 + IL3

2I 0

' = I

St

L1

L3

108 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-49 Erdfehlerdifferentialschutz an einer Dreieckswicklung mit geerdetem künstlichen Sternpunkt (Sternpunktbildner, Zickzack-Drossel)

Bild 2-50 Erdfehlerdifferentialschutz an einer geerdeten Querdrossel mit Wandlersatz in der Zuführung

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT6

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I 0

' = I

StISt

L1

L2

L3

L1

L2

L3

7UT6

3I 0

" =

IL1

+ I

L2 +

IL3

3I0' = ISt

ISt

1097UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-51 Erdfehlerdifferentialschutz an einem Generator oder Motor mit geerdetem Stern-punkt

Gemäß der eingestellten Schutztopologie (Abschnitt 2.1.2) kann der Erdfehlerdiffe-rentialschutz einer Seite des Hauptschutzobjektes (Transformator, Generator, Motor, Drossel) oder auch einem weiteren Schutzobjekt zugeordnet werden. Diese Zuord-nung haben Sie laut Abschnitt 2.1.4 vorgenommen. Es ist weiterhin vorausgesetzt, dass die Zuordnung der Messstellen zu den Seiten des Hauptschutzobjektes oder zu einem weiteren Schutzobjekt und die Zuordnung des 1-phasigen Eingangs für den Sternpunktstrom gemäß Abschnitt 2.1.2 richtig vorgenommen worden ist.

2.3.1 Funktionsbeschreibung

Messprinzip Im Normalbetrieb fließt in der Sternpunktzuführung kein Strom ISt. Auch die Summe der Leiterströme 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 ist annähernd null.

Bei einem Erdkurzschluss im Schutzbereich (Bild 2-52) fließt auf jeden Fall ein Stern-punktstrom ISt; je nach den Erdungsverhältnissen des Netzes kann auch über die Lei-terstromwandler ein Erdstrom auf die Fehlerstelle speisen (gestrichelter Pfeil), der je-doch mehr oder weniger in Phase mit dem Sternpunktstrom ist. Dabei ist die Strom-richtung in das Schutzobjekt als positiv definiert.

Bild 2-52 Beispiel für Erdkurzschluss innerhalb des Trafos mit Stromverteilung

Bei einem Erdkurzschluss außerhalb des Schutzbereiches (Bild 2-53) fließt ebenfalls ein Sternpunktstrom ISt; über die Leiterstromwandler muss dann jedoch ein gleich

ISt7UT6

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I 0

' = I

St

L1

L2

L3

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

IL3

110 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


großer Strom 3I0 fließen. Da die Stromrichtung in das Schutzobjekt als positiv definiert ist, ist dieser Strom in Gegenphase mit ISt.

Bild 2-53 Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Stromverteilung

Wenn bei äußeren erdfreien Fehlern sehr große Ströme den Schutzbereich durchflie-ßen, tritt bei unterschiedlichem Übertragungsverhalten der Leiterstromwandler im Sättigungsbereich ein Summenstrom auf, der einen in den Schutzbereich einfließen-den Erdstrom vortäuschen kann. Eine Auslösung durch diesen Fehlerstrom muss ver-hindert werden. Hierzu verfügt der Erdfehlerdifferentialschutz über eine Stabilisierung, die sich wesentlich von den sonst üblichen Stabilisierungsmethoden unterscheidet, da sie sowohl die Beträge der Ströme wie auch deren Richtung (Phasenlage) zueinander berücksichtigt.

Auswertung der Messgrößen

Der Erdfehlerdifferentialschutz vergleicht die Grundschwingung des in der Stern-punktzuführung fließenden Stromes, der in den folgenden Betrachtungen als 3I0' be-zeichnet wird, mit der Grundschwingung der Summe der Leiterströme, die im folgen-den als 3I0" bezeichnet wird. Es gilt also (Bild 2-54):

3I0' = ISt 3I0" = IL1 + IL2 + IL3

Als Auslösegröße wirkt dabei nur der Strom 3I0'. Dieser ist bei einem Erdkurzschluss im Schutzbereich stets vorhanden.

Bild 2-54 Prinzip des Erdfehlerdifferentialschutzes

Bei einem äußeren Erdkurzschluss fließt auch ein Nullstrom über die Leiterstrom-wandler. Dieser hat primärseitig die gleiche Größe wie der Sternpunktstrom und ist in

L1

L2

L3

L1

L2

L3

ISt

–IL3

ISt7UT6

IL1

IL2

IL3

3I0" = IL1 + IL2 + IL3

3I 0

' = I

St

L1

L2

L3

1117UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Gegenphase mit diesem. Zur Stabilisierung wird daher sowohl die Größe der Ströme als auch deren Phasenlage zueinander ausgewertet. Es wird definiert:

ein Auslösestrom Iaus = |3I0'|

sowie ein Stabilisierungsstrom Istab = k · ( |3I0' – 3I0"| – |3I0' + 3I0"|)

Dabei ist k ein Stabilisierungsfaktor, der weiter unten erläutert wird, zunächst sei k = 1 angenommen. Iaus wirkt im auslösenden Sinne, Istab wirkt diesem entgegen.

Zur Verdeutlichung der Wirkung seien drei wichtige Betriebszustände mit idealen und angepassten Messgrößen betrachtet:

a) Durchgangsstrom bei außenliegendem Erdkurzschluss:

3I0" ist in Gegenphase und gleich groß wie 3I0', d.h. 3I0" = –3I0'

Iaus = |3I0'| Istab = |3I0' + 3I0'| – |3I0' – 3I0'| = 2 · |3I0'|

Die Auslösegröße (Iaus) ist gleich dem Sternpunktstrom; die Stabilisierung (Istab) ist doppelt so groß.

b) Innerer Erdkurzschluss; Speisung nur über die Sternpunkterdung:

Es gilt dann 3I0" = 0

Iaus = |3I0'| Istab = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0

Die Auslösegröße (Iaus) ist gleich dem Sternpunktstrom; die Stabilisierung (Istab) ist null, d.h. volle Empfindlichkeit bei innerem Erdkurzschluss.

c) Innerer Erdkurzschluss; Speisung über die Sternpunkterdung und vom Netz mit z.B. gleich großen Erdströmen:

Es gilt dann 3I0" = 3I0'

Iaus = |3I0'| Istab = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'|

Die Auslösegröße (Iaus) ist gleich dem Sternpunktstrom; die Stabilisierung (Istab) ist negativ und wird daher zu null gesetzt, d.h. volle Empfindlichkeit bei innerem Erd-kurzschluss.

Beim inneren Fehler ist also keine Stabilisierung vorhanden, da der Stabilisierungsan-teil entweder null oder sogar negativ wird. Schon kleine Erdkurzschlussströme führen zur Auslösung. Beim äußerem Erdkurzschluss wird dagegen eine starke Stabilisie-rung wirksam. Bild 2-55 zeigt, dass die Stabilisierung bei äußerem Erdkurzschluss um so stärker ist, je größer der durch die Leiterstromwandler übertragene Nullstrom ist (Bereich 3I0"/3I0' negativ). Bei idealem Übertragungsverhalten wären die Ströme 3I0" und 3I0' entgegengesetzt gleich, also 3I0"/3I0' = –1.

Wenn man den Sternpunktstromwandler schwächer auslegt als die Leiterstromwand-ler (durch niedrigere Wahl des Überstromfaktors bzw. entsprechende Bebürdung), er-reicht man, dass auch im Sättigungsbereich keine Auslösung möglich ist, da dann 3I0" (negativ) sogar betragsmäßig noch größer ist als 3I0'.

112 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-55 Auslösekennlinie des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit vom Nullstrom-Speiseverhältnis 3I0"/3I0' (beide Ströme in Phase + bzw. Gegenphase –); IEDS> = Einstellwert; Iaus = Auslösestrom

Bei obigen Beispielen wurde angenommen, dass bei äußerem Erdkurzschluss 3I0" und 3I0' in Gegenphase sind, was für die Primärgrößen auch stimmt. Durch Wandler-sättigung kann jedoch eine Phasenverschiebung zwischen dem Sternpunktstrom und der Summe der Leiterströme vorgetäuscht werden, die die Stabilisierungsgröße schwächt. Bei ϕ(3I0"; 3I0') = 90° ist die Stabilisierungsgröße null. Dies entspricht der klassischen Richtungsbestimmung mit der Methode der Summen- und Differenzbe-träge (Bild 2-56).

Bild 2-56 Zeigerdiagramm der Stabilisierungsgröße bei äußerem Fehler

4

3

2

1

IausIEDS>

3Io"3Io'

Auslösen

Sperren

-0,3 -0,2 -0,1 0,0 0,1 0,2 0,3

+3I0"

–3I0"

3I0' + 3I0"

3I0' – 3I0"

3I0' Istab für k = 1

1137UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Stabilisierungsgröße kann durch einen Faktor k beeinflusst werden. Dieser Faktor steht in einer festen Beziehung zu einem Grenzwinkel ϕGrenz. Dieser Grenzwinkel gibt an, bei welcher Phasenverschiebung zwischen 3I0" und 3I0' der Ansprechwert bei 3I0" = 3I0' gegen ∞ geht, also keine Auslösung mehr möglich ist. Bei 7UT6 ist k = 4. Im obi-gem Beispiel a) vervierfacht sich also die Stabilisierungsgröße Istab nochmals, ist so-mit 8-mal so groß wie die Auslösegröße Iaus. Der Grenzwinkel beträgt ϕGrenz = 100°. Das bedeutet, dass bei einer Phasenverschiebung |ϕ(3I0"; 3I0')| ≥ 100° keine Auslö-sung mehr möglich ist.

Bild 2-57 zeigt die Auslösekennlinien des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängig-keit von der Phasenverschiebung zwischen 3I0" und 3I0' bei konstantem Speisever-hältnis |3I0"| = |3I0'|.

Bild 2-57 Auslösekennlinie des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit vom Phasen-winkel zwischen 3I0" und 3I0' bei 3I0" = 3I0' (180° = äußerer Fehler)

Der Auslösewert kann weiterhin mit zunehmender Stromsumme erhöht werden. In diesem Fall wird der Ansprechwert mit der Summe der Beträge aller Ströme stabili-siert, d.h. mit Σ |I | = |IL1| + |IL2| + |IL3| + |ISt| (Bild 2-58). Die Steigung der Kennlinie ist einstellbar.

Anregung Normalerweise benötigt ein Differentialschutz keine „Anregung“, da Fehlererkennung und Auslösebedingung identisch sind. Wie alle Schutzfunktionen verfügt jedoch auch der Erdfehlerdifferentialschutz über eine Anregung, die eine Voraussetzung für die Auslösung darstellt und den Startzeitpunkt für eine Reihe von Folgeaktivitäten bildet.

Auf Anregung wird erkannt, sobald die Grundschwingung des Differentialstromes ca. 85 % des Ansprechwertes erreicht. Hierbei ist der Differentialstrom die Summe alle in das Schutzobjekt einfließenden Ströme.

120° 110° 100° 90° 80° 70°

4

3

2

1

IausIEDS>

Auslösen

Sperren

ϕ(3Io";3Io')

114 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-58 Erhöhung des Ansprechwertes

Bild 2-59 Logikdiagramm des Erdfehlerdifferentialschutzes (vereinfacht)


Voraussetzung für die Funktion des Erdfehlerdifferentialschutzes ist, dass er bei der Konfigurierung des Geräteumfangs (Abschnitt 2.1.1) unter Adresse auf eingestellt wurde. Außerdem muss ein 1-phasiger Zusatzmessein-gang der Seite oder Messstelle zugeordnet sein, deren Sternpunktstrom erfasst wer-den soll (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmessein-gänge“). Der Erdfehlerdifferentialschutz selber muss dieser Seite oder Messstelle zu-geordnet sein (Abschnitt 2.1.4 unter Randtitel „Erdfehlerdifferentialschutz“).

Der Erdfehlerdifferentialschutz kann unter Adresse wirksam ( ) oder unwirksam () geschaltet werden; außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunktion blockiert werden (3*().

Σ |I |

Iaus

T 0

EDS block

EDS aus

EDS AUS

>EDS block

Messfreigabe

IZ

EDS wirksam

|3I0'| > k·(|3I0'–3I0"| – |3I0'+3I0"|)

|IL1| + |IL2| + |IL3| + |ISt|IL3

IL2

IL1EDS> (o.VZ)

FNr 05817EDS Anr

&

≥1 &

“1”

&

FNr 05816

FNr 05821

FNr 05812

FNr 05813

FNr 05811

FNr 05803

Hinweis:

Der Erdfehlerdifferentialschutz ist bei Lieferung geschaltet. Der Grund ist, dass der Schutz nicht betrieben werden darf, ohne dass zumindest die Zuordnung und Po-larität der Stromwandler zuvor richtig eingestellt wurden. Ohne diese Einstellungen kann es zu unvermuteten Reaktionen des Gerätes kommen (einschl. Auslösung)!

1157UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Für die Empfindlichkeit des Schutzes ist die Einstellung 1 (Adresse ) maßgebend. Dies ist der Erdkurzschlussstrom, der über die Sternpunktzuführung des Schutzobjektes (Transformator, Generator, Motor, Querdrossel) einfließt. Ein evtl. vom Netz einfließender weiterer Erdstrom geht nicht in die Ansprechempfindlichkeit ein. Der Stromwert bezieht sich auf den Betriebsnennstrom der zu schützenden Seite des Hauptschutzobjektes bzw. — wenn ein weiteres Schutzobjekt zugeordnet wurde — auf den Betriebsnennstrom dieses weiteren Schutzobjektes.

Der eingestellte Ansprechwert kann im Auslösebereich eine zusätzliche Erhöhung (Stabilisierung durch Summe aller Strombeträge) erhalten, die unter Adresse !! einzustellen ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Der voreingestellte Wert : ist normalerweise angemessen.

In besonderen Anwendungsfällen kann es vorteilhaft sein, das Auslösekommando des Schutzes etwas zu verzögern. Hierzu kann eine Zusatzzeitverzögerung einge-stellt werden (Adresse 1). Normalerweise wird diese zu : gesetzt. Die Einstellzeit ist eine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit (Messzeit) der Schutzfunktion nicht einschließt.


Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ änderbar. Die Stromwerte I/INS beziehen sich auf den Nennstrom der zu schützenden Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt. Ist der Erdfehlerdifferentialschutz nicht auf das Hauptschutzobjekt bezogen, gilt der Nennstrom der 3-phasigen Messstelle, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt, als Bezugs-wert.


1301 ERD-DIFF. AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Erdfehlerdifferentialschutz

1311 I-EDS> 0.05..2.00 I/InS 0.15 I/InS Ansprechwert des EDS

1312A T I-EDS> 0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Zeitverzögerung für das AUS-Kommando

1313A STEIGUNG 0.00..0.95 0.00 Steigung Kennlinie I-EDS> = f(I-SUM)

116 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




05803 >EDS block >Erddiff. blockieren

05811 EDS aus Erddiff. ist ausgeschaltet

05812 EDS block Erddiff. ist blockiert

05813 EDS wirksam Erddiff. ist wirksam

05817 EDS Anr Erddiff.: Anregung

05816 EDS> (o.VZ) Erddiff.: EDS> (ohne Verzögerungszeit)

05821 EDS AUS Erddiff.: Auslösung

05826 EDS D: Erddiff.: Auslösegröße D bei AUS o.VZ

05827 EDS S: Erddiff.: Winkelmaß S bei AUS o.VZ

05851 EDS Wdl-M1: Erddiff.: Anpassfaktor I-Wdl. Messst. 1





05833 EDS Wdl-Stp: Erddiff.: Anpassfaktor I-Wdl. Sternpunkt

05836 EDS Fak-Wdl >< Erddiff.Feh: Anpassfak I-Wdl. zu gr./kl.

05830 EDS Feh o.S-Wdl Erddiff.Feh: ohne Strnpkt.Wandlerzuord

05835 EDS Feh Objekt Erddiff.Feh: nicht bei diesem Schutzobj.

1177UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme

Allgemeines Der Überstromzeitschutz dient als Reserveschutz für den Kurzschlussschutz des Hauptschutzobjektes oder als Reserveschutz für nachgeschaltete Netzteile, wenn Fehler dort nicht rechtzeitig abgeschaltet werden, so dass es zu einer Gefährdung des Schutzobjektes kommen kann. Er kann auch als Kurzschlussschutz für ein weiteres Schutzobjekt eingesetzt werden, wenn er den entsprechenden Messstellen (Abschnitt 2.1.4 unter „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“, Seite 50) zugeordnet und diese von den entsprechenden Stromwandlersätzen gespeist werden (Abschnitt 2.1.2 unter „Zu-ordnung der 3-phasigen Messstellen“, Seite 28).

Der Überstromzeitschutz für Phasenströme bezieht sich immer auf die drei Phasen-ströme der konfigurierten Seite oder Messstelle (Adresse ). Für den Überstrom-zeitschutz für Nullstrom wird stets die Summe der drei Phasenströme der konfigurier-ten Seite oder Messstelle herangezogen (Adresse ). Dabei kann die Seite oder Messstelle für Phasenströme eine andere sein als die für Nullstrom.

Beim = (Adresse , siehe Abschnitt 2.1.1) ist der Überstromzeitschutz außer Betrieb.

Der Überstromzeitschutz besitzt für Phasenströme und Nullstrom je zwei unabhängi-ge Stufen (UMZ) und eine abhängige Stufe (AMZ). Letztere kann wahlweise eine IEC–, eine ANSI– oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie sein.


2.4.1.1 Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ)

Die unabhängigen Überstromstufen (UMZ) für Phasenströme und den dreifachen Nullstrom (Summe der Phasenströme) sind auch verfügbar, wenn eine abhängige Kennlinie in Abschnitt 2.1.1 (Adresse und/oder ) konfiguriert wurde.

Anregung, Auslösung

Es sind je zwei unabhängige Stufen für die Phaseströme und den dreifachen Null-strom möglich.

Für die I>>-Stufen wird jeder Phasenstrom und der dreifache Nullstrom (Summe der Phasenströme) einzeln mit den pro Stufe gemeinsamen Ansprechwerten 11 bzw. 11 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Ver-zögerungszeiten 11 bzw. 11 werden die Auslösekommandos abgegeben, die ebenfalls getrennt für jede Stufe zur Verfügung stehen. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Einstellwerte über IN. Für kleinere Werte vermin-dert sich das Rückfallverhältnis, um intermittierendes Ansprechen bei Strömen um den Einstellwert zu vermeiden (z.B. 90 % bei 0.2·IN).

Bild 2-60 zeigt das Logikdiagramm für die Hochstromstufen I>> und 3I0>>.

118 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-60 Logikdiagramm der Hochstromstufen I>> für Phasenströme und Nullstrom (vereinfacht)

„1“

Hand-EIN&

T 0

L1L2

L3

U/AMZ I>> Anr

U/AMZ TI>> Abl

„1“

>U/AMZ I>> blk

>U/AMZ Ph blk U/AMZ Ph blk

U/AMZ Ph aus

U/AMZ I>> blkMessfreigabe

(s. Bild 2-65)

IL1

IL2

IL3 &

&

≥1 ≥1

≥1≥1

U/AMZ Ph wrk

U/AMZ Anr L3U/AMZ Anr L2

U/AMZ Anr L1

U/AMZ I>> AUS

„1“

Hand-EIN&

U/AMZ T3I0>>Abl

„1“

>U/AMZ 3I0>>blk

>U/AMZ 3I0 blk U/AMZ 3I0 blk

U/AMZ 3I0 aus

U/AMZ 3I0>> blk

Messfreigabe

(s. Bild 2-65)

3I0

&

& U/AMZ 3I0>> AUS≥1

U/AMZ 3I0 wrk

U/AMZ 3I0>> Anr

U/AMZ Anr 3I0

I>>

I>>

T 0

Messfreigabe

Messfreigabe

FNr 01762 ... 01764

FNr 01766

FNr 01704

FNr 01721

FNr 01741

FNr 01742

FNr 01800

FNr 01805

FNr 01804

FNr 01852

FNr 01752

FNr 01753

FNr 01751

FNr 01901

FNr 01903

FNr 01902

FNr 01858

FNr 01749

FNr 01750

FNr 01748

≥1 &

&

≥1 &

&

1197UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Jeder Phasenstrom und der dreifache Nullstrom (Summe der Phasenströme) wird au-ßerdem mit dem pro Stufe gemeinsamen Einstellwert 1 bzw. 1 verglichen und bei Überschreiten getrennt gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Un-terabschnitt 2.4.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse vor-genommen (Unterabschnitt 2.4.1.5). Abhängig von der Rusherkennung werden ent-weder normale Anregemeldungen oder die entsprechenden Rushmeldungen ausge-geben. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeiten 1 bzw. 1 wird ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vorliegt oder die Einschaltstabilisie-rung nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschaltstabilisierung und Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird jedoch eine Meldung über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt. Auslöse- und Zeitablaufmeldung stehen getrennt für jede Stu-fe zur Verfügung. Die Rückfallwerte liegen bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Ein-stellwerte über IN. Für kleinere Werte vermindert sich das Rückfallverhältnis, um in-termittierendes Ansprechen bei Strömen um den Einstellwert zu vermeiden (z.B. 90 % bei 0.2·IN).

Bild 2-61 zeigt das Logikdiagramm für die Überstromstufen I> für Phasenströme, Bild 2-62 für die Nullstromstufe.

Bild 2-61 Logikdiagramm der Überstromstufen I> für Phasenströme (vereinfacht)

„1“

Hand-EIN&

T 0

L1L2

L3

U/AMZ I> Anr

U/AMZ TI> Abl

„1“

>U/AMZ I> blk


U/AMZ Ph aus

U/AMZ I> blk

U/AMZ I> Inrush

Messfreigabe

(s. Bild 2-65)

I>

IL1

IL2

IL3

&

&

Rush Blk L1(s. Bild 2-67)

&

&

≥1 ≥1

≥1≥1

≥1

U/AMZ Ph wrk

U/AMZ InrAnr L3U/AMZ InrAnr L2

U/AMZ InrAnr L1


U/AMZ Anr L1

U/AMZ I> AUS

Messfreigabe

Messfreigabe

&

≥1

FNr 01762 ... 01764

FNr 01704

FNr 01722

≥1 &

&

FNr 01752

FNr 07551

FNr 07565 ... 07567

FNr 01810

FNr 01815

FNr 01851

FNr 01814

FNr 01753

FNr 01751

120 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-62 Logikdiagramm der Überstromstufen 3I0> für Nullstrom (vereinfacht)

Die Ansprechwerte jeder Stufe I> (Phasen), 3I0> (Nullstrom), I>> (Phasen), 3I0>> (Nullstrom) und die für jede dieser Stufen gültigen Verzögerungszeiten sind individuell einstellbar.

2.4.1.2 Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)

Die AMZ-Stufen arbeiten stets mit einer stromabhängigen Kennlinie, und zwar entwe-der nach IEC- oder nach ANSI-Normen oder nach einer anwenderspezifizierbaren Kennlinie. Die Kennlinien und zugehörigen Formeln sind in den Technischen Daten (Bilder 4-7 bis 4-9 in Abschnitt 4.4) dargestellt. Bei Konfigurierung einer der strom-abhängigen Kennlinien können zusätzlich auch die unabhängigen Stufen I>> und I> wirksam sein (siehe Unterabschnitt 2.4.1.1).


Jeder Phasenstrom und der dreifache Nullstrom (Summe der Phasenströme) wird ein-zeln mit dem pro Stufe gemeinsamen Einstellwert 7 bzw. 7 verglichen. Über-schreitet ein Strom das 1,1-fache des Einstellwertes, regt die entsprechende Stufe an und wird selektiv gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Unterabschnitt 2.4.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse vorgenommen (Unterabschnitt 2.4.1.5). Abhängig von der Rusherkennung werden entweder norma-le Anregemeldungen oder die entsprechenden Inrushmeldungen ausgegeben. Für die Anregung werden die Effektivwerte der Grundschwingungen herangezogen. Bei

„1“

Hand-EIN&

U/AMZ T3I0> Abl

„1“

>U/AMZ 3I0> blk


U/AMZ 3I0 aus

U/AMZ 3I0> blk

Messfreigabe

(s. Bild 2-65)

I>

3I0

&

&

Rush Blk 3I0

&

U/AMZ 3I0> AUS≥1

U/AMZ 3I0 wrk

U/AMZ InrAnr3I0

U/AMZ 3I0> Anr

U/AMZ Anr 3I0

U/AMZ 3I0> Inr.

&&T 0

FNr 01766

FNr 01741

FNr 01743

≥1 &

&

FNr 01904

FNr 01906

FNr 01905

FNr 01857

FNr 01749

FNr 01750

FNr 01748

FNr 07569

FNr 07568

1217UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Anregung einer Ip-Stufe wird aus dem fließenden Fehlerstrom je nach gewählter Aus-lösecharakteristik die Auslösezeit mit einem integrierenden Messverfahren berechnet und nach Ablauf dieser Zeit ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vor-liegt oder die Einschaltstabilisierung nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschalt-stabilisierung und Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird je-doch eine Meldung über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt.

Für den Nullstrom 7 kann die Kennlinie unabhängig von der für die Phasenströme genutzten Kennlinie gewählt werden.

Die Ansprechwerte der Stufen Ip (Phasen) und 3I0p (Nullstrom) und die für jede dieser Stufen gültigen Zeitmultiplikatoren sind individuell einstellbar.

Bild 2-63 zeigt das Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes für Pha-senströme, Bild 2-64 für die Nullstromstufe 3I0P.

Bild 2-63 Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes (AMZ) für Phasenströme — Beispiel für IEC-Kennli-nie (vereinfacht)

„1“

Hand-EIN&

L1L2

L3

U/AMZ Ip Anr

U/AMZ TIp Abl

„1“

>U/AMZ Ip blk


U/AMZ Ph aus

U/AMZ Ip blk

U/AMZ Ip Inrush

Messfreigabe

(s. Bild 2-65)

1,1 Ip

IL1

IL2

IL3

&

&

Rush Blk L1(s. Bild 2-67)

≥1 ≥1

≥1≥1

≥1

U/AMZ Ph wrk

U/AMZ InrAnr L3U/AMZ InrAnr L2

U/AMZ InrAnr L1


U/AMZ Anr L1

U/AMZ Ip AUSt

I

&

&

≥1

&

FNr 01762 ... 01764

FNr 01820

FNr 07565 ... 07567

FNr 01825

FNr 01824

FNr 01855

FNr 01704 FNr 01752

FNr 01753

FNr 01751

FNr 01723

≥1 &

&

Messfreigabe

Messfreigabe

122 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-64 Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes (AMZ) für Nullstrom — Beispiel für IEC-Kennlinie (vereinfacht)

Rückfallverhalten Sie können wählen, ob der Rückfall einer Stufe sofort nach Unterschreiten einer Schwelle erfolgen soll oder mit einer Disk-Emulation. Sofort heißt, dass die Anregung bei Unterschreiten von ca. 95 % des Ansprechwertes zurückfällt und bei erneuter An-regung die Ablaufzeit von vorn beginnt.

Bei der Disk-Emulation beginnt nach Abschalten des Stromes ein Rückfallprozess (Rückzählen des Zeitzählers), der dem Zurückdrehen einer Ferraris-Scheibe ent-spricht (daher „Disk-Emulation“). Dadurch wird bei mehreren aufeinanderfolgenden Fehlern die „Vorgeschichte“ infolge der Trägheit der Ferraris-Scheibe mitberücksich-tigt und das Zeitablaufverhalten angepasst. Das Rückzählen beginnt bei Unterschrei-ten von 90 % des Einstellwertes entsprechend der Rückfallkennlinie der gewählten Charakteristik. Im Bereich zwischen dem Rückfallwert (95 % des Ansprechwertes) und 90 % des Einstellwertes ruhen sowohl Vorwärts- als auch Rückwärtszählung. Bei Unterschreiten von 5 % des Einstellwertes wird der Rückfallprozess abgeschlossen, d.h. bei erneuter Anregung beginnt die Ablaufzeit von vorn.

Die Disk-Emulation bringt Vorteile, wenn der Staffelplan des Überstromzeitschutzes mit anderen im Netz befindlichen Geräten auf elektromagnetischer oder Induktionsba-sis koordiniert werden muss.

Anwenderspezifi-zierbare Kennlinien

Bei der anwenderspezifizierbaren Kennlinie kann die Auslösekennlinie punktweise definiert werden. Bis zu 20 Wertepaare von Strom und Zeit können eingetragen wer-den. Das Gerät approximiert daraus die Kennlinie durch lineare Interpolation.

„1“

Hand-EIN&

U/AMZ T3I0p Abl

„1“

>U/AMZ 3I0p blk


U/AMZ 3I0 aus

U/AMZ 3I0p blk

Messfreigabe

(s. Bild 2-65)

1,1·3I0p

3I0

&

&

Rush Blk 3I0

U/AMZ 3I0p AUS≥1

U/AMZ 3I0 wrk

U/AMZ InrAnr3I0

U/AMZ 3I0p Anr

U/AMZ Anr 3I0

U/AMZ 3I0p Inr.

t

I

&

&&

FNr 01766

FNr 01909

FNr 07570

FNr 07568

FNr 01907

FNr 01741

FNr 01908

FNr 01859

FNr 01749

FNr 01750

FNr 01748

FNr 01744

≥1 &

&

1237UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Wahlweise kann zusätzlich die Rückfallkennlinie definiert werden. Funktionsbeschrei-bung siehe „Rückfallverhalten“. Wird keine anwenderspezifizierbare Rückfallkennlinie gewünscht, erfolgt der Rückfall, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt dann die Zeit von vorn.

2.4.1.3 Hand-Einschaltung

Beim Zuschalten des Leistungsschalters auf ein fehlerbehaftetes Schutzobjekt wird üblicherweise ein möglichst schnelles Wiederabschalten des Schutzobjektes ge-wünscht. Hierzu kann die Verzögerung für eine beliebige Überstromstufe mittels des Hand-Ein-Impulses umgangen werden; d.h., die entsprechende Stufe führt dann bei Anregung zur unverzögerten Auslösung. Dieser Impuls ist um mindestens 300 ms verlängert (Bild 2-65). Zu diesem Zweck wird bei der Hand-EIN-Steuerung die Para-metrierung der Adresse bzw. Adresse für die Reaktion des Gerätes im Fehlerfall berücksichtigt. Hierdurch wird be-stimmt, welcher Ansprechwert mit welcher Verzögerung wirksam ist, wenn der Leis-tungsschalter von Hand eingeschaltet wird.

Bild 2-65 Hand-EIN-Behandlung (vereinfacht)

Die Hand-EIN-Behandlung kann für jede Messstelle oder Seite durchgeführt werden. Sie wird auch wirksam, wenn ein interner Steuerbefehl auf einen Leistungsschalter gegeben wird, der unter den Anlagendaten 1 (siehe Abschnitt 2.1.4) der gleichen Messstelle oder Seite zugeordnet ist wie der Überstromzeitschutz.

Es ist streng darauf zu achten, dass die Hand-EIN-Bedingung auch von dem Leis-tungsschalter abgeleitet wird, der das Schutzobjekt, welches vom Überstromzeit-schutz geschützt wird, unter Spannung setzt. Dies kann für den Phasen-Überstrom-zeitschutz einerseits und den Nullstrom-Überstromzeitschutz andererseits ein unter-schiedlicher Schalter sein, je nach Zuordnung dieser Schutzfunktionen.

2.4.1.4 Dynamische Ansprechwertumschaltung

Es kann notwendig sein, die Ansprechschwellen des Überstromzeitschutzes dyna-misch anzuheben, wenn Anlagenteile nach längerer spannungsloser Pause beim Ein-schalten einen erhöhten Leistungsbedarf aufweisen (z.B. Klimaanlagen, Heizungen, Motoren). Damit kann vermieden werden, die Ansprechschwellen mit Rücksicht auf derartige Einschaltbedingungen generell zu erhöhen.

Die Funktion der dynamischen Ansprechwertumschaltung ist bei allen Überstromzeit-stufen die gleiche und wird in Abschnitt 2.6 (Seite 156) beschrieben. Die alternativen Ansprechwerte selber können für jede Stufe des Überstromzeitschutzes individuell eingestellt werden.

>Hand-EIN Hand-EIN50 ms 0

Hand-EIN (intern)

300 ms

124 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.4.1.5 Einschaltstabilisierung

Beim Zuschalten eines Transformators an Spannung ist mit hohen Einschaltströmen (Rushstrom) zu rechnen. Diese können ein Vielfaches des Nennstromes betragen und je nach Größe und Bauform des Transformators zwischen einigen zehn Millise-kunden und einigen Sekunden lang fließen.

Obwohl durch die Filterung der Messströme nur die Grundschwingung bewertet wird, könnte es zu Fehlfunktionen beim Einschalten von Transformatoren kommen, da auch in den Rush-Strömen ein erheblicher Anteil an Grundschwingung vorhanden sein kann.

Der Überstromzeitschutz verfügt über eine integrierte Einschaltstabilisierung. Diese verhindert die „normale“ Anregung der I>- bzw. Ip-Stufen (nicht I>>) in den Phasen- bzw. Nullstromstufen des Überstromzeitschutzes. Bei Rusherkennung oberhalb eines Ansprechwertes werden spezielle Rush-Anregemeldungen erzeugt, die auch einen Störfall eröffnen und die zugeordnete Auslöseverzögerung starten. Wird nach dem Ablauf der Verzögerung immer noch ein Rush erkannt, wird eine entsprechende Mel-dung abgegeben, die Auslösung aber unterbunden.

Der Einschaltrush ist durch einen relativ hohen Gehalt der zweiten Harmonischen (doppelte Nennfrequenz) gekennzeichnet, die im Kurzschlussfall nahezu völlig fehlt. Überschreitet der Gehalt an zweiter Harmonischer im Strom einer Phase eine einstell-bare Schwelle, wird die Auslösung in dieser Phase verhindert. Entsprechendes gilt für den Nullstrom.

Die Einschaltstabilisierung hat eine obere Grenze: Oberhalb eines (einstellbaren) Stromwertes ist sie nicht mehr wirksam, da es sich dann nur um einen inneren strom-starken Kurzschluss handeln kann. Die untere Grenze ist die Arbeitsgrenze der Har-monischen-Filter (0,1 IN).

Bild 2-66 zeigt ein vereinfachtes Logikdiagramm.

Bild 2-66 Logikdiagramm der Einschaltstabilisierung — Beispiel für Phasen (vereinfacht)

Da die Einschaltstabilisierung für jeden Leiter individuell arbeitet, ist der Schutz auch optimal wirksam, wenn ein Transformator auf einen einphasigen Fehler geschaltet wird, wobei möglicherweise in einem anderen gesunden Leiter ein Einschalt-Rush-strom fließt. Es ist jedoch auch möglich, den Schutz so einzustellen, dass bei Über-schreiten des zulässigen Oberschwingungsanteils im Strom nur eines Leiters nicht

&

fN

2fN

„1“

>U/AMZPhInr blk

Messfreigabe

≥1

FNr 07571

FNr 07581 ... 07583

IL3

IL2

IL1

L1L2

L3 MessfreigabeMessfreigabe

Rusherk. L3

U/AMZ InrErk L3

Rusherk. L2Rusherk. L1

U/AMZ InrErk L2 U/AMZ InrErk L1

1257UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

nur der Leiter mit dem Rushstrom, sondern auch die übrigen Leiter der Überstromstu-fe blockiert werden. Diese sog. „Crossblock“-Funktion kann auf eine bestimmte Dauer begrenzt werden. Das Logikdiagramm zeigt Bild 2-67.

Die gegenseitige Blockierung betrifft nur die drei Phasen; eine Blockierung der Null-stromstufe durch Rusherkennung in einer Phase oder umgekehrt findet nicht statt.

Bild 2-67 Logikdiagramm der „Crossblock“-Funktion für die Phasenströme (vereinfacht)

2.4.1.6 Schneller Sammelschienenschutz durch rückwärtige Verriegelung

Applikations-beispiel

Über Binäreingänge kann eine Blockierung von jeder beliebigen Stromstufe veran-lasst werden. Durch Einstellung wird festgelegt, ob der Eingabekreis in Arbeitsstrom- (bei angelegter Spannung aktiv) oder Ruhestromschaltung (bei fehlender Spannung aktiv) betrieben werden soll. Dies erlaubt z.B. einen schnellen Sammelschienen-schutz in Sternnetzen bzw. in Ringnetzen, die an einer Stelle geöffnet sind, durch „rückwärtige Verriegelung“. Dieses Prinzip wird z.B. in Verteilungsnetzen verwendet, in denen ein Transformator vom Verbundnetz auf einen Sammelschienenabschnitt mit mehreren Abgängen speist (Bild 2-68).

Der Überstromzeitschutz ist unterspannungsseitig eingesetzt. Das Prinzip der rück-wärtigen Verriegelung besteht darin, dass der Überstromzeitschutz der Einspeisung mit einer kurzen, von der Staffelzeit der Abgänge unabhängigen Auslösezeit TI>> auslöst, sofern nicht die Anregung eines nächsten, abgangsseitigen Überstromzeit-schutzes seine Blockierung bewirkt (Bild 2-68). Es wird daher immer der Schutz, der sich am nächsten an der Fehlerstelle befindet, mit der kurzen Zeit auslösen, da er von einem hinter der Fehlerstelle liegenden Schutz nicht blockiert werden kann. Die Zeit-stufen TI> bzw. TIp wirken als Reservestufe. Die Anregemeldungen der abgangssei-tigen Schutzrelais werden als Eingangsmeldung „ !"#“ (für die Phasen-stromstufen und Nullstromstufe getrennt vorhanden) auf einen Binäreingang des spei-seseitigen Schutzgerätes gegeben.

≥1 T

≥1

≥1

≥1

„1“

&

Rusherk. L1

Rusherk. L2

Rusherk. L3

FNr 01843

U/AMZ CrossBlk

Rush Blk L3

Rush Blk L2

Rush Blk L1

126 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-68 Sammelschienenschutz durch rückwärtige Verriegelung — Prinzip


Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderhei-ten“) wurde unter den Adressen und die Kenn-linienart festgelegt, getrennt nach Phasenstromstufen und Nullstromstufen. Hier sind nur die Einstellungen verfügbar, die für die entsprechende Kennlinienwahl gelten. Die unabhängigen Stufen I>>, 3I0>>, I> und 3I0> sind in all diesen Fällen verfügbar.

Die Schutzfunktionen müssen je einer Seite des Hauptschutzobjektes oder einer an-deren 3-phasigen Messstelle zugeordnet sein; dies kann getrennt für Phasen- und Nullstromschutz geschehen (Abschnitt 2.1.4 unter Randtitel „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“). Dabei ist auch auf die richtige Zuordnung zwischen den Messein-gängen des Gerätes und den Messstellen (Stromwandlersätze) der Anlage zu achten (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 3-phasigen Messstellen“). Es sei da-ran erinnert, dass auch der Nullstrom-Überstromzeitschutz eine 3-phasige Messgrö-ße verarbeitet, nämlich das Nullsystem dreier Phasenströme.

I> I>>

T I> T I>>

I> I>

t1

T I> T I>>

t1

AUS AUS AUS AUS

Fehlerstelle : Auslösezeit T I>>

Fehlerstelle : Auslösezeit t1 Reservezeit T I>

Speiserichtung

„“

t1

7UT6

Idiff

AUS

1277UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.4.2.1 Phasenstromstufen

Allgemeines Unter Adresse kann der Überstromzeitschutz für Phasenströme - oder geschaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirk-samer Schutzfunktion blockiert werden (3*().

Adresse bestimmt, welche der Phasenstromstufen bei ei-ner erkannten Hand-Einschaltung unverzögert wirksam werden soll. Die Einstellun-gen #AAB5 und #AB5 sind unabhängig von der gewählten Kennlinienart möglich; #B5 ist nur möglich, wenn auch eine der abhän-gigen Stufen konfiguriert ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

Bei Einsatz auf der Speiseseite eines Transformators wählen Sie hier die höhere Stu-fe I>>, die nicht durch den Einschaltrush ansprechen kann, sofern Sie nicht sogar die Hand-Ein-Behandlung &* schalten.

Unter Adresse bestimmen Sie — für alle Phasenstufen des Überstromzeitschutzes (außer I>>) gemeinsam —, ob die Einschaltstabilisierung (Rush-Stabilisierung mit 2. Harmonischer) wirksam sein soll. Stellen Sie ein, wenn eine Stufe des Überstromzeitschutzes auf der Speiseseite eines Transforma-tors eingesetzt ist. Ansonsten kann die Einstellung bleiben. Wenn Sie aus ir-gendeinem Grund die Phasenstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung).

Hochstromstufen I>>

Die I>>-Stufe 11 (Adresse bzw. ) ergibt zusammen mit der I>-Stufe oder der Ip-Stufe eine zweistufige Kennlinie. Wird eine Stufe nicht benötigt, stellen Sie den Ansprechwert auf ∞ ein. Die Stufe 11 arbeitet immer mit einer definierten Verzöge-rung.

Wenn der Überstromzeitschutz auf der Speiseseite eines Transformators, einer Längsdrossel oder eines Motors oder im Sternpunkt eines Generators wirkt, kann die-se Stufe zur Stromstaffelung eingesetzt werden. Sie wird dann so eingestellt, dass sie für Kurzschlüsse bis in das Schutzobjekt hinein ansprechen, bei einem durchfließen-den Kurzschlussstrom aber nicht.

Beispiel: Transformator in der Einspeisung einer Sammelschiene mit folgende Daten:

Transformator YNd5 35 MVA 110 kV/20 kV uk = 15 %

Stromwandler 200 A/5 A auf der 110-kV-Seite

Der Überstromzeitschutz wirkt auf die 110-kV-Seite (=Speiseseite).

Hinweis:

Ist der Überstromzeitschutz einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet, gelten für die Einstellung der Stromwerte die bezogenen Größen I/INS, d.h. bezogen auf den Nennstrom der Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt. In anderen Fällen werden die Stromwerte in Ampere eingestellt.

128 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Der maximal mögliche dreiphasige Kurzschlussstrom auf der 20-kV-Seite bei starrer Spannung auf der 110-kV-Seite würde betragen:

Mit einem Sicherheitsfaktor von 20 % ergibt sich der primäre Einstellwert:

Einstellwert I>> = 1,2 · 1224,7 A = 1450 A

Bei Parametrierung in Sekundärgrößen werden die Ströme in Ampere auf die Sekun-därseite der Stromwandler umgerechnet.

Sekundärer Einstellwert:

d.h. bei Kurzschlussströmen über 1450 A (primär) oder 36,7 A (sekundär) liegt mit Si-cherheit ein Kurzschluss im Trafobereich vor. Dieser kann vom Überstromzeitschutz sofort abgeschaltet werden.

Bei Einstellung in bezogenen Größen fällt der Nennstrom des Transformator (hier gleich Seitennennstrom) heraus, und es vereinfacht sich die Formel:

Mit dem gleichen Sicherheitsfaktor ergibt sich

Einstellwert I>> = 0,8 · INS (Seitennennstrom).

Erhöhte Einschaltstromstöße (Rush) werden, soweit ihre Grundschwingung den Ein-stellwert übersteigt, durch die Verzögerungszeiten (Adresse 11) unschäd-lich gemacht. Die Einschaltstabilisierung wirkt nicht auf die Stufen I>>.

Bei Verwendung des Prinzips der „rückwärtigen Verriegelung“ (Unterabschnitt 2.4.1.6, siehe auch Bild 2-68) wird die Mehrstufigkeit des Überstromzeitschutzes aus-genutzt: Die Stufe 11 z.B. ist mit kurzer Sicherheitsverzögerung 11 (z.B. 50 ms) als schneller Sammelschienenschutz eingesetzt. Für abgangsseitige Fehler ist I>> blockiert. Die Stufe 1 oder 7 dient hier als Reserveschutz. Die Ansprechwerte bei-der Stufen ( 1 bzw. 7 und 11) werden gleich eingestellt. Die Zeitverzögerung 1 bzw. 7 (IEC-Kennlinie) oder 7 (ANSI-Kennlinie) wird so eingestellt, dass sie die Verzögerung der Abgänge überstaffelt.

Für den Kurzschlussschutz eines Motors ist zu beachten, dass der Einstellwert 11 kleiner als der kleinste (zweipolige) Kurzschlussstrom und größer als der größte An-laufstrom sein muss. Da der maximal auftretende Einschaltstrom in der Regel auch bei ungünstigen Verhältnissen unter 1,6 x Nennanlaufstrom liegt, ergibt sich für die Kurzschlussstufe I>> folgende Einstellbedingung:

1,6 · IAnlauf < 11 < Ik2pol

Ein erhöhter Anlaufstrom durch eine evtl. anliegende Überspannung ist im Faktor 1,6 bereits berücksichtigt. Die I>>-Stufe kann unverzögert eingestellt werden ( 11 = ::: ), da beim Motor — anders als z.B. beim Transformator — keine Sättigung der Querreaktanz auftritt.

Die eingestellte Zeit 11 ist eine reine Zusatzverzögerungszeit, die die Eigenzeit (Messzeit, usw.) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird eine Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch eine Auslösung.

I3polmax1

ukTrafo----------------- INTrafo

1ukTrafo-----------------

SNTrafo

3 UN⋅--------------------

10,15----------- 35 MVA

3 110 kV⋅------------------------------ 1224,7 A=⋅=⋅=⋅=

Einstellwert I>>1450 A200 A

------------------- 5 A⋅ 36,7 A= =

I3polmax

INS--------------------

1ukTrafo-----------------

10,15----------- 0,667= = =

1297UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Überstromstufen I> Für die Einstellung der Überstromstufe 1 (Adresse bzw. ) ist vor allem der maximal auftretende Betriebsstrom maßgebend. Anregung durch Überlast muss aus-geschlossen sein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entsprechend kurzen Kom-mandozeiten als Kurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz arbeitet. Es wird daher bei nachfolgenden Leitungen oder Sammelschienen etwa 20 %, bei Transformatoren und Motoren etwa 40 % oberhalb der maximal zu erwartenden (Über-)Last eingestellt.

Die einzustellende Zeitverzögerung (Adresse 1) ergibt sich aus dem für das Netz aufgestellten Staffelplan.

Die eingestellten Zeiten sind reine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit (Messzeit, usw.) nicht einschließen. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt wer-den. Dann löst die entsprechende Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die An-regung gemeldet. Wird eine Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine An-regemeldung noch eine Auslösung.

Überstromstufen Ip bei IEC-Kennlinien

Bei den stromabhängigen Stufen können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt 2.1.1, Adresse ), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den IEC-Kennlini-en (Adresse = !""# $) stehen unter Adresse " zur Verfügung:

# (inverse, Typ A nach IEC 60255–3), * (very inverse, Typ B nach IEC 60255–3), 0 (extremely inverse, Typ C nach IEC 60255–3), und 95 (longtime, Typ B nach IEC 60255–3).

Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Da-ten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bild 4-7).

Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ-Auslösecharakteristik zwischen Anregewert und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwer-tes.

Der Stromwert wird unter Adresse bzw. 7 eingestellt. Für die Einstellung ist vor allem der maximal auftretende Betriebsstrom maßgebend. Anregung durch Überlast muss ausgeschlossen sein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entspre-chend kurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz ar-beitet.

Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse 7 zugänglich. Dieser ist mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren.

Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anre-gung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die Ip-Stufe überhaupt nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1) Adresse = !"".

Wenn Sie unter Adresse #"" die * einstellen, so erfolgt der Rückfall gemäß der Rückfallkennlinie, wie in Unterabschnitt 2.4.1.2 unter „Rück-fallverhalten“ (Seite 123) beschrieben.

Überstromstufen Ip bei ANSI-Kennlini-en

Bei den stromabhängigen Stufen können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt 2.1.1, Adresse ), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den ANSI-Kennli-nien (Adresse = !""%#) stehen unter Adresse " zur Verfügung:

, 0C, #,

130 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


95, C, und DC.

Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Da-ten abgebildet (Abschnitt 4.7, Bilder 4-8 und 4-9).


Der Stromwert wird unter Adresse bzw. 7 eingestellt. Für die Einstellung ist vor allem der maximal auftretende Betriebsstrom maßgebend. Anregung durch Überlast muss ausgeschlossen sein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entspre-chend kurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz ar-beitet.

Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse 7 einzustellen. Dieser ist mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren.



Dynamische Ansprechwert-umschaltung

Für jede Stufe kann ein alternativer Satz von Ansprechwerten eingestellt werden, auf den während des Betriebes automatisch dynamisch umgeschaltet werden kann. Die-se dynamische Umschaltung ist in Abschnitt 2.6 (Seite 156) beschrieben.

Hier werden für die Stufen die alternativen Werte eingestellt, und zwar:

− für UMZ-Schutz Phasen: Adresse bzw. für Ansprechwert 11, Adresse für Verzögerung 11, Adresse bzw. für Ansprechwert 1, Adresse für Verzögerung 1;

− für AMZ-Schutz Phasen nach IEC-Kennlinien: Adresse bzw. für Ansprechwert 7, Adresse für Zeitmultiplikator 7;

− für AMZ-Schutz Phasen nach ANSI-Kennlinien: Adresse bzw. für Ansprechwert 7, Adresse für Zeitmultiplikator 7.


Für den abhängigen Überstromzeitschutz können Sie auch selber eine Auslöse- und Rückfallkennlinie spezifizieren. Bei Parametrierung unter DIGSI® erhalten Sie hierzu ein Dialogfenster zur Eingabe von bis zu 20 Wertepaaren von Stromwert und Auslö-sezeit (Bild 2-69).

Die eingegebene Kennlinie kann in DIGSI® auch grafisch dargestellt werden, wie Bild 2-69 rechts zeigt.

1317UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-69 Eingabe einer anwenderspezifischen Auslösekennlinie mit DIGSI® — Bei-spiel

Um eine anwenderspezifische Auslösekennlinie definieren zu können, muss bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges unter Adresse (Abschnitt 2.1.1) die Option &' eingestellt sein. Wenn Sie auch die Rückfall-kennlinie bestimmen wollen, müssen Sie die Option ()* einstellen.

Die Wertepaare sind bezogen auf die Einstellwerte für Strom und Zeit.

Da die eingegebenen Stromwerte vor der weiteren Bearbeitung im Gerät in einem be-stimmten Raster (siehe Tabelle 2-5) auf- bzw. abgerundet werden, empfiehlt es sich, exakt diese Vorzugsstromwerte dieser Tabelle zu benutzen.

.

Im Lieferzustand sind alle Stromwerte mit ∞ vorbelegt. Sie sind damit ungültig ge-macht, und es kann keine Anregung und damit keine Auslösung durch diese Schutz-funktion erfolgen.

Zur Spezifizierung einer Auslösekennlinie beachten Sie:

− Die Wertepaare sind in stetiger Reihenfolge einzugeben. Es können auch weniger als 20 Wertepaare sein; in den meisten Fällen genügen etwa 10 Wertepaare, um eine hinreichend genaue Kennlinie zu definieren. Ein nicht benutztes Wertepaar muss dann als ungültig markiert werden, indem man für den Grenzwert „∞“ eingibt!

Tabelle 2-5 Vorzugswerte der normierten Ströme für anwenderspezifische Auslösekennlinien

78 9:; '0) 78(9:;)'.* 78*9:;.'.* 78/9:;(

1,00 1,50 2,00 3,50 5,00 6,50 8,00 15,00

1,06 1,56 2,25 3,75 5,25 6,75 9,00 16,00

1,13 1,63 2,50 4,00 5,50 7,00 10,00 17,00

1,19 1,69 2,75 4,25 5,75 7,25 11,00 18,00

1,25 1,75 3,00 4,50 6,00 7,50 12,00 19,00

1,31 1,81 3,25 4,75 6,25 7,75 13,00 20,00

1,38 1,88 14,00

1,44 1,94

132 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Achten Sie darauf, dass die Wertepaare eine eindeutige und stetige Kennlinie er-geben.

− Für die Ströme sollten Werte aus Tabelle 2-5 entnommen und hierfür die zugehöri-gen Zeitwerte eingegeben werden. Abweichende Werte I/Ip werden auf den nächs-ten benachbarten Wert korrigiert. Dies wird jedoch nicht angezeigt.

− Ströme, die kleiner sind als der Stromwert des kleinsten Kennlinienpunktes führen zu keiner Verlängerung der Auslösezeit. Die Anregekennlinie (siehe Bild 2-70, rechts) verläuft bis zum kleinsten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.

Bild 2-70 Verwendung einer anwenderspezifizierbaren Kennlinie — Beispiel

− Ströme, die größer sind als der Stromwert des größten Kennlinienpunktes führen zu keiner Verkürzung der Auslösezeit. Die Anregekennlinie (siehe Bild 2-70, rechts) verläuft ab dem größten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.

Zur Spezifizierung einer Rückfallkennlinie beachten Sie:

− Für die Ströme sollten Werte aus Tabelle 2-6 entnommen und hierfür die zugehöri-gen Zeitwerte eingegeben werden. Abweichende Werte I/Ip werden auf den nächs-ten benachbarten Wert korrigiert. Dies wird jedoch nicht angezeigt.

− Ströme, die größer sind als der Stromwert des größten Kennlinienpunktes führen zu keiner Verlängerung der Rückfallzeit. Die Rückfallkennlinie (siehe Bild 2-70, links) verläuft bis zum größten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.

− Ströme, die kleiner sind als der Stromwert des kleinsten Kennlinienpunktes führen zu keiner Verkürzung der Rückfallzeit. Die Rückfallkennlinie (siehe Bild 2-70, links) verläuft ab dem kleinsten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.

− Ströme kleiner als 0,05 · Stromeinstellwert führen zum sofortigen Rückfall.

.

0,9 1,0 1,1 20

T/Tp

AuslösenRückfall

I/Ip

größter Kennlinienpunkt

kleinster Kennlinienpunkt

kleinster Kennlinienpunkt größter Kennlinienpunkt

Tabelle 2-6 Vorzugswerte der normierten Ströme für anwenderspezifische Rückfallkennlinien

78 9:;'/- 78'/)9:;'-. 78'--9:;'/ 78')9:;'

1,00 0,93 0,84 0,75 0,66 0,53 0,34 0,16

0,99 0,92 0,83 0,73 0,64 0,50 0,31 0,13

0,98 0,91 0,81 0,72 0,63 0,47 0,28 0,09

1337UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Einschaltstabilisie-rung

Unter den allgemeinen Einstellungen (Seite 128 unter „Allgemeines“) wurde die Ein-schaltstabilisierung unter Adresse wirksam ( ) oder un-wirksam () gestellt. Sie ist inbesondere bei Transformatoren notwendig, wenn der Überstromzeitschutz auf die Speiseseite wirkt. Die Funktionsparameter der Einschalt-stabilisierung werden hier unter „Inrush“ festgelegt.

Die Einschaltstabilisierung basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhande-nen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung ( (Adresse ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = , % eingestellt, das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei be-sonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort ein kleinerer Wert eingestellt werden.

Überschreitet der Strom den in Adresse $ eingestellten Wert, findet keine Stabilisierung durch die 2. Harmonische mehr statt.

Die Einschaltstabilisierung kann mittels der „Crossblock“-Funktion erweitert werden. Das bedeutet, dass bei Überschreiten des Oberschwingungsanteils in nur einer Pha-se alle drei Phasen der I>- bzw. Ip-Stufen blockiert werden. Unter Adresse " schalten Sie die Crossblock-Funktion oder .

Die Zeit nach Rusherkennung, für die diese gegenseitige Blockierung wirksam wer-den soll, stellen Sie unter Adresse " ein.

2.4.2.2 Nullstromstufen

Allgemeines Unter Adresse kann der Überstromzeitschutz für Nullstrom - oder geschaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunktion blockiert werden (3*().

Adresse bestimmt, welche der Nullstromstufen bei einer er-kannten Hand-Einschaltung unverzögert wirksam werden soll. Die Einstellungen #:AAB5 und #:AB5 sind unabhängig von der gewählten Kennlinienart möglich; #:B5 ist nur möglich, wenn auch eine der abhän-

0,97 0,90 0,80 0,70 0,61 0,44 0,25 0,06

0,96 0,89 0,78 0,69 0,59 0,41 0,22 0,03

0,95 0,88 0,77 0,67 0,56 0,38 0,19 0,00

0,94 0,86

Tabelle 2-6 Vorzugswerte der normierten Ströme für anwenderspezifische Rückfallkennlinien

78 9:;'/- 78'/)9:;'-. 78'--9:;'/ 78')9:;'

Hinweis:

Ist der Überstromzeitschutz einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet, gelten für die Einstellung der Stromwerte die bezogenen Größen I/INS, d.h. bezogen auf den Nennstrom der Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt. In anderen Fällen werden die Stromwerte in Ampere eingestellt.

134 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


gigen Stufen konfiguriert ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Für die Einstellung gilt das für die Phasenstromstufen gesagte entsprechend.

Unter Adresse bestimmen Sie, ob die Einschaltstabilisierung (Rush-Stabilisierung mit 2. Harmonischer) wirksam sein soll. Stellen Sie ein, wenn die Nullstromstufe des Überstromzeitschutzes auf der Speiseseite eines Trans-formators eingesetzt ist, dessen Sternpunkt geerdet ist. Ansonsten kann die Einstel-lung bleiben. Wenn Sie die Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung).

Hochstromstufe 3I0>>

Die I0>>-Stufe 11 (Adresse bzw. ) ergibt zusammen mit der I>-Stufe oder der Ip-Stufe eine zweistufige Kennlinie. Wird eine Stufe nicht benötigt, stellen Sie den Ansprechwert auf ∞ ein. Die Stufe 11 arbeitet immer mit einer definierten Ver-zögerung.

Wenn die geschützte Wicklung nicht geerdet ist, können Nullströme nur beim inneren Erdkurzschluss oder Doppelerdschluss mit einem inneren Fußpunkt auftreten. Hier wird die I0>>-Stufe normalerweise nicht gebraucht.

Die I0>>-Stufe kann z.B. zur Stromstaffelung eingesetzt werden. Hier ist jedoch zu be-achten, dass das Nullsystem der Ströme maßgebend ist. Bei einem Transformator mit getrennten Wicklungen sind i.Allg. die Nullsysteme entkoppelt (Ausnahme: beidseiti-ge Sternpunkterdung).

Auch Rushströme sind im Nullsystem nur möglich, wenn der Sternpunkt der betrach-teten Wicklung geerdet ist. Sie werden, soweit ihre Grundschwingung den Einstellwert übersteigt, durch die Verzögerungszeiten (Adresse 11) unschädlich ge-macht.

Die Verwendung des Prinzips der „rückwärtigen Verriegelung“ (Unterabschnitt 2.4.1.6, siehe auch Bild 2-68) hat nur Sinn, wenn die betrachtete Wicklung geerdet ist. Dann wird die Mehrstufigkeit des Überstromzeitschutzes ausgenutzt: Die Stufe 11 z.B. ist mit kurzer Sicherheitsverzögerung 11 (z.B. 50 ms) als schneller Sammelschienenschutz eingesetzt. Für abgangsseitige Fehler ist 11 blockiert. Die Stufe 1 oder 7 dient hier als Reserveschutz. Die Ansprechwerte beider Stufen ( 1 bzw. 7 und 11) werden gleich eingestellt. Die Zeitverzögerung 1 bzw. 7 (IEC-Kennlinie) oder 7 (ANSI-Kennlinie) wird so einge-stellt, dass sie die Verzögerung der Abgänge überstaffelt. Hierbei ist der Staffelplan für Erdfehler maßgebend, der meistens kürzere Einstellzeiten erlaubt.

Die eingestellte Zeit 11 ist eine reine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigen-zeit (Messzeit, usw.) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt wer-den. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemel-det. Wird die Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch eine Auslösung.

Überstromstufe 3I0>

Für die Einstellung der Überstromstufe 1 (Adresse bzw. ) ist vor allem der minimal auftretende Erdkurzschlussstrom maßgebend. Bedenken Sie, dass bei mehreren Messstellen erhöhte Messtoleranzen durch Summationsfehler auftreten können.

Die einzustellende Zeitverzögerung (Parameter 1) ergibt sich aus dem für das Netz aufgestellten Staffelplan, wobei für Erdströme im geerdeten Netz häufig ein getrennter Staffelplan mit kürzeren Verzögerungszeiten möglich ist. Wenn Sie die Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass die Einschalt-stabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Har-

1357UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

monischen-Filterung). Dies kann eine erhöhte Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.

Die eingestellte Zeit ist eine reine Zusatzverzögerungszeit, die die Eigenzeit (Mess-zeit, usw.) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch eine Aus-lösung.

Überstromstufe 3I0p bei IEC-Kenn-linien

Bei der stromabhängigen Stufe können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt 2.1.1, Adresse ), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den IEC-Kennlini-en (Adresse = !""# $) stehen unter Adresse " zur Verfügung:




Der Stromwert wird unter Adresse bzw. 7 eingestellt. Für die Einstel-lung ist vor allem der minimal auftretende Erdkurzschlussstrom maßgebend. Beden-ken Sie, dass bei mehreren Messstellen erhöhte Messtoleranzen durch Summations-fehler auftreten können.

Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse 7 zugänglich. Dieser ist mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren, wobei für Erdströme im geerdeten Netz häufig ein getrennter Staffelplan mit kürzeren Verzögerungszeiten möglich ist. Wenn Sie die Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeits-grenze der Harmonischen-Filterung). Dies kann eine erhöhte Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.



Überstromstufen 3I0p bei ANSI-Kennlinien


, 0C, #, 95, C,

136 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


und DC.



Der Stromwert wird unter Adresse bzw. 7 eingestellt. Für die Einstel-lung ist vor allem der minimal auftretende Erdkurzschlussstrom maßgebend. Beden-ken Sie, dass bei mehreren Messstellen erhöhte Messtoleranzen durch Summations-fehler auftreten können.

Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse 7 einzustellen. Dieser ist mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren, wobei für Erdströme im geerdeten Netz häufig ein getrennter Staffelplan mit kürzeren Verzögerungszeiten möglich ist. Wenn Sie die Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeits-grenze der Harmonischen-Filterung). Dies kann eine erhöhte Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.

Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anre-gung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die 3!0p-Stufe überhaupt nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Unterab-schnitt 2.1.1) Adresse = !""%# = !"".


Dynamische An-sprechwertum-schaltung

Für jede Stufe kann ein alternativer Satz von Ansprechwerten eingestellt werden, auf den während des Betriebes automatisch dynamisch umgeschaltet werden kann. Die-se dynamische Umschaltung ist in Abschnitt 2.6 beschrieben.


− für UMZ-Schutz 3I0: Adresse bzw. für Ansprechwert 11, Adresse für Verzögerung 11, Adresse bzw. für Ansprechwert 1, Adresse für Verzögerung 1;

− für AMZ-Schutz 3I0 nach IEC-Kennlinien: Adresse bzw. für Ansprechwert 7, Adresse für Zeitmultiplikator 7;

− für AMZ-Schutz 3I0 nach ANSI-Kennlinien: Adresse bzw. für Ansprechwert 7, Adresse für Zeitmultiplikator 7.


Für den abhängigen Überstromzeitschutz können Sie auch selber eine Auslöse- und Rückfallkennlinie spezifizieren. Bei Parametrierung unter DIGSI® erhalten Sie hierzu ein Dialogfenster zur Eingabe von bis zu 20 Wertepaaren von Stromwert und Auslö-sezeit (Bild 2-69, Seite 132).

1377UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Vorgehensweise ist die gleiche wie bei den Phasenstromstufen beschrieben, sie-he Unterabschnitt 2.4.2.1 unter Randtitel „Anwenderspezifizierbare Kennlinien“ (Seite 131).

Um eine anwenderspezifische Auslösekennlinie für Nullstrom definieren zu können, muss bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges unter Adresse (Abschnitt 2.1.1) die Option &' eingestellt sein. Wenn Sie auch die Rückfallkennlinie bestimmen wollen, muss die Option ()* eingestellt sein.


Unter den allgemeinen Einstellungen (Seite 134 unter „Allgemeines“) wurde die Ein-schaltstabilisierung unter Adresse wirksam ( ) oder un-wirksam () gestellt. Sie ist inbesondere bei Transformatoren notwendig, wenn der Überstromzeitschutz auf die geerdete Speiseseite wirkt. Die Funktionsparameter der Einschaltstabilisierung werden hier unter „Inrush“ festgelegt.

Die Einschaltstabilisierung basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhande-nen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung ( (Adresse ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = , % eingestellt, das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei beson-ders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort ein kleinerer Wert eingestellt werden.



Ist der Überstromzeitschutz einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet, gelten für die Einstellung der Stromwerte die bezogenen Größen I/INS, d.h. bezogen auf den Nennstrom der Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt. In anderen Fällen werden die Stromwerte in Ampere eingestellt; dabei sind in der folgen-den Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren.

Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ änderbar.

Phasenströme


2001 U/AMZ PHASE EinAusBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Überstromzeitschutz Phase

2002 RUSHSTAB. PHASE EinAus

Aus Einschaltrush-Stabilisierung Phase

2008A HAND-EIN PHASE I>> unverzögertI> unverzögertIp unverzögertunwirksam

I>> unverzögert Hand-Ein-Behandlung Phase

138 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2011 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 4.00 A Anregestrom I>>

2012 I>> 0.10..35.00 I/InS; ∞ 4.00 I/InS Anregestrom I>>

2013 T I>> 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Verzögerungszeit T I>>

2014 I> 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Anregestrom I>

2015 I> 0.10..35.00 I/InS; ∞ 2.00 I/InS Anregestrom I>

2016 T I> 0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Verzögerungszeit T I>

2111 I>> 0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A Anregestrom I>>

2112 I>> 0.10..35.00 I/InS; ∞ 10.00 I/InS Anregestrom I>>


2114 I> 0.10..35.00 A; ∞ 4.00 A Anregestrom I>

2115 I> 0.10..35.00 I/InS; ∞ 4.00 I/InS Anregestrom I>


2021 Ip 0.10..4.00 A 2.00 A Anregestrom Ip

2022 Ip 0.10..4.00 I/InS 2.00 I/InS Anregestrom Ip

2023 T Ip 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T Ip

2024 D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D Ip

2025 RÜCKFALL sofortDisk Emulation

Disk Emulation Rückfallverhalten des AMZ

2026 KENNLINIE IEC InversStark inversExtrem inversLangzeit invers

Invers AMZ Auslösekennlinien (IEC)

2027 KENNLINIE ANSI Very inverseInverseShort inverseLong inverseModerately inverseExtremely inverseDefinite inverse

Very inverse AMZ Auslösekennlinien (ANSI)

2121 Ip 0.10..4.00 A 4.00 A Anregestrom Ip

2122 Ip 0.10..4.00 I/InS 4.00 I/InS Anregestrom Ip

2123 T Ip 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T Ip

2124 D Ip 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D Ip

2031 I/Ip Anr T/Tp 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Anregekennlinie I/Ip - TI/TIp

2032 I/Ip Rf T/Tp 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Rückfallkennlinie I/Ip - TI/TIp

2041 2.HARMON. PHASE 10..45 % 15 % Anteil 2.Harmonische für Inrush-erkennung

2042 I INR MAX PHASE 0.30..25.00 A 7.50 A Maximaler Strom für Inrusher-kennung


1397UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Nullstrom

2043 I INR MAX PHASE 0.30..25.00 I/InS 7.50 I/InS Maximaler Strom für Inrusher-kennung

2044 CROSSBL. PHASE NeinJa

Nein Blockierung durch Crossblock-Funktion

2045 T CROSSBL PHASE 0.00..180.00 s 0.00 s Blockierungszeit der Crossblock-Funktion



2201 U/AMZ 3I0 EinAusBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Überstromzeitschutz 3I0

2202 RUSHSTAB. 3I0 EinAus

Aus Einschaltrush-Stabilisierung 3I0

2208A HAND-EIN 3I0 3I0>> unverzögert3I0> unverzögert3I0p unverzögertunwirksam

3I0>> unverzögert Hand-Ein-Behandlung 3I0

2211 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 1.00 A Anregestrom 3I0>>

2212 3I0>> 0.05..35.00 I/InS; ∞ 1.00 I/InS Anregestrom 3I0>>

2213 T 3I0>> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T 3I0>>

2214 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 0.40 A Anregestrom 3I0>

2215 3I0> 0.05..35.00 I/InS; ∞ 0.40 I/InS Anregestrom 3I0>

2216 T 3I0> 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T 3I0>

2311 3I0>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Anregestrom 3I0>>

2312 3I0>> 0.05..35.00 I/InS; ∞ 7.00 I/InS Anregestrom 3I0>>

2313 T 3I0>> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T 3I0>>

2314 3I0> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Anregestrom 3I0>

2315 3I0> 0.05..35.00 I/InS; ∞ 1.50 I/InS Anregestrom 3I0>

2316 T 3I0> 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T 3I0>

2221 3I0p 0.05..4.00 A 0.40 A Anregestrom 3I0p

2222 3I0p 0.05..4.00 I/InS 0.40 I/InS Anregestrom 3I0p

2223 T 3I0p 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T 3I0p

2224 D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D 3I0p





140 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Allgemein

Phasenströme



2321 3I0p 0.05..4.00 A 1.00 A Anregestrom 3I0p

2322 3I0p 0.05..4.00 I/InS 1.00 I/InS Anregestrom 3I0p

2323 T 3I0p 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T 3I0p

2324 D 3I0p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D 3I0p

2231 I/I0p AnrT/TI0p 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Anregekennlinie 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p

2232 I/I0p Rf T/TI0p 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Rückfallkennlinie 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p

2241 2.HARMON. 3I0 10..45 % 15 % Anteil 2.Harmonische für Inrush-erkennung

2242 I INR. MAX 3I0 0.30..25.00 A 7.50 A Maximaler Strom für Inrusher-kennung

2243 I INR. MAX 3I0 0.30..25.00 I/InS 7.50 I/InS Maximaler Strom für Inrusher-kennung



01761 U/AMZ G-Anr U/AMZ Generalanregung

01791 U/AMZ G-AUS U/AMZ Generalauslösung


01704 >U/AMZ Ph blk >U/AMZ Blockierung U/AMZ Phasen

07571 >U/AMZPhInr blk >U/AMZ Phase Inrushstab. blockieren

01751 U/AMZ Ph aus U/AMZ Phase ist ausgeschaltet

01752 U/AMZ Ph blk U/AMZ Phase ist blockiert

01753 U/AMZ Ph wrk U/AMZ Phase ist wirksam

07581 U/AMZ InrErk L1 U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L1


1417UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Nullstrom


01843 U/AMZ CrossBlk U/AMZ Inrush-Crossblockierung

01762 U/AMZ Anr L1 U/AMZ Anregung Phase L1



07565 U/AMZ InrAnr L1 U/AMZ Inrush Anregung Phase L1



01721 >U/AMZ I>> blk >U/AMZ Blockierung Stufe I>>

01852 U/AMZ I>> blk U/AMZ Blockierung Stufe I>>

01800 U/AMZ I>> Anr U/AMZ Anregung Stufe I>>

01804 U/AMZ TI>> Abl U/AMZ Zeit d. Stufe I>> abgelaufen

01805 U/AMZ I>> AUS U/AMZ Auslösung Stufe I>>

01722 >U/AMZ I> blk >U/AMZ Blockierung Stufe I>

01851 U/AMZ I> blk U/AMZ Blockierung Stufe I>

01810 U/AMZ I> Anr U/AMZ Anregung Stufe I>

07551 U/AMZ I> Inrush U/AMZ Inrush Anregung Stufe I>

01814 U/AMZ TI> Abl U/AMZ Zeit der Stufe I> abgelaufen

01815 U/AMZ I> AUS U/AMZ Auslösung Stufe I>

01723 >U/AMZ Ip blk >U/AMZ Blockierung Stufe Ip

01855 U/AMZ Ip blk U/AMZ Blockierung Stufe Ip

01820 U/AMZ Ip Anr U/AMZ Anregung Stufe Ip

07553 U/AMZ Ip Inrush U/AMZ Inrush Anregung Stufe Ip

01824 U/AMZ TIp Abl U/AMZ Zeit der Stufe Ip abgelaufen

01825 U/AMZ Ip AUS U/AMZ Auslösung Stufe Ip

01860 U/AMZ Ph FehObj U/AMZ Ph.Feh: nicht bei diesem Schutzobj



01741 >U/AMZ 3I0 blk >U/AMZ Blockierung U/AMZ 3I0

07572 >U/AMZI0Inr blk >U/AMZ 3I0 Inrushstab. blockieren

01748 U/AMZ 3I0 aus U/AMZ 3I0 ist ausgeschaltet

01749 U/AMZ 3I0 blk U/AMZ 3I0 ist blockiert

01750 U/AMZ 3I0 wrk U/AMZ 3I0 ist wirksam

01766 U/AMZ Anr 3I0 U/AMZ Anregung 3I0

07568 U/AMZ InrAnr3I0 U/AMZ Inrush Anregung 3I0

142 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


01742 >U/AMZ 3I0>>blk >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>>

01858 U/AMZ 3I0>> blk U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>>

01901 U/AMZ 3I0>> Anr U/AMZ Anregung Stufe 3I0>>

01902 U/AMZ T3I0>>Abl U/AMZ Zeit der Stufe 3I0>> abgelaufen

01903 U/AMZ 3I0>> AUS U/AMZ Auslösung Stufe 3I0>>

01743 >U/AMZ 3I0> blk >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>

01857 U/AMZ 3I0> blk U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>

01904 U/AMZ 3I0> Anr U/AMZ Anregung Stufe 3I0>

07569 U/AMZ 3I0> Inr. U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0>

01905 U/AMZ T3I0> Abl U/AMZ Zeit der Stufe 3I0> abgelaufen

01906 U/AMZ 3I0> AUS U/AMZ Auslösung Stufe 3I0>

01744 >U/AMZ 3I0p blk >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p

01859 U/AMZ 3I0p blk U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p

01907 U/AMZ 3I0p Anr U/AMZ Anregung Stufe 3I0p

07570 U/AMZ 3I0p Inr. U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0p

01908 U/AMZ T3I0p Abl U/AMZ Zeit der Stufe 3I0p abgelaufen

01909 U/AMZ 3I0p AUS U/AMZ Auslösung Stufe 3I0p

01861 U/AMZ I0 FehObj U/AMZ 3I0Feh: nicht bei diesem Schutzobj


1437UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)

Der Überstromzeitschutz für Erdstrom wird einem 1-phasigen Strommesseingang des Gerätes zugeordnet (Abschnitt 2.1.4 unter „Weitere 1-phasige Schutzfunktionen“, Sei-te 52). Er ist im Prinzip für beliebige Anwendung geeignet. Hauptanwendungsgebiet ist die direkte Erfassung eines Erdstromes zwischen Sternpunkt eines Schutzobjektes und dessen Erder (daher seine Bezeichnung). Dazu ist auch die richtige Zuordnung des entsprechenden 1-phasigen Zusatzmesseingangs zu dem 1-phasigen Strom-wandler der Anlage notwendig (Abschnitt 2.1.2 unter „Zuordnung der 1-phasigen Zu-satzmesseingänge“, Seite 28).

Der Schutz kann auch parallel zum Erdfehlerdifferentialschutz (Abschnitt 2.3) betrie-ben werden. Er arbeitet dann als Reserveschutz für Erdfehler auch außerhalb des Schutzobjektes, die dort nicht rechtzeitig abgeschaltet werden. Ein Beispiel ist in Bild 2-71 dargestellt.

Der Überstromzeitschutz für Erdstrom besitzt zwei unabhängige Stufen (UMZ) und eine abhängige Stufe (AMZ). Letztere kann wahlweise eine IEC-, eine ANSI- oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie sein.

Bild 2-71 Überstromzeitschutz als Reserveschutz für Erdfehlerdifferentialschutz


2.5.1.1 Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ)

Die unabhängigen Überstromstufen (UMZ) für Erdstrom sind auch verfügbar, wenn eine abhängige Kennlinie in Abschnitt 2.1.1 (Adresse ) konfiguriert wurde.


Es sind zwei unabhängige Stufen für den Erdstrom möglich.

Für die IE>>-Stufe wird der am zugeordneten 1-phasigen Strommesseingang erfasste Strom mit dem Ansprechwert 11 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit 11 wird das Auslösekommando abge-

ISt

7UT6

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

I Zx

L1

L2

L3

Erdfehler-differentialschutz

Überstromzeitschutzfür Erdstrom

144 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


geben. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Einstellwerte über IN. Für kleinere Werte vermindert sich das Rückfallverhältnis, um intermittieren-des Ansprechen bei Strömen um den Einstellwert zu vermeiden (z.B. 80 % bei 0.1·IN).

Bild 2-72 zeigt das Logikdiagramm für die Hochstromstufe IE>>.

Bild 2-72 Logikdiagramm der Hochstromstufe IE>> für Erdstrom (vereinfacht)

Der am zugeordneten 1-phasigen Strommesseingang erfasste Strom wird außerdem mit dem Einstellwert 1 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Unterabschnitt 2.5.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zu-nächst eine Frequenzanalyse vorgenommen (Unterabschnitt 2.5.1.5). Abhängig von der Rusherkennung wird entweder die normale Anregemeldung oder die entspre-chenden Inrushmeldung ausgegeben. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungs-zeit 1 wird ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vorliegt oder die Einschaltstabilisierung nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschaltstabilisierung und Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird jedoch eine Mel-dung über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Einstellwerte über IN. Für kleinere Werte vermindert sich das Rückfallverhältnis, um intermittierendes Ansprechen bei Strömen um den Einstellwert zu vermeiden (z.B. 80 % bei 0.1·IN).

Bild 2-73 zeigt das Logikdiagramm für die Überstromstufe IE>.

Die Ansprechwerte jeder Stufe IE> und IE>> und die zugeordneten Verzögerungszei-ten sind individuell einstellbar.

&

T 0

≥1

U/AMZ E blk

U/AMZ E aus

&

U/AMZ IE>> AUS

U/AMZ IE>> Anr

„1“

Hand-EIN&

U/AMZ TIE>> Abl

„1“

>U/AMZ IE>> blk

>U/AMZ E blk

U/AMZ IE>> blk

Messfreigabe

I>>

U/AMZ E wrk

(s. Bild 2-65)

IZ

FNr 01831

≥1 &

&

FNr 01833

FNr 01832

FNr 01854

FNr 01757

FNr 01758

FNr 01756

FNr 01724

FNr 01714

1457UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-73 Logikdiagramm der Überstromstufe IE> für Erdstrom (vereinfacht)

2.5.1.2 Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)

Die AMZ-Stufen arbeiten stets mit einer stromabhängigen Kennlinie, und zwar entwe-der nach IEC- oder nach ANSI-Normen oder nach einer anwenderspezifizierbaren Kennlinie. Die Kennlinien und zugehörigen Formeln sind in den Technischen Daten (Bilder 4-7 bis 4-9 in Abschnitt 4.4) dargestellt. Bei Konfigurierung einer der strom-abhängigen Kennlinien können zusätzlich auch die unabhängigen Stufen IE>> und IE> wirksam sein (siehe Unterabschnitt 2.5.1.1).


Der am zugeordneten 1-phasigen Strommesseingang erfasste Strom wird mit dem Einstellwert 7 verglichen. Überschreitet ein Strom das 1,1-fache des Einstellwertes, regt die Stufe an und wird gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Un-terabschnitt 2.5.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse vor-genommen (Unterabschnitt 2.5.1.5). Abhängig von der Rusherkennung wird entweder die normale Anregemeldung oder die entsprechenden Inrushmeldung ausgegeben. Für die Anregung wird der Effektivwert der Grundschwingung herangezogen. Bei An-regung einer !Ep-Stufe wird aus dem fließenden Fehlerstrom je nach gewählter Aus-lösecharakteristik die Auslösezeit mit einem integrierenden Messverfahren berechnet und nach Ablauf dieser Zeit ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vor-liegt oder die Einschaltstabilisierung nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschalt-

„1“

Hand-EIN&

U/AMZ TIE> Abl

„1“

>U/AMZ IE> blk

>U/AMZ E blk U/AMZ E blk

U/AMZ E aus

U/AMZ IE> blkMessfreigabe

(s. Bild 2-65)

I>

IZ

&

&

Rusherk E

U/AMZ IE> AUS≥1

U/AMZ E wrk

U/AMZ InrAnr E

U/AMZ IE> Anr

U/AMZ Anr E

U/AMZ IE>Inrush

T 0

(s. Bild 2-75)

&

& &

FNr 01834

≥1 &

&

FNr 07552

FNr 07564

FNr 01765

FNr 01836

FNr 01835

FNr 01725

FNr 01757

FNr 01758

FNr 01756

FNr 01853

FNr 01714

146 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


stabilisierung und Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird je-doch eine Meldung über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt.

Bild 2-74 zeigt das Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes.

Bild 2-74 Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes (AMZ) für Erdstrom — dargestellt für IEC-Kennlinie (vereinfacht)

Rückfallverhalten Sie können wählen, ob der Rückfall der Stufe sofort nach Unterschreiten einer Schwelle erfolgen soll oder mit einer Disk-Emulation. Sofort heißt, dass die Anregung bei Unterschreiten von ca. 95 % des Ansprechwertes zurückfällt, und bei erneuter An-regung die Ablaufzeit von vorn beginnt.

Bei der Disk-Emulation beginnt nach Abschalten des Stromes ein Rückfallprozess (Rückzählen des Zeitzählers), der dem Zurückdrehen einer Ferraris-Scheibe ent-spricht (daher „Disk-Emulation“). Dadurch wird bei mehreren aufeinanderfolgenden Fehlern die „Vorgeschichte“ infolge der Trägheit der Ferraris-Scheibe mitberücksich-tigt und das Zeitablaufverhalten angepasst. Das Rückzählen beginnt bei Unterschrei-ten von 90 % des Einstellwertes entsprechend der Rückfallkennlinie der gewählten Charakteristik. Im Bereich zwischen dem Rückfallwert (95 % des Ansprechwertes) und 90 % des Einstellwertes ruhen sowohl Vorwärts- als auch Rückwärtszählung. Bei Unterschreiten von 5 % des Einstellwertes wird der Rückfallprozess abgeschlossen, d.h. bei erneuter Anregung beginnt die Ablaufzeit von vorn.

„1“

Hand-EIN&

U/AMZ TIEp Abl

„1“

>U/AMZ IEp blk

>U/AMZ E blk U/AMZ E blk

U/AMZ E aus

U/AMZ IEp blk

Messfreigabe

(s. Bild 2-65)

1,1I>

IZ

&

&

Rusherk E

U/AMZ IEp AUS≥1

U/AMZ E wrk

U/AMZ InrAnr E

U/AMZ IEp Anr

U/AMZ Anr E

U/AMZ IEpInrush

t

I

(s. Bild 2-75)

&

&&

FNr 01837

≥1 &

&

FNr 01726

FNr 01714

FNr 07554

FNr 07564

FNr 01765

FNr 01839

FNr 01838

FNr 01856

FNr 01757

FNr 01758

FNr 01756

1477UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Disk-Emulation bringt Vorteile, wenn der Staffelplan des Überstromzeitschutzes mit anderen im Netz befindlichen Geräten auf elektromagnetischer oder Induktionsba-sis koordiniert werden muss.


Bei der anwenderspezifizierbaren Kennlinie kann die Auslösekennlinie punktweise definiert werden. Bis zu 20 Wertepaare von Strom und Zeit können eingetragen wer-den. Das Gerät approximiert daraus die Kennlinie durch lineare Interpolation.

Wahlweise kann zusätzlich die Rückfallkennlinie definiert werden. Funktionsbeschrei-bung siehe „Rückfallverhalten“. Wird keine anwenderspezifizierbare Rückfallkennlinie gewünscht, erfolgt der Rückfall, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt dann die Zeit von vorn.

2.5.1.3 Hand-Einschaltung

Beim Zuschalten des Leistungsschalters auf ein fehlerbehaftetes Schutzobjekt wird üblicherweise ein möglichst schnelles Wiederabschalten des Schutzobjektes ge-wünscht. Hierzu kann die Verzögerung für eine beliebige Überstromstufe mittels des Hand-Ein-Impulses umgangen werden; d.h., die entsprechende Stufe führt dann bei Anregung zur unverzögerten Auslösung. Dieser Impuls ist um mindestens 300 ms verlängert (Bild 2-65, Seite 124). Zu diesem Zweck wird bei der Hand-EIN-Steuerung die Parametrierung der Adresse für die Reaktion des Gerä-tes im Fehlerfall berücksichtigt. Hierdurch wird bestimmt, welcher Ansprechwert mit welcher Verzögerung wirksam ist, wenn der Leistungsschalter von Hand eingeschal-tet wird.

Die Hand-EIN-Behandlung kann für jede Messstelle oder Seite durchgeführt werden. Sie wird auch wirksam, wenn ein interner Steuerbefehl auf einen Leistungsschalter gegeben wird, der unter den Anlagendaten 1 (siehe Abschnitt 2.1.4) der gleichen Messstelle oder Seite zugeordnet ist wie der Erdüberstromzeitschutz.

Es ist streng darauf zu achten, dass die Hand-EIN-Bedingung auch von dem Leis-tungsschalter abgeleitet wird, der das Schutzobjekt, welches vom Erdüberstromzeit-schutz geschützt wird, unter Spannung setzt.

2.5.1.4 Dynamische Ansprechwertumschaltung

Wie beim Überstromzeitschutz für Phasenströme und Nullstrom (Abschnitt 2.4) ist auch beim Überstromzeitschutz für Erdstrom eine dynamische Ansprechwertum-schaltung möglich. Die Funktion der dynamischen Ansprechwertumschaltung ist bei allen Überstromzeitstufen die gleiche und wird in Abschnitt 2.6 beschrieben. Die alter-nativen Ansprechwerte selber können für jede Stufe des Überstromzeitschutzes indi-viduell eingestellt werden.

148 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.5.1.5 Einschaltstabilisierung

Auch der Erdstrom-Überstromzeitschutz verfügt über eine Einschaltstabilisierung, die ein Ansprechen der IE>- bzw. IEp-Stufen (nicht IE>>) auf den Einschalt-Rush eines Transformators unterbinden.

Überschreitet der Gehalt an zweiter Harmonischer im gemessenen Erdstrom eine ein-stellbare Schwelle, wird die Auslösung verhindert.

Die Einschaltstabilisierung hat eine obere Grenze: Oberhalb eines (einstellbaren) Stromwertes ist sie nicht mehr wirksam, da es sich dann nur um einen inneren strom-starken Kurzschluss handeln kann. Die untere Grenze ist die Arbeitsgrenze der Har-monischen-Filter (0,1 IN).

Bild 2-75 zeigt ein vereinfachtes Logikdiagramm.

Bild 2-75 Logikdiagramm der Einschaltstabilisierung (vereinfacht)


Allgemeines Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderhei-ten“) wurde unter Adresse die Kennlinienart festgelegt. Hier sind nur die Einstel-lungen verfügbar, die für die entsprechende Kennlinienwahl gelten. Die unabhängigen Stufen IE>> und IE> sind immer verfügbar.

Der Erd-Überstromzeitschutz muss einem Zusatzmesseingang des Gerätes zugeord-net sein (Abschnitt 2.1.4 unter Randtitel „Weitere 1-phasige Schutzfunktionen“). Dabei ist auch auf die richtige Zuordnung zwischen dem entsprechenden 1-phasigen Mes-seingang des Gerätes und dem Stromwandler der Anlage zu achten (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“).

Unter Adresse kann der Überstromzeitschutz für Erdstrom - oder geschaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunktion blockiert werden (3*().

Adresse bestimmt, welche der Erdstromstufen bei einer er-kannten Hand-Einschaltung unverzögert wirksam werden soll. Die Einstellungen # AAB5 und # AB5 sind unabhängig von der gewählten

&

fN

2fN

„1“

>U/AMZ EInr blk

Messfreigabe

≥1

FNr 07573

IZ

Rusherk. E

1497UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Kennlinienart möglich; # B5 ist nur möglich, wenn auch eine der ab-hängigen Stufen konfiguriert ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ möglich.

Bei Einsatz auf der Speiseseite eines Transformators wählen Sie hier die höhere Stu-fe IE>>, die nicht durch den Einschaltrush ansprechen kann, sofern Sie nicht sogar die Hand-Ein-Behandlung &* schalten.

Unter Adresse bestimmen Sie, ob die Einschaltstabilisierung (Rush-Stabilisierung mit 2. Harmonischer) wirksam sein soll. Stellen Sie ein, wenn der Überstromzeitschutzes auf der Speiseseite eines geerdeten Transformators eingesetzt ist. Ansonsten kann die Einstellung bleiben.

Hochstromstufen IE>>

Die Stufe 11 (Adresse ) ergibt zusammen mit der IE>-Stufe oder der IEp-Stufe eine zweistufige Kennlinie. Wird sie nicht benötigt, stellen Sie den Ansprechwert auf ∞ ein. Die Stufe 11 arbeitet immer mit einer definierten Verzögerung.

Diese Strom- und Zeiteinstellung sollen nicht bei Schaltvorgängen ansprechen. Nut-zen Sie diese Stufe, wenn Sie eine mehrstufige Kennlinie zusammen mit der unten behandelten IE>-Stufe bzw. der IEp-Stufe realisieren wollen. Sie können in einem ge-wissen Grade auch eine Stromstaffelung erreichen wie bei den entsprechenden Stu-fen des Überstromzeitschutzes für Phase- und Nullströme (Unterabschnitt 2.4.2), müssen hier aber mit den Nullsystemgrößen rechnen.

In den meisten Fällen arbeitet diese Stufe unverzögert. Mittels Adresse 11 können Sie jedoch eine Zeitverzögerung erreichen.


Überstromstufe IE> Mittels der Überstromstufe 1 (Adresse ) können Sie Erdkurzschlüsse auch mit kleinen Fehlerströmen erfassen. Da der Sternpunktstrom von einem einzigen Strom-wandler herrührt, ist er nicht durch Summationseffekte infolge von unterschiedlichen Stromwandlerfehlern beeinflusst, wie der aus den Phasenströmen gewonnene Null-strom. Sie können daher sehr empfindlich einstellen. Bedenken Sie, dass die Ein-schaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung). Sehr empfindliche Einstellung kann daher eine erhöhte Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.

Da diese Stufe auch bei Erdfehlern im Netz anregt, müssen Sie die Zeitverzögerung (Adresse 1) mit dem Staffelplan des Netzes für Erdfehler koordinieren. Da sich bei Transformatoren mit getrennten Wicklungen eine galvanische Entkopplung der Nullsysteme der angeschlossenen Netzteile ergibt, können Sie meist kürzere Aus-lösezeiten als für Phasenströme einstellen.


Überstromstufe IEp bei IEC-Kennlinien

Bei der stromabhängigen Stufe können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt 2.1.1, Adresse ), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den IEC-Kennlini-en (Adresse = !""# $) stehen unter Adresse " zur Verfügung:

150 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1





Mittels der Überstromstufe 7 (Adresse ) können Sie Erdkurzschlüsse auch mit kleinen Fehlerströmen erfassen. Da der Sternpunktstrom von einem einzigen Strom-wandler herrührt, ist er nicht durch Summationseffekte infolge von unterschiedlichen Stromwandlerfehlern beeinflusst, wie der aus den Phasenströmen gewonnene Null-strom. Sie können daher sehr empfindlich einstellen. Bedenken Sie, dass die Ein-schaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung). Sehr empfindliche Einstellung kann daher eine erhöhte Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.

Da diese Stufe auch bei Erdfehlern im Netz anregt, müssen Sie den Zeitmultiplikator (Adresse 7) mit dem Staffelplan des Netzes für Erdfehler koordinieren. Da sich bei Transformatoren mit getrennten Wicklungen eine galvanische Entkopplung der Nullsysteme der angeschlossenen Netzteile ergibt, können Sie meist kürzere Aus-lösezeiten als für Phasenströme einstellen.

Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anre-gung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die IEp-Stufe überhaupt nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1) Adresse = !"".


Überstromstufe IEp bei ANSI-Kennlini-en


, 0C, #, 95, C, und DC.



Mittels der Überstromstufe 7 (Adresse ) können Sie Erdkurzschlüsse auch mit kleinen Fehlerströmen erfassen. Da der Sternpunktstrom von einem einzigen Strom-

1517UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

wandler herrührt, ist er nicht durch Summationseffekte infolge von unterschiedlichen Stromwandlerfehlern beeinflusst, wie der aus den Phasenströmen gewonnene Null-strom. Sie können daher sehr empfindlich einstellen. Bedenken Sie, dass die Ein-schaltstabilisierung erst ab 10 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung). Sehr empfindliche Einstellung kann daher eine erhöhte Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.

Da diese Stufe auch bei Erdfehlern im Netz anregt, müssen Sie die den Zeitmultipli-kator (Adresse 7) mit dem Staffelplan des Netzes für Erdfehler koordinie-ren. Da sich bei Transformatoren mit getrennten Wicklungen eine galvanische Ent-kopplung der Nullsysteme der angeschlossenen Netzteile ergibt, können Sie meist kürzere Auslösezeiten als für Phasenströme einstellen.

Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anre-gung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die IEp-Stufe überhaupt nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1) Adresse = !"".


Dynamische An-sprechwertum-schaltung

Für jede Stufe kann ein alternativer Satz von Ansprechwerten eingestellt werden, auf den während des Betriebes automatisch dynamisch umgeschaltet werden kann. Die-se dynamische Umschaltung ist in Abschnitt 2.6 beschrieben.


− für UMZ-Schutz IE: Adresse für Ansprechwert 11, Adresse für Verzögerung 11, Adresse für Ansprechwert 1, Adresse für Verzögerung 1;

− für AMZ-Schutz IE nach IEC-Kennlinien: Adresse für Ansprechwert 7, Adresse für Zeitmultiplikator 7;

− für AMZ-Schutz IE nach ANSI-Kennlinien: Adresse für Ansprechwert 7, Adresse für Zeitmultiplikator 7.


Für den abhängigen Überstromzeitschutz können Sie auch selber eine Auslöse- und Rückfallkennlinie spezifizieren. Bei Parametrierung unter DIGSI® erhalten Sie hierzu ein Dialogfenster zur Eingabe von bis zu 20 Wertepaaren von Stromwert und Auslö-sezeit (Bild 2-69, Seite 132).

Die Vorgehensweise ist die gleiche wie bei den Phasenstromstufen beschrieben, sie-he Unterabschnitt 2.4.2.1 unter Randtitel „Anwenderspezifizierbare Kennlinien“.

Um eine anwenderspezifische Auslösekennlinie für Erdstrom definieren zu können, muss bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges unter Adresse (Abschnitt 2.1.1) die Option &' eingestellt sein. Wenn Sie auch die Rückfallkennlinie bestimmen wollen, muss die Option ()* eingestellt sein.


Unter den allgemeinen Einstellungen (Seite 149 unter „Allgemeines“) wurde die Ein-schaltstabilisierung unter Adresse wirksam ( ) oder un-wirksam () gestellt. Sie ist nur bei Transformatoren sinnvoll, wenn die geerdete

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Wicklung auf der geerdete Speiseseite liegt. Die Funktionsparameter der Einschalt-stabilisierung werden hier unter „Inrush“ festgelegt.

Die Einschaltstabilisierung basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhande-nen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung ( (Adresse ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = , % eingestellt, das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei be-sonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort ein kleinerer Wert eingestellt werden.



Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ änderbar. In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Vorein-stellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem se-kundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren.


2401 U/AMZ ERDE EinAusBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Überstromzeitschutz Erde

2402 RUSHSTAB. ERDE EinAus

Aus Einschaltrush-Stabilisierung Erde

2408A HAND-EIN ERDE IE>> unverzögertIE> unverzögertIEp unverzögertunwirksam

IE>> unverzögert Hand-Ein-Behandlung Erde

2411 IE>> 0.05..35.00 A; ∞ 1.00 A Anregestrom IE>>

2412 T IE>> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T IE>>

2413 IE> 0.05..35.00 A; ∞ 0.40 A Anregestrom IE>

2414 T IE> 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T IE>

2511 IE>> 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Anregestrom IE>>

2512 T IE>> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T IE>>

2513 IE> 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Anregestrom IE>

2514 T IE> 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T IE>

2421 IEp 0.05..4.00 A 0.40 A Anregestrom IEp

2422 T IEp 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T IEp

2423 D IEp 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D IEp



1537UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen






2521 IEp 0.05..4.00 A 1.00 A Anregestrom IEp

2522 T IEp 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T IEp

2523 D IEp 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D IEp

2431 I/IEp Anr T/TEp 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Anregekennlinie IE/IEp - TIE/TIEp

2432 I/IEp Rf T/TEp 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Rückfallkennlinie IE/IEp - TIE/TIEp

2441 2.HARMON. ERDE 10..45 % 15 % Anteil 2.Harmonische für Inrush-erkennung

2442 I INR. MAX ERDE 0.30..25.00 A 7.50 A Maximaler Strom für Inrusher-kennung



01714 >U/AMZ E blk >U/AMZ Blockierung U/AMZ Erde

07573 >U/AMZ EInr blk >U/AMZ Erde Inrushstab. blockieren

01756 U/AMZ E aus U/AMZ Erde ist ausgeschaltet

01757 U/AMZ E blk U/AMZ Erde ist blockiert

01758 U/AMZ E wrk U/AMZ Erde ist wirksam

01765 U/AMZ Anr E U/AMZ Anregung Erde

07564 U/AMZ InrAnr E U/AMZ Inrush Anregung Erde

01724 >U/AMZ IE>> blk >U/AMZ Blockierung Stufe IE>>

01854 U/AMZ IE>> blk U/AMZ Blockierung Stufe IE>>

01831 U/AMZ IE>> Anr U/AMZ Anregung Stufe IE>>

01832 U/AMZ TIE>> Abl U/AMZ Zeit der Stufe IE>> abgelaufen

01833 U/AMZ IE>> AUS U/AMZ Auslösung Stufe IE>>

154 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


01725 >U/AMZ IE> blk >U/AMZ Blockierung Stufe IE>

01853 U/AMZ IE> blk U/AMZ Blockierung Stufe IE>

01834 U/AMZ IE> Anr U/AMZ Anregung Stufe IE>

07552 U/AMZ IE>Inrush U/AMZ Inrush Anregung Stufe IE>

01835 U/AMZ TIE> Abl U/AMZ Zeit der Stufe IE> abgelaufen

01836 U/AMZ IE> AUS U/AMZ Auslösung Stufe IE>

01726 >U/AMZ IEp blk >U/AMZ Blockierung Stufe IEp

01856 U/AMZ IEp blk U/AMZ Blockierung Stufe IEp

01837 U/AMZ IEp Anr U/AMZ Anregung Stufe IEp

07554 U/AMZ IEpInrush U/AMZ Inrush Anregung Stufe IEp

01838 U/AMZ TIEp Abl U/AMZ Zeit der Stufe IEp abgelaufen

01839 U/AMZ IEp AUS U/AMZ Auslösung Stufe IEp

01862 U/AMZ E FehZuor U/AMZ Erde Feh: kein Zuordnung möglich


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2 Funktionen

2.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz

Es kann notwendig sein, die Ansprechschwellen eines Überstromzeitschutzes dyna-misch anzuheben, wenn Anlagenteile nach längerer spannungsloser Pause beim Ein-schalten einen erhöhten Leistungsbedarf aufweisen (z.B. Klimaanlagen, Heizungen, Motoren). Damit kann vermieden werden, die Ansprechschwellen mit Rücksicht auf derartige Einschaltbedingungen generell zu erhöhen.

Die dynamische Ansprechwertumschaltung wirkt auf die in den vorgenannten Ab-schnitten 2.4 und 2.5 beschriebenen Überstromzeitschutzfunktionen. Für jede Stufe kann ein Satz alternativer Ansprechwerte eingestellt werden, auf den dynamisch um-geschaltet wird.


Zum Erkennen der ausgeschalteten Anlage stehen wahlweise zwei Kriterien zur Ver-fügung:

• Die Stellung des Leistungsschalters wird dem Gerät über Binäreingänge mitgeteilt.

• Es wird das Unterschreiten einer einstellbaren Stromschwelle benutzt.

Für den Überstromzeitschutz für Phasenströme (Abschnitt 2.4) und den Überstrom-zeitschutz für Nullstrom (Abschnitt 2.4) kann jeweils eines dieser Kriterien gewählt werden. Die Zuordnung der Messstelle für die Strommessung bzw. des Leistungs-schalterhilfskontaktes für das Leistungsschalterkriterium zur entsprechenden Seite oder Messstelle wird vom Gerät automatisch entsprechend der Zuordnung der Schutzfunktionen vorgenommen. Der Überstromzeitschutz für Erdstrom (Abschnitt 2.5) erlaubt nur dann das Leistungsschalterkriterium, wenn er einer bestimmten Seite des Schutzobjektes zugeordnet ist (siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuord-nung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“, Seite 32); ansonsten wird nur das Strom-kriterium verwendet.

Ist nach dem gewählten Kriterium die Spannungslosigkeit der Anlage festgestellt, wer-den nach Ablauf einer parametrierbaren Unterbrechungszeit ! bei Verwendung der dynamischen Ansprechwertumschaltung die erhöhten Schwellen wirksam. Bild 2-77 zeigt das Logikdiagramm der dynamischen Ansprechwertumschal-tung. Beim Einschalten der Anlage (Eingangsinformation erhält das Gerät über Binär-eingang oder durch das Überschreiten der Stromschwelle der Seite, welcher die ent-sprechende Überstromzeitschutzfunktion zugeordnet ist) läuft eine Zeitstufe 4<& an, nach deren Ablauf wieder auf die Normalwerte zurückgeschaltet wird. Diese Zeit kann verkürzt werden, wenn die Stromwerte nach dem Anlauf, also bei ge-schlossenem Leistungsschalter, für eine einstellbare Zeit 4<# unter sämtliche Normal-Ansprechwerte zurückfallen. Die Startbedingung der Schnellrück-fallzeit setzt sich aus der Veroderung der Rückfallbedingungen aller Überstromzeit-stufen zusammen. Bei Einstellung von 4<# auf ∞ oder aktiver Binär-

Hinweis:

Die dynamische Ansprechwertumschaltung ist nicht zu verwechseln mit der Um-schaltmöglichkeit der vier Parametergruppen A bis D, sondern ist zusätzlich zu dieser vorhanden.

156 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


eingabe „$%&#&'"#“ entfällt der Vergleich mit den „normalen“ Grenzen, die Funktion ist inaktiv, eine eventuell laufende Schnellrückfallzeit wird zurückgesetzt.

Steht eine Anregung der Überstromstufen während des Ablaufs der Zeit 4<& an, so läuft der Störfall generell mit den dynamischen Ansprechwerten bis zum Anregerückfall zu Ende. Erst anschließend erfolgt die Zurückschaltung auf die „nor-malen“ Ansprechwerte.

Die Aktivierung des Binäreingangs „$%&"#“ hat ein Rücksetzen aller laufen-den Zeiten und ein sofortiges Zurückschalten auf die „normalen“ Ansprechwerte zur Folge. Erfolgt die Blockierung während eines laufenden Störfalls mit dynamischen An-sprechwerten, so werden alle Überstromzeitschutz-Zeiten gestoppt und ggf. mit ihren „normalen“ Zeiten erneut gestartet.

Bild 2-76 Zeitabläufe der dynamischen Ansprechwertumschaltung

!Adresse

Leistungsschalter

geschlossen

offen

„Unterbrechungszeit“

„Wirkzeit“

mögliche Verkürzungder dyn. Umschaltungdurch T dynPAR.RÜCK.

Dynamische Umschaltung

„Normale“Anregegrenzen

wirksam unwirksam

„Schnellrückfallzeit“

Anregung

Rückfall

Auslösung, wenn nach Ablauf der Wirkzeit noch immer erhöh-ter Leistungsbedarf besteht

erhöhter Leistungsbedarf nach län-gerer spannungsloser Pause

„Unterbrechungszeit“

4<#Adresse

4<& Adresse

1577UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Beim Einschalten bzw. Hochlaufen des Schutzgerätes wird bei geöffnetem Leistungs-schalter die Zeit ! gestartet und es wird zunächst mit den „norma-len“ Ansprechwerte gearbeitet. Ist der Leistungsschalter geschlossen, wird mit „nor-malen“ Schwellen verglichen.

Bild 2-76 zeigt die Zeitabläufe, Bild 2-77 das Logikdiagramm der dynamischen An-sprechwertumschaltung als Beispiel für den Überstromzeitschutz für Phasenströme, welcher der Seite 1 zugeordnet sein soll.

Bild 2-77 Logikdiagramm der dynamischen Ansprechwertumschaltung — Beispiel für Über-stromzeitschutz für Phasenströme und dargestellt für Seite 1 (vereinfacht)

Leistungs-schalter offen

!"

IL1, IL2, IL3

„1“

&

>dynPar kurzblk

≥1

LS geschlossen

LS offen

≥1&

≥1

„1“

>dynPar blk

dynPar wirksam

Messfreigabe

dynPar blk

dynPar aus

&

≥1

Ι<Max. von

T 0

&

AnregungT 0

T 0

dynPar Ph aktivBenutzung der dyn.Parameter in den Überstromzeitschutz-

Überschreitung einer der dynamischen Schwellen des Überstromzeitschutzes (Adressblöcke 20, 22 und 24)

>LS1 geschl. rang.

>LS1 offen rangiert≥1

&

Funktionen

Anregung

Überschreitung einer der „normalen“ Schwellen des Überstromzeitschutzes

#$"

#$"%

#$"&

#$"'

FNr 01998

FNr 01730 FNr 01995

FNr 01996

FNr 01994

FNr 01731

158 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Allgemeines Die dynamische Ansprechwertumschaltung kann nur wirken, wenn sie bei der Konfi-gurierung unter Adresse 4< = eingestellt wurde. Wird die Funktion nicht benötigt, wird eingestellt. Unter Adresse 4< kann die Funktion - oder geschaltet werden.

Umschaltkriterien Für Schutzfunktionen, die eine dynamische Umschaltung zulassen, können Sie die Kriterien für die Umschaltung einstellen. Sie können das Stromkriterium * oder das Leistungsschalterkriterium 9 wählen:

Adresse 4<= für Überstromzeitschutz für Phasenströme, Adresse 4< für Überstromzeitschutz für Nullstrom, Adresse 4< für Überstromzeitschutz für Erdstrom.

Beim Stromkriterium wird jeweils der Strom derjenigen Seite oder Messstelle erfasst, welcher die entsprechende Schutzfunktion zugeordnet ist. Bei Schalterkriterium muss eine entsprechende Rückmeldung vom Leistungsschalter vorhanden und richtig zu-geordnet sein.

Der Überstromzeitschutz für Erdstrom erlaubt nur dann das Schalterkriterium, wenn aus der Konfiguration der Topologie ein eindeutiger Bezug zwischen seiner Seite und einem Leistungsschalter besteht.

Zeitstufen Für die Zeitstufen ! (Adresse ), 4<& (Adresse ) und 4<# (Adresse ) können keine allgemein verbindlichen Einstellhinweise gegeben werden. Sie müssen an die örtlichen Gegebenheiten ange-passt sein und so gewählt werden, dass Abschaltungen bei zulässigen kurzzeitigen Überbeanspruchungen während eines Hochfahrvorgangs vermieden werden.

Alternative An-sprechwerte

Die alternativen Ansprechwerte selber, auf die von den Kriterien der dynamischen Umschaltung umgeschaltet werden soll, wurden bei den einzelnen Überstromzeit-schutzstufen eingestellt.



1701 dynPAR.UMSCH. AusEin

Aus dynamische Parameterumschal-tung

1702 dynPAR.START Ph StromkriteriumLS-Position

Stromkriterium Startbedingung für dyn. Paraumsch. Phase

1703 dynPAR.START3I0 StromkriteriumLS-Position

Stromkriterium Startbedingung für dyn. Paraumsch. 3I0

1704 dynPAR.START E StromkriteriumLS-Position

Stromkriterium Startbedingung für dyn. Paraumsch. Erde

1711 T UNTERBRE-CHUNG

0..21600 s 3600 s Unterbrechungszeit

1597UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


1712 T dynPAR. WIRK 1..21600 s 3600 s Wirkzeit für dyn. Parameterum-schaltung

1713 T dynPAR. RÜCK. 1..600 s; ∞ 600 s Schnellrückfallzeit



01730 >dynPar blk >dyn. Parameterumschaltung blockieren

01731 >dynPar kurzblk >dyn. Parumsch. Schnellrückf. blockieren

01994 dynPar aus dyn. Parameterumsch. ist ausgeschaltet

01995 dynPar blk dyn. Parameterumschaltung ist blockiert

01996 dynPar wirksam dyn. Parameterumschaltung ist wirksam

01998 dynPar Ph aktiv dyn. Parameterumschalt. Phase ist aktiv

01999 dynPar 3I0aktiv dyn. Parameterumschalt. 3I0 ist aktiv

02000 dynPar E aktiv dyn. Parameterumschalt. Erde ist aktiv

160 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz


Der einphasige Überstromzeitschutz kann einem beliebigen 1-phasigen Zusatz-stromeingang des Gerätes zugeordnet werden (Abschnitt 2.1.4 unter Randtitel „Wei-tere 1-phasige Schutzfunktionen“). Dieses kann ein „normaler“ Eingang oder ein hochempfindlicher sein (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Hochempfindliche 1-phasige Zusatzmesseingänge“). Im letzteren Fall ist eine sehr empfindliche Einstellung mög-lich (ab 3 mA am Messeingang des Gerätes).

Anwendungsbeispiele sind ein Hochimpedanz-Differentialschutz oder ein empfindli-cher Kesselschutz. Diese sind als Standard-Applikationsbeispiele in den folgenden Unterabschnitten besonders behandelt: Unterabschnitt 2.7.2 für den Hochimpedanz-Differentialschutz, Unterabschnitt 2.7.3 für den empfindlichen Kesselschutz.

Der einphasige Überstromzeitschutz besitzt zwei unabhängige verzögerbare Stufen (UMZ), die beliebig kombiniert werden können. Wenn Sie nur eine Stufe benötigen, stellen Sie die nicht benötigte auf ∞ ein.


Der zu erfassende Strom wird mittels numerischer Algorithmen gefiltert. Wegen der möglicherweise hohen Empfindlichkeit ist ein besonders schmalbandiges Filter ge-wählt.

Für die einphasige I>>-Stufe wird der am zugeordneten Strommesseingang erfasste Strom mit dem Ansprechwert 11 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit 11 wird das Auslösekommando abge-geben. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Einstellwerte über IN. Für kleinere Werte vermindert sich das Rückfallverhältnis, um intermittieren-des Ansprechen bei Strömen um den Einstellwert zu vermeiden (z.B. 90 % bei 0.2·IN).

Bei sehr hohen Strömen kann das Stromfilter umgangen werden, um zu einer kurzen Auslösezeit zu kommen. Dies geschieht automatisch immer dann, wenn der Momen-tanwert des Stromes den Einstellwert der I>>-Stufe um mindestens den Faktor 2·√2 überschreitet.

Für die einphasige I>-Stufe wird der am zugeordneten Strommesseingang erfasste Strom mit dem Ansprechwert 1 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit 1 wird das Auslösekommando abgege-ben. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Einstellwerte über IN. Für kleinere Werte vermindert sich das Rückfallverhältnis, um intermittierendes Ansprechen bei Strömen um den Einstellwert zu vermeiden (z.B. 80 % bei 0.1·IN).

Beide Stufen zusammen ergeben also eine zweistufigen Schutz nach Bild 2-78.

Bild 2-79 zeigt das Logikdiagramm des einphasigen Überstromzeitschutzes.

1617UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-78 Zweistufige Kennlinie des einphasigen Überstromzeitschutzes

Bild 2-79 Logikdiagramm des einphasigen Überstromzeitschutzes (vereinfacht)

t

I 11 1

11

1

Auslösung

„1“

>UMZ-1phI> blk

>UMZ-1ph block UMZ-1ph block

UMZ-1ph aus

UMZ-1phI> blk

UMZ-1phI> AUS

UMZ-1phI> Anr

Messfreigabe

I>

& T 0

Messfreigabe

I>>

& T 02·√2·I>>

≥1

>UMZ-1phI>> blk UMZ-1phI>> blk

UMZ-1phI>> Anr

UMZ-1phI>> AUS

≥1

≥1 UMZ-1ph G-AUS

UMZ-1ph G-Anr

UMZ-1ph wirksam

IZ

≥1 &

&

FNr 05979

FNr 05971

FNr 05967

FNr 05977

FNr 05962

FNr 05963

FNr 05972

FNr 05961

FNr 05974

FNr 05975

FNr 05966

FNr 05951

FNr 05953

FNr 05952

162 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.7.2 Hochimpedanz-Differentialschutz


Beim Hochimpedanzverfahren arbeiten alle Stromwandler an den Grenzen des Schutzbereiches parallel auf einen gemeinsamen, relativ hochohmigen, Widerstand R, dessen Spannung gemessen wird. Beim 7UT6 geschieht die Spannungsmessung durch Erfassung des Stromes durch den (externen) Widerstand R an einem empfind-lichen 1-phasigen Strommesseingang.

Die Stromwandler müssen gleicher Bauform sein und zumindest einen eigenen Kern für den Hochimpedanz-Differentialschutz aufweisen. Insbesondere müssen sie glei-che Übersetzung und annähernd gleiche Sättigungsspannung haben.

Das Hochimpedanzprinzip eignet sich mit 7UT6 besonders für die Erfassung von Erd-fehlern in geerdeten Netzen an Transformatoren, Generatoren, Motoren und Quer-drosseln. Der Hochimpedanz-Differentialschutz kann anstelle des in Abschnitt 2.3 be-schriebenen Erdfehlerdifferentialschutzes oder auch zusätzlich zu diesem betrieben werden.

Bild 2-80 zeigt links ein Anwendungsbeispiel für eine geerdete Trafowicklung oder ei-nen geerdeten Motor/Generator. Im rechten Beispiel ist eine nicht geerdete Trafo-wicklung oder ein nicht geerdeter Motor/Generator gezeigt, wobei die Erdung des Netzes an einer anderen Stelle angenommen ist.

Bild 2-80 Erdfehlerschutz nach dem Hochimpedanzprinzip

Funktion des Hoch-impedanzprinzips

Das Hochimpedanzprinzip soll anhand einer geerdeten Transformatorwicklung erläu-tert werden (Bild 2-81).

Im Normalzustand fließen kein Nullströme, d.h. im Trafosternpunkt ist ISt = 0 und in den Leitern 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.

Bei einem äußeren Erdfehler (links in Bild 2-81), dessen Kurzschlussstrom über den geerdeten Sternpunkt gespeist wird, fließt im Trafosternpunkt und in den Leitern der gleiche Strom. Die entsprechenden Sekundärströme (bei gleicher Übersetzung aller Stromwandler) saugen sich gegenseitig ab, sie sind in Reihe geschaltet. Am Wider-stand R entsteht nur eine geringe Spannung, die lediglich aus den Innenwiderständen der Wandler und denen der Wandlerzuleitungen resultiert. Selbst wenn ein Strom-wandler partiell in Sättigung gerät, wird dieser für die Zeit der Sättigung niederohmig und bildet einen niederohmigen Nebenschluss zum hochohmigen Widerstand R. Die hohe Resistanz des Widerstandes wirkt sich also stabilisierend aus (sog. Wider-standsstabilisierung).

ISt

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

1637UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-81 Prinzip des Erdfehlerschutzes nach dem Hochimpedanzprinzip

Bei einem Erdkurzschluss im Schutzbereich (Bild 2-81 rechts) fließt auf jeden Fall ein Sternpunktstrom ISt. Die Höhe des Nullstromes in den Leiterströmen hängt von den Erdungsverhältnissen im übrigen Netz ab. Ein dem Gesamtkurzschlussstrom entspre-chender Sekundärstrom versucht, den Weg über den Widerstand R zu nehmen. Da dieser aber hochohmig ist, baut sich dort sofort eine hohe Spannung auf, die wieder-um die Stromwandler in Sättigung treibt. Die effektive Spannung am Widerstand ent-spricht also in etwa der Sättigungsspannung der Stromwandler.

Der Widerstand R wird also so dimensioniert, dass er bereits beim kleinsten zu erfas-senden Erdfehlerstrom zu einer Sekundärspannung führt, die der halben Sättigungs-spannung der Stromwandler entspricht (siehe auch Dimensionierungshinweise in Un-terabschnitt 2.7.4).

Hochimpedanz-schutz mit 7UT6

Bei 7UT6 wird für den Hochimpedanzschutz ein empfindlicher 1-phasiger Messein-gang benutzt. Da dies ein Stromeingang ist, wird statt der Spannung am Widerstand R der Strom durch diesen Widerstand erfasst.

Bild 2-82 zeigt das Anschlussschema. 7UT6 liegt in Reihe zum Widerstand R und misst also dessen Strom.

Der Varistor V dient zur Spannungsbegrenzung bei einem inneren Fehler. Die bei Wandlersättigung entstehenden hohen momentanen Spannungsspitzen werden von ihm abgeschnitten. Gleichzeitig entsteht dadurch eine Glättung der Spannung ohne nennenswerte Verringerung des Mittelwertes.

Bild 2-82 Anschlussschema des Erdfehlerdifferentialschutzes nach dem Hochimpedanz-prinzip

ISt

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R ISt

IL1

IL2

IL3

L1

L2

L3

R

ISt 7UT6

IL1

IL2

IL3

I Z

L1

L2

L3

RV

164 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Ebenfalls als Schutzmaßnahme gegen Überspannungen ist es wichtig, dass der di-rekte Anschluss des Gerätes an der geerdeten Seite der Stromwandler vorgenommen wird, damit die hohe Spannung am Widerstand vom Gerät fern gehalten wird.

In analoger Weise kann der Hochimpedanz-Differentialschutz für Generatoren, Moto-ren und Querdrosseln verwendet werden. Bei Spartransformatoren sind die ober-spannungsseitigen, unterspannungsseitigen und der Sternpunktwandler entspre-chend parallelzuschalten.

Im Prinzip lässt sich das Verfahren für jedes Schutzobjekt realisieren. Als Sammel-schienenschutz wird das Gerät z.B. an die Parallelschaltung der Wandler aller Ab-zweige über den Widerstand angeschlossen.

2.7.3 Kesselschutz


Der Kesselschutz soll Masseschlüsse — auch hochohmige — zwischen einem Leiter und dem Kessel eines Transformators erfassen. Hierbei wird der Kessel isoliert oder zumindest hochohmig gegen Erde aufgebaut (Bild 2-83). Der Kessel wird mit einer Leitung nach Erde verbunden, deren Strom dem Schutzgerät zugeführt wird. Bei Auf-treten eines Masseschlusses im Kessel fließt ein Fehlerstrom (Kesselstrom) über die Erdverbindung zur Stationserde ab, der vom Kesselschutz als ein Überstrom erkannt wird und bei Überschreiten eines (einstellbaren) Ansprechwertes sofort oder zeitver-zögert die allseitige Abschaltung des Transformators bewirkt.

Für den Kesselschutz wird normalerweise ein empfindlicher 1-phasiger Strommes-seingang benutzt.

Bild 2-83 Kesselschutz (Prinzip)

isoliert

7UT6I Z

1657UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


Allgemeines Der einphasige Überstromzeitschutz kann unter Adresse ! - oder geschaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunktion blockiert werden (3*().

Die Einstellungen richten sich nach dem Anwendungsfall. Die Einstellbereiche sind davon abhängig, an welchen Strommesseingang des Gerätes der zu erfassende Strom angeschlossen ist. Dies wurde bei der Zuordnung der Schutzfunktionen (Ab-schnitt 2.1.4 unter „Weitere 1-phasige Schutzfunktionen“, Seite 52) und der Eigen-schaften des 1-phasigen Messeingangs (Abschnitt 2.1.2 unter „Hochempfindliche 1-phasige Zusatzmesseingänge“, Seite 33) festgelegt.

• Haben Sie den Typ des entsprechenden 1-phasigen Strommesseingang (Adresse und/oder als ,8 deklariert, stellen Sie den Ansprechwert für 11 unter Adresse , den Ansprechwert für 1 unter Adresse ein. Wenn Sie nur eine Stufe benötigen, stellen Sie die nicht benötigte auf ∞ ein.

• Haben Sie den Typ des entsprechenden 1-phasigen Strommesseingang (Adresse und/oder als 8 deklariert, stellen Sie den Ansprechwert für 11 unter Adresse , den Ansprechwert für 1 unter Adresse ein. Wenn Sie nur eine Stufe benötigen, stellen Sie die nicht benötigte auf ∞ ein.

Falls Sie eine Zeitverzögerung der Auslösung wünschen, stellen Sie diese für die I>>-Stufe unter Adresse 11, für die I>-Stufe unter Adresse 1 ein. Möchten Sie keine Verzögerung, stellen Sie als Zeit : s ein.

Die eingestellten Zeiten sind reine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit (Messzeit, usw.) der Stufen nicht einschließen. Sie können die Verzögerung auch auf ∞ stellen; dann löst die entsprechende Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet.

Für die Anwendung als Hochimpedanzschutz oder Kesselschutz sind im Folgenden besondere Erläuterungen gegeben.

Anwendung als Hochimpedanz-Differentialschutz

Für die Anwendung des Hochimpedanz-Differentialschutzes wird am Gerät 7UT6 le-diglich der Ansprechwert für den einphasigen Überstromschutz für den Strom an ei-nem empfindlichen 1-phasigen Stromeingang eingestellt.

Für die Gesamtfunktion des Hochimpedanz-Differentialschutzes ist jedoch das Zu-sammenspiel zwischen Stromwandler-Kennlinien, äußerem Widerstand R und der Spannung an R zu beachten. Hinweise dazu finden Sie unter den folgenden 3 Rand-titeln.

Stromwandlerda-ten für Hochimpe-danz-Differential-schutz

Alle beteiligten Stromwandler müssen dieselbe Übersetzung haben und annähernd gleiche Sättigungsspannung. Dies ist normalerweise gegeben, wenn sie gleicher Bau-art sind und die gleichen Nenndaten haben. Die Sättigungsspannung kann aus den Nenndaten wie folgt annähernd berechnet werden:

mit US = Sättigungsspannung Ri = Innenwiderstand des Stromwandlers PN = Nennleistung des Stromwandlers IN = sekundärer Nennstrom des Stromwandlers n = Nennüberstromfaktor des Stromwandlers

US Ri

PN

IN2

--------+

n IN⋅ ⋅=

166 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Nennstrom, Nennleistung und Überstromfaktor sind normalerweise auf dem Typen-schild des Wandlers angegeben, z.B.

Stromwandler 800/5; 5P10; 30 VA Der Wandler hat

IN = 5 A (aus 800/5) n = 10 (aus 5P10) PN = 30 VA

Der Innenwiderstand ist häufig aus dem Prüfprotokoll des Wandlers ersichtlich. Ist er nicht bekannt, kann er näherungsweise aus einer Gleichstrommessung an der Sekun-därwicklung ermittelt werden.

Rechenbeispiel:

Stromwandler 800/5; 5P10; 30 VA mit Ri = 0,3 Ω

oder

Stromwandler 800/1; 5P10; 30 VA mit Ri = 5 Ω

Außer den Stromwandlerdaten muss noch der Widerstand der Zuleitung zwischen Wandler und 7UT6 bekannt sein; und zwar die längste der Zuleitungen.

Stabilitäts-betrachtung für Hochimpedanz-Differentialschutz

Die Stabilitätsbedingung geht von der vereinfachten Annahme aus, dass bei äußerem Fehler ein Stromwandler total gesättigt ist und die übrigen ihre (Teil-)Ströme getreu übertragen. Dies ist der theoretisch ungünstigste Fall. Da in der Praxis auch der ge-sättigte Wandler noch einen Strombeitrag liefert, ist eine Sicherheitsreserve automa-tisch gegeben.

Bild 2-84 zeigt ein Ersatzschaltbild dieser Vereinfachung. Dabei sind W1 und W2 als ideale Wandler mit ihren Innenwiderständen Ri1 und Ri2 angenommen. Ra sind die Adernwiderstände der Zuleitungen zwischen Wandler und Widerstand R; sie gehen doppelt ein (Hin- und Rückleitung). Ra2 ist der Widerstand der längsten Zuleitung.

W1 überträgt den Strom I1. W2 sei gesättigt, was durch die gestrichelte Kurzschluss-linie angedeutet ist. Der Wandler stellt also durch seine Sättigung einen niederohmi-gen Nebenschluss dar.

Eine weitere Voraussetzung ist R >> (2Ra2 + Ri2).

Bild 2-84 Vereinfachtes Ersatzschaltbild einer Anordnung für Hochimpedanz-Differential-schutz

US Ri

PN

IN2

--------+

n IN 0,3 Ω 30 VA

5 A( )2

----------------+ 10 5 A 75 V=⋅ ⋅=⋅ ⋅=

US Ri

PN

IN2

--------+

n IN 5 Ω30 VA

1 A( )2

----------------+ 10 1 A 350 V=⋅ ⋅=⋅ ⋅=

R

Ri1 2Ra1 2Ra2 Ri2

W1 W2I1

1677UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Spannung an R ist dann

UR ≈ I1 · (2Ra2 + Ri2)

Es sei weiterhin angenommen, dass der Ansprechwert des 7UT6 der halben Sätti-gungsspannung der Stromwandler entsprechen soll. Im Grenzfall ist also

UR = US/2

Damit ergibt sich das Stabilitätslimit ISL, das ist der Durchgangsstrom, bis zu dem die Anordnung stabil bleibt:

Rechenbeispiel:

Für den 5-A-Wandler wie oben mit US = 75 V und Ri = 0,3 Ω längste Zuleitung 22 m mit 4 mm2 Querschnitt; das entspricht Ra ≈ 0,1 Ω

also 15 × Nennstrom oder 12 kA primär.

Für den 1-A-Wandler wie oben mit US = 350 V und Ri = 5 Ω längste Zuleitung 107 m mit 2,5 mm2 Querschnitt; das entspricht Ra ≈ 0,75 Ω

also 27 × Nennstrom oder 21,6 kA primär.

Empfindlichkeits-betrachtung für Hochimpedanz-Differentialschutz

Wie schon erwähnt, soll der Hochimpedanzschutz etwa bei halber Sättigungsspan-nung der Stromwandler ansprechen. Daraus kann der Widerstand R berechnet wer-den.

Da das Gerät den Strom durch den Widerstand misst, sind Widerstand und Messein-gang des Gerätes in Reihe zu schalten (siehe auch Bild 2-82). Da weiterhin der Wi-derstand hochohmig sein soll (Bedingung R >> 2Ra2 + Ri2 wie oben erwähnt), kann der Eigenwiderstand des Messeingangs vernachlässigt werden. Der Widerstand er-gibt sich dann aus dem Ansprechstrom Ian und der halben Sättigungsspannung:

Rechenbeispiel:

Für den 5-A-Wandler wie oben gewünschter Ansprechwert Ian = 0,1 A (entspricht 16 A primär)

Für den 1-A-Wandler wie oben gewünschter Ansprechwert Ian = 0,05 A (entspricht 40 A primär)

ISL

US 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+--------------------------------=

ISL

US 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+--------------------------------

37,5 V2 0,1 Ω⋅ 0,3 Ω+-------------------------------------------- 75 A===

ISL

US 2⁄

2 Ra2⋅ Ri2+--------------------------------

175 V2 0,75 Ω⋅ 5 + Ω------------------------------------------ 27 A===

RUS 2⁄

Ian---------------=

RUS 2⁄

Ian---------------

75 V 2⁄0,1 A

------------------- 375 Ω===

RUS 2⁄

Ian---------------

350 V 2⁄0,05 A

----------------------- 3500 Ω===

168 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Die notwendige Leistung des Widerstandes ergibt sich als Kurzzeitleistung aus der Sättigungsspannung und dem Widerstandswert:

Da diese Leistung nur kurzzeitig während eines Erdkurzschlusses auftritt, kann die Nennleistung um den Faktor ca. 5 niedriger sein.

Der Varistor (siehe auch Bild 2-82) ist so zu dimensionieren, dass er bis zur Sätti-gungsspannung hochohmig bleibt, z.B.

ca. 100 V beim 5-A-Wandler, ca. 500 V beim 1-A-Wandler.

Der Ansprechwert (im Beispiel 0,1 A bzw. 0,05 A) wird am 7UT6 unter Adresse 1 eingestellt. Die I>>-Stufe wird nicht benötigt (Adresse 11 = ∞).

Das Auslösekommando des Schutzes kann unter Adresse 1 verzögert wer-den. Normalerweise wird diese Verzögerung zu 0 gesetzt.

Wenn viele Stromwandler parallel geschaltet sind, wie z.B. bei Verwendung als Sam-melschienenschutz mit vielen Abzweigen, können die Magnetisierungsströme der pa-rallel geschalteten Wandler nicht mehr vernachlässigt werden. In diesem Fall ist die Summe der Magnetisierungsströme bei halber Sättigungsspannung (entspricht dem Einstellwert) zu bilden. Diese schwächt den Strom durch den Widerstand R, führt also zu einer entsprechenden Erhöhung des tatsächliche Ansprechwertes.

Anwendung als Kesselschutz

Für die Anwendung des Kesselschutzes wird am Gerät 7UT6 lediglich der Ansprech-wert für den einphasigen Überstromschutz für den Strom an einem empfindlichen 1-phasigen Stromeingang eingestellt.

Der Kesselschutz ist ein empfindlicher Überstromschutz, der den Strom zwischen dem isoliert aufgestellten Transformatorkessel und Erde überwacht. Entsprechend wird seine Empfindlichkeit unter Adresse 1 eingestellt. Die I>>-Stufe wird nicht benötigt (Adresse 11 = ∞).

Das Auslösekommando des Schutzes kann unter Adresse 1 verzögert wer-den. Normalerweise wird diese zu : gesetzt.


In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundä-ren Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren, Adressen und gelten für einen hochempfindlichen Strommesseingang und sind unabhängig vom Nennstrom.

PR

US2

R----------

75 V( )2

375 Ω-------------------- 15 W===

PR

US2

R----------

350 V( )2

3500 Ω----------------------- 35 W===

beim 5-A-Wandler

beim 1-A-Wandler

1697UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen



2701 UMZ 1-PHASIG AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus UMZ 1-phasig

2702 I>> 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Anregstrom I>>

2703 I>> 0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A Anregstrom I>>


2705 I> 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Anregstrom I>

2706 I> 0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A Anregstrom I>



05951 >UMZ-1ph block >UMZ-1phasig blockieren

05952 >UMZ-1phI> blk >UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>

05953 >UMZ-1phI>> blk >UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>>

05961 UMZ-1ph aus UMZ-1phasig ist ausgeschaltet

05962 UMZ-1ph block UMZ-1phasig ist blockiert

05963 UMZ-1ph wirksam UMZ-1phasig ist wirksam

05966 UMZ-1phI> blk UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>

05967 UMZ-1phI>> blk UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>>

05971 UMZ-1ph G-Anr UMZ-1phasig Generalanregung

05972 UMZ-1ph G-AUS UMZ-1phasig Generalauslösung

05974 UMZ-1phI> Anr UMZ-1phasig Anregung Stufe I>

05975 UMZ-1phI> AUS UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>

05977 UMZ-1phI>> Anr UMZ-1phasig Anregung Stufe I>>

05979 UMZ-1phI>> AUS UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>>

05980 UMZ-1ph I: UMZ-1phasig Anregestrom

05981 UMZ1ph FehZuord UMZ-1phasig Feh: kein Zuordnung möglich

170 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.8 Schieflastschutz


Allgemeines Der Schieflastschutz dient zur Erkennung unsymmetrischer Belastungen elektrischer Betriebsmittel. Des Weiteren können mit dieser Schutzfunktion Unterbrechungen, Kurzschlüsse oder Vertauschungen in den Anschlüssen zu den Stromwandlern er-kannt werden. Es können zudem einpolige und zweipolige Kurzschlüsse, bei denen die Fehlerströme kleiner als die Lastströme sind, festgestellt werden.

Der Schieflastschutz hat nur Sinn bei dreiphasigen Schutzobjekten. Bei = oder (Adresse , siehe Abschnitt 2.1.1) ist er daher außer Betrieb.

Bei Generatoren und Motoren erzeugen unsymmetrische Belastungen ein Gegen-drehfeld, welches mit doppelter Frequenz auf den Läufer wirkt. Auf der Oberfläche des Läufers werden Wirbelströme induziert, welche zu lokalen Übererwärmungen in den Läuferendzonen und Nutenkeilen führen.

Bei einem Motor mit vorgeschalteten Sicherungen ergeben sich bei einem Einphasen-lauf durch Ansprechen einer Sicherung nur kleine und pulsierende Momente, so dass er bei gleichbleibendem Momentenbedarf der Arbeitsmaschine schnell thermisch überlastet wird. Ferner besteht die Gefahr einer thermischen Überlastung bei unsym-metrischer Netzspannung. Schon kleine Spannungsunsymmetrien führen wegen der kleinen Gegenreaktanz zu großen Schieflastströmen.

Der Schieflastschutz bezieht sich immer auf die drei Phasenströme der konfigurierten Seite oder Messstelle (siehe Abschnitt 2.1.4 unter „Weitere 3-phasige Schutzfunktio-nen“, Seite 50, Adresse ).

Der Schieflastschutz besitzt zwei unabhängige Stufen (UMZ) und eine abhängige Stu-fe (AMZ). Letztere kann wahlweise eine IEC- oder eine ANSI-Kennlinie sein.


Bestimmung der Schieflast

Der Schieflastschutz des 7UT6 filtert aus den zugeführten Leiterströmen die Grund-schwingung heraus und zerlegt sie in symmetrische Komponenten. Von diesen wird das Gegensystem bewertet, der Inversstrom I2. Wenn der größte der drei Phasenströ-me oberhalb der Mindeststromschwelle der zugeordneten Seite oder Mess-stelle liegt und alle Phasenströme kleiner als 4-mal Nennstrom der zugeordneten Sei-te oder Messstelle sind, kann der Vergleich des Inversstromes mit dem Einstellwert durchgeführt werden.

2.8.1.1 Unabhängige Stufen (UMZ)

Die unabhängige Charakteristik ist zweistufig. Nach Erreichen einer ersten, einstell-baren Schwelle (1 wird eine Anregemeldung abgegeben und eine Zeitstufe (1 gestartet, nach Erreichen einer zweiten Stufe (11 eine weitere Meldung abgesetzt und die Zeitstufe (11 gestartet.

1717UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Nach Ablauf einer der Verzögerungszeiten wird ein Auslösebefehl abgegeben (siehe Bild 2-85).

Bild 2-85 Auslösekennlinien des unabhängigen Schieflastschutzes

2.8.1.2 Abhängige Stufe (AMZ)

Die AMZ-Stufe arbeitet stets mit einer abhängigen Auslösecharakteristik, und zwar entweder nach IEC- oder nach ANSI-Normen. Die Kennlinien und zugehörigen For-meln sind in den Technischen Daten (Bilder 4-7 und 4-8 in Abschnitt 4.4) dargestellt. Die abhängige Kennlinie ist den unabhängigen Stufen I2>> und I2> (siehe Unterab-schnitt 2.8.1.1) überlagert.


Der Inversstrom I2 wird mit dem Einstellwert (7 verglichen. Überschreitet der Invers-strom das 1,1-fache des Einstellwertes, erfolgt eine Anregemeldung und es wird aus dem Inversstrom je nach gewählter Kennlinie die Auslösezeit berechnet und nach Ab-lauf dieser Zeit ein Auslösekommando abgegeben. Den qualitativen Verlauf dieser Kennlinien zeigt Bild 2-86. In diesem Bild ist auch gestrichelt die überlagerte I2>>-Stu-fe dargestellt.

Auslösen

I2/INI2> I2>>

t

T I2>

T I2>>

172 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-86 Abhängige Auslösecharakteristik des Schieflastschutzes

Rückfallverhalten Sie können wählen, ob der Rückfall der angeregten Stufe nach Unterschreiten einer Schwelle sofort erfolgen soll oder mit einer Disk-Emulation. Sofort heißt, dass die Anregung bei Unterschreiten von ca. 95 % des Ansprechwertes zurückfällt, und bei erneuter Anregung die Ablaufzeit von vorn beginnt.

Bei der Disk-Emulation beginnt nach Abschalten des Stromes ein Rückfallprozess (Rückzählen des Zeitzählers), der dem Zurückdrehen einer Ferraris-Scheibe ent-spricht (daher „Disk-Emulation“). Dadurch wird bei mehreren aufeinanderfolgenden Fehlern die „Vorgeschichte“ infolge der Trägheit der Ferraris-Scheibe mitberücksich-tigt und das Zeitablaufverhalten angepasst. Damit wird auch bei stark schwankenden Schieflastwerten eine korrekte Nachbildung der Erwärmung des Schutzobjekts ge-währleistet. Das Rückzählen beginnt bei Unterschreiten von 90 % des Einstellwertes entsprechend der Rückfallkennlinie der gewählten Charakteristik. Im Bereich zwi-schen dem Rückfallwert (95 % des Ansprechwertes) und 90 % des Einstellwertes ru-hen sowohl Vorwärts- als auch Rückwärtszählung. Bei Unterschreiten von 5 % des Einstellwertes wird der Rückfallprozess abgeschlossen, d.h. bei erneuter Anregung beginnt die Ablaufzeit von vorn.

Logik Bild 2-87 zeigt das Logikdiagramm des Schieflastschutzes. Mittels Binäreingabe kann der Schutz blockiert werden. Dabei werden Anregungen und Zeitstufen zurückge-setzt.

Beim Verlassen des Arbeitsbereiches des Schieflastschutzes (alle Phasenströme un-ter der Mindeststromschwelle für die zugehörige Messstelle bzw. Seite oder mindestens einem Phasenstrom größer als 4 · IN) werden alle Schieflastanregungen zurückgesetzt.

I2/INI2p I2>>

t

T I2>>

Auslösen

überlagerte I2>>-Stufe

1737UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-87 Logikdiagramm des Schieflastschutzes — dargestellt für IEC-Kennlinie (verein-facht)


Allgemeines Der Schieflastschutz hat nur Sinn bei dreiphasigen Schutzobjekten. Bei = oder (Adresse , siehe Abschnitt 2.1.1) sind daher alle folgenden Einstellungen nicht zugänglich.

Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderhei-ten“) wurde unter Adresse " die Kennlinienart festgelegt. Hier sind nur die Einstellungen verfügbar, die für die entsprechende Kennlinienwahl gelten. Die unabhängigen Stufen I2>> und I2> sind in all diesen Fällen verfügbar.

Der Schieflastschutz muss einer Seite des Hauptschutzobjektes oder einer anderen 3-phasigen Messstelle zugeordnet sein (Abschnitt 2.1.4 unter Randtitel „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“). Dabei ist auch auf die richtige Zuordnung zwischen den Messeingängen des Gerätes und den Messstellen (Stromwandlersätze) der Anlage zu achten (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 3-phasigen Messstellen“).

Unter Adresse " kann die Funktion - oder geschaltet wer-den. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunktion blockiert werden (3*().

I2

>SLS block

„1“

SLS aus

SLS block

I2

t

SLS wirksam

T 0

≥1 SLS AUS

SLS I2>> Anr

SLS I2p Anr

SLS I2> Anr

FNr 5166

FNr 5165

FNr 5170

FNr 5159

FNr 5152

FNr 5153

FNr 5151

FNr 5143

T 0

Messfreigabe

I2>

I2>>

1,1 I2p

≥1 &

&

174 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Unabhängige Aus-lösecharakteristik

Die zweistufige Kennlinie erlaubt, die obere Stufe (Adresse bzw. (11) mit kurzer Verzögerung (Adresse (11) und die untere Stufe (Adresse bzw. (1) mit etwas längerer Verzögerung (Adresse (1) einzustellen. Sie können auch z.B. die I2>-Stufe als Warnstufe und die I2>>-Stufe als Auslösestufe benutzen. Eine Einstellung von (11 über 60 % stellt sicher, dass bei einem Phasen-ausfall nicht mit der I2>>-Stufe ausgelöst wird.

Bei Speisung über nur noch zwei Phasen mit dem Strom I gilt für den Inversstrom:

Bei mehr als 60 % Schieflast kann auch ein zweipoliger Kurzschluss im Netz ange-nommen werden. Die Verzögerung (11 muss deshalb u.U. auch mit der Netzstaf-felung für Phasenkurzschlüsse koordiniert werden.

Vor Leitungen kann der Schieflastschutz zum Erkennen stromschwacher unsymmet-rischer Fehler dienen, bei denen die Ansprechwerte des Überstromzeitschutzes nicht erreicht werden. Dabei gilt

− ein 2-poliger Fehler mit dem Strom I führt zu einem Inversstrom

− ein 1-poliger Fehler mit dem Strom I führt zu einem Inversstrom

Bei mehr als 60% Schieflast kann demnach ein zweipoliger Kurzschluss angenom-men werden. Die Verzögerung (11 muss deshalb u.U. auch mit der Netzstaffe-lung für Phasenkurzschlüsse koordiniert werden.

Beim Transformator kann der Schieflastschutz als empfindlicher Schutz auf der Spei-seseite bei stromschwachen 1- und 2-poligen Fehlern eingesetzt werden. Dabei las-sen sich auch unterspannungsseitige, einpolige Fehler entdecken, welche auf der Oberspannungsseite kein Nullsystem im Strom hervorrufen (z.B. bei Schaltgruppe Dyn).

Da ein Transformator symmetrische Ströme gemäß seinem Übersetzungsverhältnis ü überträgt, gelten die weiter oben für Leitungen genannten Zusammenhänge bei ein- und zweipoligen Fehlern unter Berücksichtigung von ü ebenfalls:

Für einen Transformator z.B. mit den Daten

ließen sich unterspannungsseitig die folgenden Fehlerströme erfassen:

Hinweis:

Ist der Schieflastschutz einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet, gelten für die Einstellung der Stromwerte die bezogenen Größen I/INS, d.h. bezogen auf den Nennstrom der Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt. In anderen Fällen werden die Stromwerte in Ampere eingestellt.

Nennscheinleistung SNT = 16 MVAprimäre Nennspannung UN = 110 kVsekundäre Nennspannung UN = 20 kVSchaltgruppe Dyn5primärer Stromwandlersatz 100 A/1 A

I21

3------- I⋅ 0 58, I⋅= =

I21

3------- I⋅ 0 58, I⋅= =

I213--- I⋅ 0 33, I⋅= =

1757UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Stellt man für die Oberspannungsseite (1 = 0,1 A ein, so lässt sich damit unterspan-nungsseitig ein Fehlerstrom von beim einpoli-gen, beim zweipoligen Fehler entdecken. Das ent-spricht 36 % bzw. 20 % des Transformatornennstromes.

Da es sich in dem Beispiel um einen unterspannungsseitigen Kurzschluss handelt, muss die Verzögerungszeit (1 mit den Zeiten von unterlagerten Schutzgeräten koordiniert werden.

Bei Generatoren und Motoren richtet sich die Einstellung nach der zulässigen Schief-last für das Schutzobjekt. Dabei ist es sinnvoll, die I2>-Stufe auf die dauernd zulässige Schieflast einzustellen und mit langer Verzögerung als Warnstufe zu verwenden. Die I2>>-Stufe wird dann auf die Kurzzeitschieflast mit der dort zulässigen Dauer einge-stellt.

Beispiel:

Eine bessere Anpassung an das Schutzobjekt lässt sich mit einer zusätzlichen abhän-gigen Stufe erreichen.

Abhängige Auslö-secharakteristik bei IEC-Kennlinien

Mit der Wahl einer abhängigen Auslösekennlinie lässt sich die thermische Belastung einer Maschine aufgrund der Schieflast gut nachbilden. Verwenden Sie die Kennlinie, die mit der thermischen Schieflastkurve des Maschinenherstellers am ehesten de-ckungsgleich ist.

Bei den IEC-Kennlinien (Adresse " = !""# $, siehe auch Ab-schnitt 2.1.1) stehen unter Adresse " folgende Kennlinien ste-hen zur Verfügung:

# (inverse, Typ A nach IEC 60255–3), * (very inverse, Typ B nach IEC 60255–3), 0 (extremely inverse, Typ C nach IEC 60255–3).


Beachten Sie, dass bei Wahl einer abhängigen Kennlinie zwischen Anregewert und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine Anre-gung erfolgt erst bei einer Schieflast in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes von (7 (Adresse bzw. ). Der Rückfall erfolgt bei Unterschreiten von 95 % des An-regewertes.

Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse (7 zugänglich.

Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anre-gung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die abhängige Stufe über-

Motor IN Motor = 545AI2 dd prim / IN Motor = 0,11 dauerndI2 max prim /IN Motor = 0,55 für Tmax = 1s

Stromwandler ü = 600A/1A

Einstellwert I2> = 0,11 · 545 A = 60 A primär oder 0,11 · 545 A · (1/600) = 0,10 A sekundär

Einstellwert I2>> = 0,55 · 545 A = 300 A primär oder 0,55 · 545 A · (1/600) = 0,50 A sekundär

Verzögerung TI2>> = 1 s

IF1 3 110 kV20 kV-------------- 100 A

1 A------------ 0,1 A⋅ ⋅ ⋅ 165 A= =IF2 3 100 kV

20 kV-------------- 100 A1 A------------⋅ ⋅ 95 A= =

176 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


haupt nicht benötigt, wählt man bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Ab-schnitt 2.1.1) unter Adresse " = !"".


Die oben unter Randtitel „Unabhängige Auslösecharakteristik“ besprochenen unab-hängigen Stufen können auch zusätzlich als Warn- und Auslösestufen, wie dort be-schrieben, verwendet werden.

Abhängige Auslö-secharakteristik bei ANSI-Kennlinien

Mit der Wahl einer abhängigen Auslösekennlinie lässt sich die thermische Belastung einer Maschine aufgrund der Schieflast gut nachbilden. Verwenden Sie die Kennlinie, die mit der thermischen Schieflastkurve des Maschinenherstellers am ehesten de-ckungsgleich ist.

Bei den ANSI-Kennlinien (Adresse " = !""%#) stehen unter Adresse " zur Verfügung:

0C, #, C und DC.


Beachten Sie, dass bei Wahl einer abhängigen Kennlinie zwischen Anregewert und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine Anre-gung erfolgt erst bei einer Schieflast in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes von (7 (Adresse bzw. ).

Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse (7 zugänglich.

Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anre-gung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die abhängige Stufe über-haupt nicht benötigt, wählt man bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Ab-schnitt 2.1.1) unter Adresse " = !"".


Die oben unter Randtitel „Unabhängige Auslösecharakteristik“ besprochenen unab-hängigen Stufen können auch zusätzlich als Warn- und Auslösestufen, wie dort be-schrieben, verwendet werden.


Ist der Schieflastschutz einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet, gelten für die Einstellung der Stromwerte die bezogenen Größen I/INS, d.h. bezogen auf den Nennstrom der Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt. In anderen Fällen werden die Stromwerte in Ampere eingestellt; dabei sind in der folgen-den Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren.

1777UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen



4001 SCHIEFLAST AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Schieflastschutz

4011 I2>> 0.10..3.00 A; ∞ 0.50 A Anregestrom I2>>

4012 I2>> 0.10..3.00 I/InS; ∞ 0.50 I/InS Anregestrom I2>>

4013 T I2>> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T I2>>

4014 I2> 0.10..3.00 A; ∞ 0.10 A Anregestrom I2>

4015 I2> 0.10..3.00 I/InS; ∞ 0.10 I/InS Anregestrom I2>

4016 T I2> 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T I2>

4021 I2p 0.10..2.00 A 0.90 A Anregestrom I2p

4022 I2p 0.10..2.00 I/InS 0.90 I/InS Anregestrom I2p

4023 T I2p 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T I2p

4024 D I2p 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D I2p


sofort Rückfallverhalten

4026 KENNLINIE IEC InversStark inversExtrem invers

Extrem invers AMZ Auslösekennlinien (IEC)

4027 KENNLINIE ANSI Extremely inverseInverseModerately inverseVery inverse

Extremely inverse AMZ Auslösekennlinien (ANSI)


05143 >SLS block >Schieflastschutz blockieren

05151 SLS aus Schieflastschutz ist ausgeschaltet

05152 SLS block Schieflastschutz ist blockiert

05153 SLS wirksam Schieflastschutz ist wirksam

05159 SLS I2>> Anr Schieflastschutz Anregung I2>>

05165 SLS I2> Anr Schieflastschutz Anregung I2>

05166 SLS I2p Anr Schieflastschutz Anregung I2p

05170 SLS AUS Schieflastschutz Auslösung

178 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


05168 SLS Fak-Wdl >< Schiefl.Feh: Anpassfak I-Wdl. zu gr./kl.

05172 SLS Feh Objekt Schiefl.Feh: nicht bei diesem Schutzobj.


1797UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

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2.9 Thermischer Überlastschutz

Der thermische Überlastschutz verhindert eine thermische Überbeanspruchung des zu schützenden Objekts, besonders bei Transformatoren, rotierenden Maschinen, Leistungsdrosseln und Kabeln. Beim 7UT6 sind zwei Methoden der Überlasterfas-sung möglich:

• Überlastschutz mit thermischem Abbild nach IEC 60255–8,

• Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativen Alterungsrate nach IEC 60354.

Von diesen beiden Methoden kann eine ausgewählt werden. Die erste zeichnet sich durch einfache Handhabung und eine geringe Zahl von Einstellwerten aus; die zweite erfordert einige Kenntnisse über das Schutzobjekt und dessen Umgebung und Küh-lung und benötigt die Kühlmitteltemperatur über eine angeschlossene Thermobox.

2.9.1 Überlastschutz mit thermischem Abbild

Prinzip Bei 7UT6 kann der Überlastschutz auf eine der Seiten des Hauptschutzobjektes wir-ken (einstellbar). Da die Ursache der Überlastung normalerweise außerhalb des Schutzobjektes liegt, ist der Überlaststrom ein durchfließender Strom.

Das Gerät errechnet die Übertemperatur gemäß einem thermischen Einkörpermodell nach der thermischen Differentialgleichung

mit Θ – aktuelle Übertemperatur bezogen auf die Endübertemperatur bei maximal zulässigem Strom durch die zugeordnete Seite des Schutzobjektes k · IN Obj,

τth – thermische Zeitkonstante der Erwärmung des Schutzobjektes, k – k-Faktor, der den maximal dauernd zulässigen Strom bezogen auf Nennstrom,

der zugeordneten Seite des Schutzobjektes angibt, I – aktueller effektiver Strom der zugeordneten Seite des Schutzobjektes, IN Obj – Nennstrom der zugeordneten Seite des Schutzobjektes.

Die Schutzfunktion stellt somit ein thermisches Abbild des zu schützenden Objektes (Überlastschutz mit Gedächtnisfunktion) dar. Es wird sowohl die Vorgeschichte einer Überlast als auch die Wärmeabgabe an die Umgebung berücksichtigt.

Die Lösung dieser Gleichung ist im stationären Fall eine e-Funktion, deren Asymptote die Endübertemperatur ΘEnd darstellt. Nach Erreichen einer ersten einstellbaren Schwelle der Übertemperatur ΘWarn, die unterhalb der Endübertemperatur liegt, wird eine Warnmeldung abgegeben, um z.B. eine rechtzeitige Lastreduzierung zu veran-lassen. Ist die zweite Übertemperaturgrenze, die Endübertemperatur = Auslöseüber-temperatur, erreicht, wird das Schutzobjekt vom Netz getrennt. Der Überlastschutz kann jedoch auch auf %5 eingestellt werden. In diesem Fall wird auch bei Erreichen der Endtemperatur nur eine Meldung abgegeben.

Die Berechnung der Übertemperaturen erfolgt für jede Phase in einem thermischen Abbild aus dem Quadrat des jeweiligen Phasenstromes. Dies gewährleistet eine Echt-effektivwertverarbeitung und berücksichtigt daher auch Oberschwingungseinflüsse. Für die Bewertung in den Grenzwertstufen wird die maximale der drei errechneten Leiterübertemperaturen herangezogen.

dΘdt

--------1

τth------- Θ⋅+

1τth-------

Ik I⋅ N Obj----------------------

2⋅=

180 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Der thermisch maximal zulässige Dauerstrom Imax wird als Vielfaches des Nennstro-mes IN Obj beschrieben:

Imax = k · IN Obj

Dabei ist IN Obj der Nennstrom der zugeordneten Seite des geschützten Objektes:

• Bei Transformatoren ist der Nennstrom der zu schützenden Wicklung maßgebend, den das Gerät aus der eingestellten Nennscheinleistung und Nennspannung be-rechnet. Bei Transformatoren mit Spannungsregelung wird die ungeregelte Wick-lung zu Grunde gelegt.

• Bei Generatoren, Motoren, Drosseln ist deren Nennstrom maßgebend, den das Gerät aus der eingestellten Nennscheinleistung und Nennspannung berechnet.

• Bei Leitungen, Knoten, Sammelschienen wird der Nennstrom des Schutzobjektes unmittelbar eingestellt.

Außer der Angabe dieses k-Faktors ist die thermische Zeitkonstante τth sowie die Warnübertemperatur ΘWarn einzugeben.

Der Überlastschutz besitzt außer der thermischen auch eine strommäßige Warnstufe IWarn. Diese kann bereits frühzeitig einen Überlaststrom melden, auch wenn die Über-temperatur noch nicht die Warn- oder Auslöseübertemperatur erreicht hat.

Der Überlastschutz kann über einen Binäreingang blockiert werden. Dabei werden auch die thermischen Abbilder auf Null gesetzt.

Stillstands-zeitkonstante bei Maschinen

Bei der oben erwähnten Differentialgleichung wurde eine konstante Kühlung unter-stellt, die in der Zeitkonstanten τth = Rth · Cth (thermischer Widerstand mal thermische Kapazität) steckt. Bei Stillstand einer selbstbelüfteten Maschine kann sich die thermi-sche Zeitkonstante jedoch wesentlich von der bei stationärem Lauf unterscheiden, da die Maschine beim Lauf durch die Ventilation gekühlt wird, bei Stillstand aber nur eine natürliche Konvektion stattfindet.

In solchen Fällen gibt es also zwei Zeitkonstanten, was bei der Einstellung zu berück-sichtigen ist.

Auf Stillstand der Maschine wird dabei erkannt, wenn der Strom den Schwellwert usw. (der Minimalstrom der Speiseseite, unterhalb dessen abge-schaltetes Schutzobjekt unterstellt wird, siehe auch Randtitel „Leistungsschalterzu-stand“ in Abschnitt 2.1.9) unterschreitet.

Motoranlauf Beim Anlauf von elektrischen Maschinen kann die vom thermischen Abbild errechnete Übertemperatur über die Warn- oder gar Auslöseübertemperatur steigen. Um eine da-durch veranlasste Warnung oder Auslösung zu vermeiden, kann der Anlaufstrom er-fasst und die aus diesem resultierende Übertemperaturerhöhung unterbunden wer-den. Das bedeutet, dass während des erkannten Anlaufstromes die errechnete Über-temperatur konstant gehalten wird.

Notanlauf für Maschinen

Wenn aus betrieblichen Gründen Maschinenanläufe über die maximal zulässige Übertemperatur hinaus durchgeführt werden müssen (Notanlauf), kann auch allein das Auslösekommando über eine Binäreingabe („()*+“) blockiert wer-den. Da nach dem Anlauf und dem Rückfall der Binäreingabe das thermische Abbild die Auslösetemperatur noch überschritten haben kann, ist die Schutzfunktion mit einer parametrierbaren Nachlaufzeit (") ausgerüstet, die mit Abfall der Binär-eingabe gestartet wird und weiterhin ein Auslösekommando unterdrückt. Erst nach Ablauf dieser Zeit ist wieder eine Auslösung durch den Überlastschutz möglich. Diese

1817UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Binäreingabe wirkt nur auf das Auslösekommando, hat aber keinen Einfluss auf die Störfallprotokollierung und setzt nicht das thermische Abbild zurück.

Bild 2-88 Logikdiagramm des thermischen Überlastschutzes (vereinfacht)

dΘdt--------

1τ--- Θ⋅+

1τ--- I

2⋅=

„1“

Θ max

L1

Θ = 0

Θ'

100 % (fest)

≥1 &

≥1 ≥1

&

>ULS blockFNr 01503

FNr 01515ULS Warnung I

FNr 01516ULS Warnung Θ

FNr 01521ULS AUS

FNr 01512ULS block

FNr 01513ULS wirksam

FNr 01511ULS aus

FNr 01517ULS Anregung Θ &

>ULS NotanlaufFNr 01507

L3L2

IL3IL2IL1

0 T

Θ = const

Kτ · τLS geschl.

'

τ

%

182 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.9.2 Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativen Alterung

Die Überlastberechnung nach IEC 60354 berechnet zwei für die Schutzfunktion rele-vante Größen: die relative Alterung und die Temperatur am Heißpunkt (hot spot) im Schutzobjekt. Bis zu 12 Temperatur-Messpunkte können im Schutzobjekt installiert werden, die die örtlichen Kühlmitteltemperaturen über eine oder zwei Thermoboxen und eine serielle Verbindung an den Überlastschutz des 7UT6 melden. Von diesen ist ein Messpunkt zu bestimmen, der für die Errechnung der Heißpunkttemperatur rele-vant ist. Dieser Messpunkt soll sich an der Isolation der obersten inneren Windung be-finden, da dort der heißeste Punkt der Isolation zu erwarten ist.

Die relative Alterung wird zyklisch erfasst und zu einer Gesamtalterung aufsummiert.

Kühlungsvarianten Die Berechnung des Heißpunktes ist von der Art der Kühlung abhängig. Eine Luftküh-lung ist immer vorhanden und wird unterschieden in

• AN (Air Natural): natürliche Konvektion und

• AF (Air Forced): erzwungene Konvektion (durch Ventilation).

Wenn zusätzlich ein Flüssigkühlmittel vorhanden ist, bestehen die Kühlungsvarianten

• ON (Oil Natural = konvektive Ölströmung): Das Kühlmittel (Öl) bewegt sich im Kes-sel aufgrund der auftretenden Temperaturdifferenzen. Die Kühlwirkung ist aufgrund der natürlichen Konvektion nicht sehr ausgeprägt. Die Kühlungsvariante ist jedoch nahezu geräuschlos.

• OF (Oil Forced = erzwungene Ölströmung): Das Kühlmittel (Öl) bewegt sich im Kessel erzwungen mittels einer Ölpumpe. Die Kühlwirkung ist daher höher als bei ON.

• OD (Oil Directed = geführte Ölströmung): Das Kühlmittel (Öl) bewegt sich im Kessel erzwungen auf gerichteten Bahnen. Dadurch kann der Ölfluss an besonders tem-peraturkritischen Stellen verstärkt werden. Die Kühlwirkung ist daher besonders gut, das Temperaturgefälle am geringsten.

Die Bilder 2-89 bis 2-91 zeigen Beispiele für Kühlungsvarianten.

Bild 2-89 ON-Kühlung (Oil Natural = konvektive Ölströmung)

ONAN–Kühlung

∞∞

ONAF–Kühlung

1837UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-90 OF-Kühlung (Oil Forced = erzwungene Ölströmung)

Bild 2-91 OD-Kühlung (Oil Directed = geführte Ölströmung)

Berechnung des Heißpunktes (Hot spot)

Der Heißpunkt des Schutzobjektes ist ein wichtiger Zustandswert. Der für die Lebens-dauer des Transformators relevante heißeste Punkt tritt üblicherweise an der Isolation der obersten inneren Windung auf. Generell ist die Kühlmitteltemperatur von unten nach oben ansteigend. Die Art der Kühlung beeinflusst aber die Größe des Tempera-turgefälles.

Die Heißpunkttemperatur setzt sich aus zwei Anteilen zusammen: der Temperatur an der heißesten Stelle des Kühlmittels (eingekoppelt über Thermobox), dem Anteil aus Temperaturerhöhung der Windung durch die Transformatorlast.

Zur Einführung der Temperatur an der heißesten Stelle kann die Thermobox 7XV566 verwendet werden, die die Heißpunkttemperatur in digitale Signale umwandelt und über die dafür vorgesehene Schnittstelle an das Gerät 7UT6 sendet. Eine Thermobox 7XV566 kann die Temperaturen an insgesamt bis zu 6 Stellen im Transformatorkessel erfassen. Zwei dieser Thermoboxen können an 7UT6 angeschlossen werden.

Mittels dieser Daten und den Einstellungen der charakteristischen Eigenschaften der Kühlung errechnet das Gerät die Temperatur des Heißpunktes. Bei Überschreiten ei-

OFAN–Kühlung

OD–Kühlung

184 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


ner einstellbaren Schwelle (Temperaturalarm) wird eine Meldung und/oder eine Aus-lösung generiert.

Die Berechnung des Heißpunktes geschieht je nach Kühlungsart nach verschiedenen Gleichungen.

Für ON-Kühlung und OF-Kühlung gilt:

mit Θh Temperatur des Heißpunktes Θo obere Kühlmitteltemperatur (Öltemperatur) Hgr Heißpunktfaktor k Lastverhältnis I/IN (gemessen) Y Windungsexponent

Für OD-Kühlung gilt:

Dabei wird das Lastverhältnis I/IN aus dem Strom derjenigen Seite ermittelt, der der Überlastschutz zugeordnet ist. Bei Generatoren, Motoren, usw. sowie bei y- und z-Wicklungen von Transformatoren gilt der Strom der entsprechenden Phase, bei d-Wicklungen wird der Differenzstrom herangezogen. Als Nennstrom gilt der Nennstrom der entsprechenden Seite.

Berechnung der relativen Alterung

Die Lebensdauer einer Zelluloseisolation bezieht sich auf eine Temperatur von 98 °C in unmittelbarer Umgebung der Isolation. Nach der Erfahrung bedeutet eine Erhöhung um jeweils 6 K eine Halbierung der Lebensdauer. Daraus ergibt sich für die relative Alterung V bei einer von 98 °C abweichenden Temperatur

Die mittlere relative Alterungsrate L ergibt sich aus der Durchschnittsbildung über ei-nen betrachteten Zeitraum von T1 bis T2

Bei stetiger Nennlast ist L = 1. Bei Werten über 1 tritt beschleunigte Alterung ein; z.B. wird bei L = 2 nur die halbe Lebensdauer gegenüber Normallastbedingungen erreicht.

Die Alterung ist nach IEC nur im Bereich 80 °C bis 140 °C definiert. Dies ist auch der Arbeitsbereich der Alterungsberechnung: Temperaturen unterhalb 80 °C verlängern die rechnerische Alterung nicht; Werte über 140 °C führen nicht zu einer Verkürzung der rechnerischen Alterung.

Die beschriebene Berechnung der relativen Alterung bezieht sich ausschließlich auf die Wicklungsisolation und ist daher nicht für andere Ausfallursachen anwendbar.

Ergebnisse Die Heißpunkttemperatur wird für diejenige Wicklung berechnet, die der für den Über-lastschutz konfigurierten Seite des Hauptschutzobjektes entspricht (Abschnitt 2.1.4, unter Randtitel „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“, Seite 50, Adresse ). Dabei werden die Ströme dieser Seite und die gemessene Kühlmitteltemperatur an einem ausgewählten Temperaturmesspunkt verwendet. Die Phase entspricht bei Generato-

Θh Θo Hgr kY

⋅+=

Θh Θo Hgr kY

⋅+=

Θh Θo Hgr kY

⋅ 0,15 Θo Hgr kY

⋅+( ) 98 °C–[ ]⋅+ +=

für k ≤ 1

für k > 1

VAlterung bei Θh

Alterung bei 98° C------------------------------------------------ 2

Θh 98–( ) 6⁄= =

L 1T2 T1–------------------- V td

T1

T2

∫⋅=

1857UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

ren, Motoren, usw. sowie bei y- und z-Wicklungen von Transformatoren dem entspre-chenden Leiterstrom, bei d-Wicklungen dem der Differenzstrom, der dem Wicklungs-strom entspricht.

Es gibt zwei einstellbare Grenzwerte, die eine Warnung bzw. einen Alarm ausgeben. Wenn die Alarmmeldung auf Auslösung rangiert ist, kann sie zur Auslösung des bzw. der Leistungsschalter(s) verwendet werden.

Auch für die mittlere Alterungsrate gibt es je eine einstellbare Grenze für Warnung und Alarm.

Unter den Betriebsmesswerten können Sie jeder Zeit den aktuellen Status auslesen, und zwar:

− die Heißpunkttemperatur für jeden Strang in °C oder °F (wie eingestellt),

− die relative Alterungsrate (dimensionslos),

− die Lastreserve bis zur Warnmeldung in Prozent,

− die Lastreserve bis zur Alarmmeldung in Prozent.


Allgemeines Der Überlastschutz kann auf eine beliebige Seite des Schutzobjektes wirken. Da die Ursache der Überlastung außerhalb des Schutzobjektes liegt, ist der Überlaststrom ein durchfließender Strom, muss also nicht unbedingt auf der speisenden Seite er-fasst werden. Bei der Zuordnung der Schutzfunktionen zu den Seiten und Messstellen in Abschnitt 2.1.4 wurde unter Randtitel „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“ (Seite 50) in Adresse #" die Zuordnung vorgenommen. Dort sind auch Hinweise dazu gegeben.

Zwei Methoden existieren zur Überlasterfassung, wie oben beschrieben. Bei der Ein-stellung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1) wurde unter Adresse #" eingestellt, ob der Überlastschutz nach der Methode des thermischen Abbildes arbei-ten soll (#" = ++) oder ob eine Heißpunktberechnung nach IEC 60354 durchgeführt werden soll (#" = # $,-). Im letzteren Fall muss mindestens eine Thermobox 7XV566 angeschlossen sein, die die Kühlmittel-temperatur digital an das Gerät meldet. Die für die Thermobox notwendigen Daten wurden unter Adresse $ eingestellt (Abschnitt 2.1.1).

Unter Adresse #" kann der Überlastschutz - oder ge-schaltet werden. Außerdem ist die Einstellung %5 möglich. In letzterem Fall ist die Schutzfunktion wirksam, gibt aber beim Erreichen der Auslösebedingungen nur eine Meldung ab, d.h. die Ausgabefunktion „“ ist nicht wirksam. Wenn Sie 3*( einstellen, wird das Auslösekommando bei wirksamer Schutz-funktion blockiert.

k-Faktor Als Basisstrom für die Überlasterfassung wird der Nennstrom der dem Überlastschutz zugeordneten Seite des Hauptschutzobjektes herangezogen. Der Einstellfaktor k wird unter Adresse eingestellt. Er ist durch das Verhältnis des thermisch dauernd zulässigen Stromes zu diesem Nennstrom bestimmt:

kImax

INObj--------------=

186 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Der zulässige Dauerstrom ist gleichzeitig der Strom, bei dem die e-Funktion der Über-temperatur ihre Asymptote hat.

Bei der Methode mit thermischem Abbild braucht eine Auslöseübertemperatur nicht ermittelt zu werden, da sie sich aus der Endübertemperatur bei k · INObj automatisch ergibt. Bei elektrischen Maschinen ist der zulässige Dauerstrom i.Allg. vom Hersteller angegeben. Liegen keine Daten vor, wählt man für das 1,1-fache des Nennstromes der dem Überlastschutz zugeordneten Seite des Hauptschutzobjektes. Bei Kabeln ist er von Querschnitt, Isolationsmaterial, Bauart und Verlegungsart ab-hängig und kann aus einschlägigen Tabellen entnommen werden.

Bei der Methode mit Heißpunktberechnung nach IEC 60354 ist = sinn-voll, da sich alle übrigen Parameter auf den Nennstrom der zugeordneten Seite des Schutzobjektes beziehen.

Zeitkonstante τ bei thermischem Ab-bild

Die Erwärmungszeitkonstante τth für das thermische Abbild wird unter Adresse eingestellt. Auch diese ist vom Hersteller anzugeben. Achten Sie darauf, dass die Zeitkonstante in Minuten einzustellen ist. Häufig gibt es anders lau-tende Angaben, aus denen sich die Zeitkonstante ermitteln lässt:

• 1-s-Strom

• zulässiger Strom für eine andere Einwirkdauer als 1 s, z.B. für 0,5 s

• t6-Zeit; dies ist die Zeit in Sekunden, für die der 6-fache Nennstrom des Schutzob-jektes fließen darf

Beispiele:

Kabel mit zul. Dauerstrom 322 Azul. 1-s-Strom 13,5 kA

Einstellwert = 246- min

• Motor mit zulässiger t6-Zeit 12 s

Einstellwert = ;62 min

Die unter eingestellte Erwärmungszeitkonstante gilt bei rotierenden Maschinen für die laufende Maschine. Bei Auslauf oder Stillstand kann sich die Ma-schine jedoch wesentlich langsamer abkühlen; dies gilt besonders bei selbstbelüfte-ten Maschinen. Dieses Verhalten lässt sich durch eine Verlängerung der Zeitkonstan-ten um den τ (Adresse ) bei Stillstand der Maschine abbilden. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

τth

min---------

160------

zul. 1-s-Stromzul. Dauerstrom------------------------------------------

2⋅=

τth

min---------

0,560--------

zul. 0,5-s-Stromzul. Dauerstrom------------------------------------------

2

⋅=

τth

min--------- 0,6 t6⋅=

τth

min---------

160------

13500 A322 A

----------------------

2 160------ 42

229 4,=⋅=⋅=

τth

min--------- 0,6 12 s⋅ 7,2= =

1877UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Soll keine Unterscheidung der Zeitkonstanten erfolgen, wie bei Kabeln, Transforma-toren, Drosseln, usw., so belassen Sie den Verlängerungsfaktor τ = (Vor-einstellung).

Warnstufen bei thermischem Ab-bild

Durch Einstellung einer thermischen Warnstufe Θ& (Adresse ) kann vom Gerät eine Warnmeldung vor Erreichen der Auslöseübertemperatur abgegeben und somit durch rechtzeitige Lastreduzierung oder Umschaltung eine Abschaltung vermie-den werden. Die Prozentzahl bezieht sich auf die Auslöseübertemperatur. Beachten Sie, dass die Endübertemperatur proportional dem Quadrat des Stromes ist.

Beispiel:

k-Faktor k = 1,1 Die Warnübertemperatur soll der Übertemperatur bei Objektnennstrom entsprechen.

Einstellwert Θ& = >2 % (nach unten gerundet, um bei 1·INObj mit Sicherheit War-nung zu erhalten).

Die strommäßige Warnstufe & (Adresse ) wird bezogen auf den Nenn-strom der Seite angegeben und sollte etwa dem dauernd zulässigen Strom k · INObj entsprechen. Sie kann auch statt der thermischen Warnstufe verwendet werden. Die thermische Warnstufe wird dann auf 100 % eingestellt und ist dadurch praktisch un-wirksam.

Notanlauf bei Motoren

Die unter Adresse " einzugebende Nachlaufzeit muss sicher-stellen, dass nach einem Notanlauf eines Motors und nach dem Rückfall der Binärein-gabe „()*+“ das Auslösekommando noch so lange blockiert wird, bis das thermische Abbild unter die Rückfallschwelle abgesunken ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

Der Anlauf selber wird erkannt, wenn der unter Adresse eingestellte Anlauf-strom " überschritten wird. Der Wert ist so zu wählen, dass er unter allen Last- und Spannungsbedingungen während des Motoranlaufs vom tatsächli-chen Anlaufstrom sicher überschritten wird, aber bei kurzer, zulässiger Überlast nicht erreicht wird. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich. Bei anderen Schutzobjekten belassen Sie die Einstellung auf ∞; die Notan-lauffunktion ist dann umwirksam.

Temperatursensor Bei der Heißpunktberechnung nach IEC 60354 müssen Sie das Gerät informieren, mit welchem der Temperatursensoren (RTD = Resistance Temperature Detector) die Öl-temperatur gemessen werden soll, die für die Heißpunkt- und Alterungsberechnung maßgebend ist. Mit einer Thermobox 7XV566 sind bis zu 6 Sensoren möglich, mit 2 Boxen bis zu 12. Unter Adresse 6" stellen Sie die Nummer des maßgebenden Temperatursensors ein.

Die Kennwerte der Temperaturdetektoren selber werden getrennt eingestellt, siehe Abschnitt 2.10.

Heißpunktstufen Für die Heißpunkttemperatur gibt es zwei Meldestufen. Unter Adresse >&! können Sie die Heißpunkttemperatur in °C einstellen, die zur Warnung führen soll, unter Adresse >" die entsprechende Alarmtemperatur. Diese kann wahlweise auch zur Auslösung der Leistungsschalter

Θwarn1

1,12

----------- 0,826= =

188 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


benutzt werden, wenn die Ausgangsmeldung „,-./“ (FNr ) auf ein Auslöserelais rangiert ist.

Wenn Sie bei der Konfigurierung unter Adresse = < angegeben haben (Abschnitt 2.1.3 unter „Temperatureinheit“), geben Sie die Grenzen für die Warn- und Alarmtemperatur unter den und in Fahren-heitgraden an.

Wenn Sie nach Eingabe der Temperaturgrenzen die Temperatureinheit unter Adresse ändern, müssen Sie die Temperaturgrenzen in den entsprechenden Adressen er-neut für die geänderte Temperatureinheit einstellen.

Alterungsrate Auch für die Alterungsrate L können Sie Grenzen einstellen, für Warnung unter Adres-se "!&! und für Alarm unter Adresse "!". Die Angaben beziehen sich auf die relative Alterung, d.h. L = 1 wird bei 98 °C bzw 208 °F am Heißpunkt erreicht. L > 1 entspricht einer beschleunigten, L < 1 einer ver-zögerten Alterung.

Kühlmethode und Isolationsdaten

Unter Adresse #" geben Sie an, welche Kühlungsart vorliegt: E% = Oil Natural für natürliche Kühlung, E< = Oil Forced für erzwungenen Ölstrom oder E = Oil Directed für geführten Ölstrom. Zu den Definitionen siehe auch Abschnitt 2.9.2 unter Randtitel „Kühlungsvarianten“.

Für die Berechnung der Heißpunkttemperatur benötigt das Gerät den Windungsexpo-nenten Y und den Isolationstemperaturgradienten Hgr, die unter Adresse +& !$ und ! ! eingestellt werden. Liegen entspre-chende Angaben nicht vor, können die Angaben aus IEC 60354 herangezogen wer-den. Einen Auszug aus der entsprechenden Tabelle dieser Norm mit den hier relevan-ten Daten finden Sie in Tabelle 2-7.

Tabelle 2-7 Thermische Daten von Transformatoren

Kühlungsart:

Verteilungs-transformatoren

Mittlere und große Transformatoren

ONAN ON.. OF.. OD..

Windungsexponent Y 1,6 1,8 1,8 2,0

Isolationstemperaturgradienten Hgr 23 26 22 29

1897UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ änderbar. Die Stromwerte I/INS beziehen sich auf den Nennstrom der zu schützenden Seite des Hauptschutzobjektes, wie in Abschnitt 2.1.3 eingestellt.


4201 ÜBERLAST-SCHUTZ

AusEinBlockierung des Auslöse-kommandosNur Meldung

Aus Überlastschutz

4202 K-FAKTOR 0.10..4.00 1.10 k-Faktor

4203 ZEITKONSTANTE 1.0..999.9 min 100.0 min Zeitkonstante

4204 Θ WARN 50..100 % 90 % Thermische Warnstufe

4205 I WARN 0.10..4.00 I/InS 1.00 I/InS Stromwarnstufe

4207A Kτ-FAKTOR 1.0..10.0 1.0 Kt-Zeitfaktor bei Motorstillstand

4208A T NOTANLAUF 10..15000 s 100 s Rückfallzeit nach Notanlauf

4209A I MOTOR ANLAUF 0.60..10.00 I/InS; ∞ ∞ I/InS Motoranlaufstrom (blk Überlast-schutz)

4221 ÖLSENSOR AN RTD

1..6 1 Ölsensor ist angeschlossen an RTD

4222 HEIßPKT-WAR-NUNG

98..140 °C 98 °C Heißpunkttemperatur für Warn-meldung


208..284 °F 208 °F Heißpunkttemperatur für Warn-meldung

4224 HEIßPKT-ALARM 98..140 °C 108 °C Heißpunkttemperatur für Alarm-meldung

4225 HEIßPKT-ALARM 208..284 °F 226 °F Heißpunkttemperatur für Alarm-meldung

4226 ALTERUNG-WARNG

0.200..128.000 1.000 Grenze Alterungsrate für Warn-meldung

4227 ALTERUNG-ALARM

0.200..128.000 2.000 Grenze Alterungsrate für Alarm-meldung

4231 KÜHLMETHODE ON (konvektive Ölkühlung)OF (erzwungener Ölstrom)OD (geführter Ölstrom)

ON (konvektive Ölkühlung)

Kühlmethode

4232 Y-WINDUNGSEXP. 1.6..2.0 1.6 Y - Windungsexponent

4233 HGR I-GRADIENT 22..29 22 Hgr - Isolationstemperaturgradi-ent

190 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




01503 >ULS block >Überlastschutz blockieren

01507 >ULS Notanlauf >Überlastschutz Notanlauf

01511 ULS aus Überlastschutz ist ausgeschaltet

01512 ULS block Überlastschutz ist blockiert

01513 ULS wirksam Überlastschutz ist wirksam

01515 ULS Warnung I Überlastschutz: Stromstufe

01516 ULS Warnung Θ Überlastschutz: Thermische Warnstufe

01517 ULS Anregung Θ Überlastschutz: Anregung Auslösestufe

01521 ULS AUS Überlastschutz: Auskommando

01541 ULS Heißp.WARN Überlastschutz: Heißpunkt Warnung

01542 ULS Heißp.ALARM Überlastschutz: Heißpunkt Alarm

01543 ULS Alter. WARN Überlastschutz: Alterungsrate Warnung

01544 ULS Alter.ALARM Überlastschutz: Alterungsrate Alarm

01546 ULS Fak-Wdl >< Überlast-Feh: Anpassfak I-Wdl.zu gr./kl.

01545 ULS Feh kein Θ Überlast-Feh: Temperatur-Aufnahme fehlt

01549 ULS Feh Objekt Überlast-Feh: nicht bei diesem Schutzobj

1917UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

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2.10 Thermoboxen für Überlasterkennung

Für den Überlastschutz mit Heißpunktberechnung und Ermittlung der relativen Alte-rungsrate wird die Öltemperatur am heißesten Punkt der Wicklung (z.B. eines Trans-formators) benötigt. Hierzu ist der Anschluss mindestens eines Temperaturfühlers über eine Thermobox 7XV566 notwendig. Eine Thermobox kann insgesamt bis zu 6 Temperaturen an verschiedenen Stellen des Schutzobjektes durch Temperatursen-soren (RTD = Resistance Temperature Detector) erfassen und dem Gerät zuführen. Eine oder zwei Thermoboxen 7XV566 können angeschlossen werden.


Eine Thermobox 7XV566 ist geeignet für bis zu 6 Messstellen im Schutzobjekt, also z.B. im Transformatorkessel. Die Thermobox ermittelt die Kühlmitteltemperatur jeder Messstelle aus dem Widerstandswert der über eine Zwei- bzw. Dreidrahtleitung ange-schlossenen Temperatursensoren (Pt100, Ni100 oder Ni120) und wandelt sie in ei-nen Digitalwert um. Die Digitalwerte werden an einer seriellen RS485-Schnittstelle zur Verfügung gestellt.

An der Service- oder Zusatzschnittstelle des 7UT6 können eine oder zwei Thermobo-xen angeschlossen, also bis zu 6 oder 12 Messstellen erfasst werden. Für jede Mess-stelle können die Kenndaten sowie eine Warn- (Stufe 1) und eine Alarmtemperatur (Stufe 1) eingestellt werden.

An der Thermobox selber können auch Grenzwerte der einzelnen Messstellen erfasst und über Ausgaberelais gemeldet werden. Näheres enthält die der Thermobox beige-legte Betriebsanleitung.


Für RTD1 (Temperatursensor für die Messstelle 1) stellen Sie unter Adresse + den Typ des Temperatursensors ein. Zur Verfügung stehen ::Ω, % 2:Ω und % ::Ω. Ist für RTD1 keine Messstelle vorhanden, stellen Sie + = 5 ein. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ möglich.

Den Einbauort des RTD1 teilen Sie dem Gerät unter Adresse mit. Zur Auswahl stehen F, !5+5, 85, 95 und . Die-se Einstellung ist nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ möglich.

Außerdem können Sie am 7UT6 eine Warntemperatur (Stufe 1) und eine Alarmtem-peratur (Stufe 2) einstellen. Abhängig davon, welche Temperatureinheit Sie bei den Anlagendaten ausgewählt haben (Abschnitt 2.1.3 unter Adresse , Seite 36), können Sie die Warntemperatur unter Adresse in Celsiusgraden (°C) oder unter Adresse in Fahrenheit-graden (°F) einstellen. Die Alarmtemperatur stellen Sie unter Adresse ( in Celsiusgraden (°C) oder unter Adresse ( in Fah-renheitgraden (°F) ein.

192 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Entsprechend können Sie Angaben für alle angeschlossenen Temperatursensoren der ersten Thermobox machen:

für RTD2 Adresse (+, Adresse ( , Adresse ( (°C) bzw. ( (°F), Adresse (( (°C) bzw. (( (°F);

für RTD3 Adresse +, Adresse , Adresse (°C) bzw. (°F), Adresse ( (°C) bzw. ( (°F);

für RTD4 Adresse )+, Adresse ) , Adresse ) (°C) bzw. ) (°F), Adresse )( (°C) bzw. )( (°F);

für RTD5 Adresse *+, Adresse * , Adresse * (°C) bzw. * (°F), Adresse *( (°C) bzw. *( (°F);

für RTD6 Adresse -+, Adresse - , Adresse - (°C) bzw. - (°F), Adresse -( (°C) bzw. -( (°F);

Sofern Sie zwei Thermoboxen angeschlossen haben, können Sie die Daten für wei-tere Temperatursensoren bestimmen:

für RTD7 Adresse .+, Adresse . , Adresse . (°C) bzw. . (°F), Adresse .( (°C) bzw. .( (°F);

für RTD8 Adresse /+, Adresse / , Adresse / (°C) bzw. / (°F), Adresse /( (°C) bzw. /( (°F);

für RTD9 Adresse 0+, Adresse 0 , Adresse 0 (°C) bzw. 0 (°F), Adresse 0( (°C) bzw. 0( (°F);

für RTD !Adresse +, Adresse , Adresse (°C) bzw. (°F), Adresse ( (°C) bzw. ( (°F);

für RTD Adresse +, Adresse , Adresse (°C) bzw. (°F), Adresse ( (°C) bzw. ( (°F);

für RTD "Adresse (+, Adresse ( , Adresse ( (°C) bzw. ( (°F), Adresse (( (°C) bzw. (( (°F).

1937UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Wei-tere Parameter“ änderbar.


9011A RTD 1 TYP nicht angeschlossenPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

Pt 100 Ohm RTD 1: Typ

9012A RTD 1 EINBAUORT ÖlUmgebungWindungLagerAndere

Öl RTD 1: Einbauort

9013 RTD 1 STUFE 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Ansprechwert Tempera-turstufe 1

9014 RTD 1 STUFE 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Ansprechwert Tempera-turstufe 1





RTD 2: Typ


Andere RTD 2: Einbauort







RTD 3: Typ



194 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1








RTD 4: Typ









RTD 5: Typ









RTD 6: Typ


1957UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen









RTD 7: Typ









RTD 8: Typ








196 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




RTD 9: Typ







9101A RTD10 TYP nicht angeschlossenPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm


RTD10: Typ

9102A RTD10 EIN-BAUORT

ÖlUmgebungWindungLagerAndere

Andere RTD10: Einbauort

9103 RTD10 STUFE 1 -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Ansprechwert Tempera-turstufe 1

9104 RTD10 STUFE 1 -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Ansprechwert Tempera-turstufe 1





RTD11: Typ







1977UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


Hinweis: Weitere Meldungen über Grenzwerte der einzelnen Messstellen stehen an der Thermobox selber für die Ausgabe über Relaiskontakte zur Verfügung.





RTD12: Typ










14101 RTD Störung RTD Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)

14111 RTD 1 Störung RTD 1 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)

14112 RTD 1 Anr. St.1 RTD 1 Temperaturstufe 1 angeregt











198 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

















14201 RTD10 Störung RTD10 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)

14202 RTD10 Anr. St.1 RTD10 Temperaturstufe 1 angeregt









1997UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.11 Übererregungsschutz

Allgemeines Der Übererregungsschutz dient zur Erkennung erhöhter Induktion in Generatoren und Transformatoren, insbesondere in Kraftwerk-Blocktransformatoren. Eine Erhöhung der Induktion über den Nennwert führt rasch zu einer Sättigung des Eisenkerns und zu hohen Wirbelstromverlusten, die wiederum zu einer unzulässigen Erwärmung des Eisens führen.

Der Schutz greift ein, wenn der vorgegebene Grenzwert der Induktion im Eisen des Schutzobjektes, z.B. des Blocktransformators, überschritten wird. Erhöhte Induktion tritt z.B. auf, wenn der Kraftwerksblock aus Volllastbetrieb abgeschaltet wird und der Spannungsregler nicht oder nicht schnell genug reagiert und somit den damit verbun-denen Spannungsanstieg nicht verhindert. Ebenso kann ein Absinken der Frequenz (Drehzahl), vor allem im Inselbetrieb, zu einer unzulässigen Induktionserhöhung füh-ren.


Messgrößen Die Anwendung des Übererregungsschutzes setzt voraus, dass Messspannungen an das Gerät angeschlossen sind. Bei 7UT635 ist dies nicht möglich. Beim 1-phasigen Sammelschienenschutz macht der Übererregungsschutz keinen Sinn und ist daher nicht zugänglich.

Der Übererregungsschutz misst den Quotienten Spannung/Frequenz U/f, der bei vor-gegebenen Abmessungen des Eisenkerns proportional der Induktion B ist.

Setzt man den Quotienten U/f in Relation zu Spannung und Frequenz unter Nennbe-dingungen des Schutzobjektes UNObj/fN, erhält man ein direktes Maß für die Induktion bezogen auf die Induktion unter Nennbedingungen B/BNObj. Alle konstanten Größen kürzen sich damit weg:

Durch diese relative Beziehung sind keinerlei Umrechnungen nötig. Sie können alle Werte direkt auf die zulässige Induktion bezogen angeben. Die Nenngrößen des Schutzobjektes haben Sie dem Gerät bereits bei den Objekt- und Wandlerdaten (Ab-schnitt 2.1.3) mitgeteilt.

Spannung und Frequenz für die Berechnung entnimmt das Gerät der größten der drei verketteten Spannungen, aus der mittels numerischer Filter die Grundschwingung be-wertet wird. Der überwachbare Frequenzbereich erstreckt sich im Bereich fN ± 10 %.

Kennlinien Der Übererregungsschutz enthält zwei unabhängige Stufen und eine thermische Kennlinie zur näherungsweisen Nachbildung der Erwärmung, die das Schutzobjekt durch die Übererregung erfährt.

Nach Erreichen einer ersten, einstellbaren Schwelle ?1 wird eine Anregemeldung abgegeben und eine Zeitstufe ?1 gestartet, nach deren Ablauf es zu einer Warnmeldung kommt. Nach Erreichen einer zweiten Stufe ?11 wird eine weitere Meldung abgesetzt und die Zeitstufe ?11 gestartet nach deren Ablauf ein Aus-

BBNObj---------------

UUNObj---------------

ffN-----

----------------U f⁄

UNObj fN⁄-------------------------= =

200 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


lösebefehl abgegeben wird. Der Rückfallwert liegt bei etwa 5 % unterhalb des Einstell-wertes.

Bild 2-92 zeigt das Logikdiagramm des Übererregungsschutzes.

Bild 2-92 Logikdiagramm des Übererregungsschutzes (vereinfacht)

Die thermische Kennlinie ist durch einen Zähler realisiert, der entsprechend dem aus den Messgrößen errechneten Wert U/f inkrementiert wird. Voraussetzung ist, dass der U/f-Wert oberhalb der Warnstufe ?1 liegt. Ist der Zählerstand entsprechend der eingestellten thermischen Kennlinie erreicht, erfolgt Auslösekommando.

Bei Unterschreiten der Warnstufe ?1 wird das Auslösekommando zurückgenom-men und der Zähler entsprechend der eingestellten Abkühlzeitvorgabe dekrementiert.

Die thermische Kennlinie ist durch 8 Wertepaare von Übererregung U/f (bezogen auf Nennwerte) und Auslösezeit T vorgegeben. In den meisten Fällen wird die voreinge-stellte Kennlinie, die sich auf Standardtransformatoren bezieht, einen ausreichenden Schutz darstellen. Entspricht diese Kennlinie nicht den tatsächlichen thermischen Verhältnissen des Schutzobjekts, so können Sie durch Eingabe anwenderspezifi-scher Auslösezeiten für die vorgegebenen Übererregungswerte U/f jede gewünschte Kennlinie realisieren. Zwischenwerte werden durch lineare Interpolation im Gerät ge-wonnen.

Über einen Blockiereingang und über einen Rücksetzeingang kann der Zähler auf Null zurückgesetzt werden. Die Nachbildung der Erwärmung des zu schützenden Objek-tes ist auf 150 % der Auslösetemperatur begrenzt.

(

>U/f RS.th.Abb.FNr 05357

≥1

&

U/f

>U/f blockFNr 05353

&

2

1

t(U/f)

ResetZähler=0

&

FNr 05370U/f> Anregung

FNr 05367U/f Warn

FNr 05372U/f Θ AUS

(FNr 05371U/f>> AUS

(

U

f

(

U/f Erwärmung

U/f Abkühlung

FNr 05362U/f block

FNr 05373U/f>> Anregung FNr 05369

U/f RS.th.Abb.

FNr 05363U/f wirksam

FNr 05361U/f aus

“1”

≥1

%≥1

2017UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


Allgemeines Die Anwendung des Übererregungsschutzes setzt voraus, dass Messspannungen an das Gerät angeschlossen sind und ein 3-phasiges Schutzobjekt konfiguriert worden ist. Der Übererregungsschutz kann auch nur wirken und ist nur zugänglich, wenn er bei der Projektierung unter Adresse #!!= eingestellt wurde.

Unter Adresse #!! kann der Übererregungsschutz - oder geschaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutz-funktion blockiert werden (3*().

Unabhängige Stufen

Der vom Hersteller des Schutzobjekts angegebene Grenzwert der dauernd zulässi-gen Induktion im Verhältnis zur Nenninduktion (B/BN) bildet die Grundlage der Einstel-lung des Grenzwertes unter Adresse ?1. Dieser Wert ist gleichzeitig Warn-stufe und der Mindestwert für die thermische Kennlinie (siehe unten).

Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit Adresse ?1 (etwa 10 s) erfolgt eine Warnmeldung.

Große Übererregung gefährdet das Schutzobjekt schon in kurzer Zeit. Die Schnell-auslösestufe Adresse ?11 soll daher mittels Adresse ?11 nur kurz (ca. 1 s) verzögert werden.

Die eingestellten Zeiten sind reine Zusatzverzögerungen, die die Eigenzeiten (Mess-zeit, usw.) nicht einschließen. Wird eine Verzögerung auf ∞ gestellt, löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet.

Thermische Kennli-nie

Bild 2-93 Thermische Auslösekennlinie (mit den voreingestellten Werten)

U f⁄UN fN⁄-----------------

t [s]

202 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Die thermische Kennlinie soll die Erwärmung, also Temperaturerhöhung, des Eisens durch Übererregung, nachbilden. Durch die Eingabe von 8 Verzögerungszeiten für 8 vorgegebene Induktionswerte B/BNObj (vereinfacht U/f bezeichnet) wird die Erwär-mungskennlinie angenähert. Zwischenwerte werden linear interpoliert.

Liegen keinerlei Angaben vom Hersteller des Schutzobjekts vor, wird man die vorein-gestellte Standardkennlinie beibehalten, die einem Siemens-Standard-Transformator entsprechen (Bild 2-93).

Bild 2-94 Auslösebereich des Übererregungsschutzes

Anregeschwelle (Adresse )

Anregeschwelle (Adresse )

1,0 1,10 1,20 1,30 1,40

T U/f >>

1,05

t 1,05

t1. Einstellwert derthermischen Kennlinie

ThermischeAuslösestufe

Übererregungs-Auslösestufe U/f >>

U/f

Auslösebereich

U/f >>(Einstellwert derStufenkennlinie)

1,0 1,10 1,20 1,30 1,40

T U/f >>

1,05

t 1,05

t1. Einstellwert derthermischen Kennlinie

ThermischeAuslösestufe

Übererregungs-Auslösestufe U/f >>

U/f

Auslösebereich

b) Anregeschwelle U/f >ist größer als der 1. Einstellwert derthermischen Kennlinie

U/f >>(Einstellwert derStufenkennlinie)

a) Anregeschwelle U/f >ist kleiner als der 1. Einstellwert derthermischen Kennlinie

2037UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Andernfalls können Sie eine beliebige Auslösekennlinie durch punktweise Eingabe der Verzögerungswerte für die folgenden 8 Induktionswerte vorgeben:

Adresse @?8 *A Adresse @?8 A Adresse @?8 *A Adresse @?8 (A Adresse @?8 (*A Adresse @?8 A Adresse @?8 *A Adresse @?8 )A

Wie oben erwähnt, arbeitet die thermische Kennlinie erst ab der Anregeschwelle ?1. Zu Ihrer Information zeigt Bild 2-94 das Verhalten der Kennlinie, wenn die An-regeschwelle kleiner oder größer eingestellt wird als der 1. Wert der thermischen Kennlinie.

Abkühlzeit Die Auslösung durch das thermische Abbild fällt mit Rückfall der Anregeschwelle zu-rück, der Zählerinhalt wird jedoch mit der unter Adresse 9BC=2 parame-trierten Abkühlzeit auf Null heruntergezählt. Dabei ist dieser Parameter definiert als die Zeit, die das thermische Abbild benötigt, um von 100 % auf 0 % abzukühlen.


Hinweis: Alle U/f-Werte sind bezogen auf die Induktion des Schutzobjektes unter Nennbedingungen, d.h. UNObj/fN.


4301 ÜBERERREGUNG AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Übererregungsschutz

4302 U/f > 1.00..1.20 1.10 Anregeschwelle Warnstufe U/f>

4303 T U/f > 0.00..60.00 s; ∞ 10.00 s Verzögerungszeit T der Warn-stufe U/f>

4304 U/f >> 1.00..1.40 1.40 Anregeschwelle U/f>>

4305 T U/f >> 0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Verzögerungszeit T U/f>>

4306 t (U/f=1.05) 0..20000 s 20000 s Verzögerungszeit bei U/f=1.05







204 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




4314 T Abkühl 0..20000 s 3600 s Abkühlzeit des thermischen Modells



05353 >U/f block >Übererregungsschutz blockieren

05357 >U/f RS.th.Abb. >Übererregung: therm.Abbild zurücksetzen

05361 U/f aus Übererregungsschutz ist ausgeschaltet

05362 U/f block Übererregungsschutz ist blockiert

05363 U/f wirksam Übererregungsschutz ist wirksam

05369 U/f RS.th.Abb. Übererregung:therm.Abb.ist zurückgesetzt

05367 U/f Warn Übererregung: Warnstufe

05370 U/f> Anregung Übererregung: Anregung Stufe U/f>

05373 U/f>> Anregung Übererregung: Anregung Stufe U/f>>

05371 U/f>> AUS Übererregung: Auslösung Stufe U/f>>

05372 U/f Θ AUS Übererregung: Thermische Auslösung

05376 U/f Feh o.U-Wdl Übererr.Feh: ohne Spannungswandler

05377 U/f Feh Objekt Übererr.Feh: nicht bei diesem Schutzobj

2057UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.12 Leistungsschalterversagerschutz


Allgemeines Der Leistungsschalterversagerschutz dient der schnellen Reserveabschaltung, wenn im Falle eines Auslösekommandos von einem Schutzrelais der zugeordnete Leis-tungsschalter versagt.

Wird z.B. vom Differentialschutz oder von einem anderen internen oder externen Kurzschlussschutz eines Abzweiges ein Auslösekommando an den Leistungsschalter abgegeben, so wird dieses gleichzeitig an den Leistungsschalterversagerschutz ge-meldet (Bild 2-95). In diesem wird eine Zeitstufe SVS–T gestartet. Die Zeitstufe läuft so lange, wie ein Auslösekommando des Schutzes ansteht und der Strom über den Leistungsschalter fließt.

Bild 2-95 Vereinfachtes Funktionsschema Leistungsschalterversagerschutz mit Stromfluss-überwachung

Bei störungsfreiem Verlauf wird der Leistungsschalter den Fehlerstrom abschalten und folglich den Stromfluss unterbrechen. Die Stromgrenzwertstufe fällt zurück (ty-pisch 1/2 Periode) und verhindert den weiteren Ablauf der Zeitstufe SVS–T.

Wird das Auslösekommando des Schutzes nicht ausgeführt (Leistungsschalterversa-ger-Fall), so fließt der Strom weiter und die Zeitstufe kommt zum Ablauf. Nun erteilt der Leistungsschalterversagerschutz seinerseits ein Auslösekommando, das die um-liegenden Leistungsschalter zum Abschalten des Fehlerstromes bringt.

Die Rückfallzeit des Abzweigschutzes spielt hierbei keine Rolle, da die Stromfluss-überwachung des Leistungsschalterversagerschutzes selbsttätig die Unterbrechung des Stromes erkennt.

LS–I>Schutzfunktion

&SVS–T 0

Leistungsschalterversagerschutz

SVSAUS(extern)

≥1

7UT6DiffAUS

206 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bei Schutzrelais, deren Auslösekriterien nicht mit dem Fließen eines erfassbaren Stromes verbunden sind (z.B. Übererregungsschutz oder Buchholzschutz), ist der Stromfluss kein zuverlässiges Merkmal für die ordnungsgemäße Funktion des Leis-tungsschalters. Für solche Fälle kann die Leistungsschalterstellung von den Leis-tungsschalterhilfskontakten bzw. Stellungsrückmeldung verwendet werden. Hier wer-den also statt des Stromflusses die Leistungsschalterhilfskontakte abgefragt (Bild 2-96).

Bild 2-96 Vereinfachtes Funktionsschema Leistungsschalterversagerschutz mit Steuerung vom Leistungsschalter-Hilfskontakt

In 7UT6 werden in der Regel beide Kriterien, also Stromfluss und Schalterpositions-meldung, ausgewertet. Durch entsprechende Konfigurierung (Abschnitt 2.1.4 und 2.1.5) kann aber erreicht werden, dass nur das eine oder nur das andere Kriterium maßgebend ist.

Es ist streng darauf zu achten, dass die Messstelle des Stromes und der überwachte Leistungsschalter zusammengehören. Beide müssen sich auf der Speiseseite eines Schutzobjektes befinden. In Bild 2-95 wird der Strom auf der Sammelschienenseite des Transformators (= Einspeisung) gemessen, also auch der sammelschienenseiti-ge Leistungsschalter überwacht. Die umliegenden Leistungsschalter sind die der dar-gestellten Sammelschiene.

Bei Generatoren bezieht sich der Schalterversagerschutz normalerweise auf den Netzschalter, in allen übrigen Fällen muss die einspeisende Seite maßgebend sein.

Anwurf Bild 2-97 zeigt das Logikdiagramm des Schalterversagerschutzes.

Der Schalterversagerschutz kann durch interne Funktionen des 7UT6, durch Auslöse-kommandos von Schutzfunktionen oder über CFC (interne Logikfunktionen), oder durch externe Startbefehle über Binäreingang angeworfen werden. Beide Quellen führen zum gleichen weiteren Ablauf, werden aber getrennt gemeldet.

z.B. Buchholzschutz(extern)

&SVS–T 0

Leistungsschalterversagerschutz

SVSAUS≥1

7UT6U/fAUS

U/f

L+

2077UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Der Schalterversagerschutz überprüft nun, ob über den überwachten Leistungsschal-ter Strom fließt. Zusätzlich wird die Stellung des überwachten Leistungsschalters überprüft, wenn diese über entsprechend rangierte Rückmeldung(en) über Binärein-gänge an das Gerät gemeldet wird.

Das Stromflusskriterium ist erfüllt, wenn mindestens einer der drei Phasenströme eine einstellbare Schwelle übersteigt, z.B. , wenn der Schalterversager-schutz der Seite 1 zugeordnet ist, siehe auch Abschnitt 2.1.9 unter Randtitel „Leis-tungsschalterzustand“ (Seite 67). Besondere Maßnahmen sind für die Erkennung des Abschaltzeitpunktes getroffen. Bei sinusförmigen Strömen wird die Stromunterbre-chung nach ca. 1/2 Periode erkannt. Bei aperiodischen Gleichstromgliedern im Kurz-schlussstrom und nach dem Abschalten (z.B. bei Stromwandlern mit linearisiertem Kern) oder wenn die Stromwandler durch das Gleichstromglied im Kurzschlussstrom in Sättigung gehen, kann es eine Periode dauern, bis das Verschwinden des Primär-stromes zuverlässig erkannt ist.

Das Hilfskontaktkriterium wird nur dann ausgewertet, wenn zum Zeitpunkt des An-wurfs — also bei Auslösekommando durch eine Schutzfunktion (intern oder extern), die den Schalterversagerschutz starten soll — kein Strom oberhalb des für die Strom-flussüberwachung eingestellten Wertes fließt. In diesem Fall gilt auch allein das Hilfs-kontaktkriterium für das Öffnen des Schalters.

Hat jedoch bei Schutz-Auslösung das Stromflusskriterium angesprochen, so wird aus-schließlich das Ende des Stromflusses als Öffnen des Leistungsschalters interpretiert, auch wenn vom Hilfskontakt (noch) kein geöffneter Leistungsschalter gemeldet wird. Dies gibt dem zuverlässigeren Stromflusskriterium den Vorzug und vermeidet Über-funktion infolge eines Defekts, z.B. in der Hilfskontaktmechanik. Meldet der Hilfskon-takt einen offenen Schalter, obwohl noch Strom fließt, wird eine entsprechende War-meldung ausgegeben (FNrn bis ).

Wenn beide Stellungen des Schalters gemeldet werden (Öffner und Schließer des Hilfskontaktes über Doppelmeldung), wird das Hilfskontaktkriterium bei Störstellung im Moment des Anwurfs nicht ausgewertet, es gilt also nur das Stromkriterium. Um-gekehrt gilt nach Anwurf ohne Stromfluss der Schalter bereits als geöffnet, wenn er nicht mehr geschlossen gemeldet wird, also auch in Störstellung.

Der Anwurf kann über eine Binäreingabe „0")1#“ (FNr ) blockiert wer-den (z.B. während einer Prüfung des Abzweigschutzes).

Verzögerung und Auslösung

Der Schalterversagerschutz kann einstufig oder zweistufig betrieben werden.

Bei einstufigem Schalterversagerschutz wird das Auslösekommando im Fall eines Schalterversagers auf die umliegenden Schalter gegeben, damit diese den Fehler-strom unterbrechen (Bild 2-95 bzw. 2-96). Umliegende Schalter sind die der Sammel-schiene oder des Sammelschienenabschnittes, mit dem der betrachtete Abzweig ver-bunden ist.

Nach Anwurf wird die Verzögerungszeit ( startet. Nach Ablauf der Zeit erscheint die Meldung „02“ (FNr ), die auch für die Kommandogabe an die umlie-genden Schalter bestimmt ist.

Bei zweistufigem Schalterversagerschutz wird normalerweise das Auslösekommando des anwerfenden Schutzes in einer ersten Stufe des Schalterversagerschutzes auf den Abzweigleistungsschalter wiederholt, meist auf eine zweite Auslösespule. Hierzu dient die Ausgangsmeldung „02“ (FNr ). Erst wenn der Schalter auf diese Auslösewiederholung nicht reagiert, werden in einer zweiten Stufe nach der Zeit ( die umliegenden Leistungsschalter ausgelöst. Die Ausgangsmeldung „02“ (FNr ) ist auch hier für die Kommandogabe an die umliegenden Schalter vorgesehen.

208 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-97 Logik des Schalterversagerschutzes (vereinfacht)


Allgemeines Der Leistungsschalterversagerschutz kann nur wirken und ist nur zugänglich, wenn er bei der Projektierung unter Adresse "%!= einge-stellt wurde. Beim einphasigen Sammelschienenschutz ist kein Schalterversager-schutz möglich.

Bei der Zuordnung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.4 unter Randtitel „Weitere 3-phasige Schutzfunktionen“, Seite 50) wurde unter Adresse "% eingestellt, auf welche Seite oder welche Messstelle des Schutzobjektes der Leis-tungsschalterversagerschutz arbeiten soll. Es ist unbedingt darauf zu achten, dass die Seite bzw. Messstelle des Stromes und der überwachte Leistungsschalter zusammen gehören. Beide müssen sich auf der Speiseseite des Schutzobjektes befinden.

Unter Adresse "%! wird der Schalterversagerschutz - oder geschaltet. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunkti-on blockiert werden (3*().

Anwurf Drei Angaben sind wesentlich für den korrekten Anwurf des Schalterversagerschut-zes:

&

T 0

IL1 I>

IL2 I>

IL3I>

≥1

Schutz Auslösung

S Q

R

LS geschlossen

&S Q

R

&

&

≥1

T 0

SVS Anr internFNr 01456

SVS AUS T1FNr 01492

SVS Anr externFNr 01457

>SVS Start

≥1FNr 01431

SVS AUS T2FNr 01494

„1“

Messfreigabe

>SVS blockFNr 01403

SVS blockFNr 01452

SVS wirksamFNr 01453

SVS ausFNr 01451

)

&

&

≥1 &

&

2097UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Die Stromflussüberwachung kontrolliert, dass nach Auslösung des Leistungsschalters der Strom über diesen aufhört zu fließen. Für die Stromhöhe ist der unter den Anla-gendaten 2 eingestellte Wert maßgebend (siehe Abschnitt 2.1.9 unter Randtitel „Leis-tungsschalterzustand“, Seite 67). Dabei gilt der Wert, der der Seite oder Messstelle zugeordnet ist, welche den Strom des zu überwachenden Leistungsschalters angibt. (Adressen bis ). Dieser Wert wird bei offenem Schalter mit Sicherheit un-terschritten.

Die Zuordnung der Schalterhilfskontakte bzw. der Schalterrückmeldung(en) wurde gemäß Abschnitt 2.1.5 vorgenommen. Die Rangierung der entsprechenden Binärein-gänge muss abgeschlossen sein.

Das Auslösekommando für den zu überwachenden Schalter wird durch Adresse oder & ! (abhängig von der Geräteausführung) be-stimmt. Stellen Sie hier die Nummer desjenigen Ausgangsrelais ein, das den zu über-wachenden Schalter auslöst. Da bei 7UT6 in der Regel mehrere Schalter durch ver-schiedene Schutzfunktionen geschaltet werden können, muss dem Gerät bekannt sein, welches Auslösekommando für den Anwurf des Schalterversagerschutzes maß-gebend ist. Soll der Schalterversagerschutz auch durch ein von extern kommendes Kommando (für den selben Schalter) angeworfen werden, muss dies über den ent-sprechend rangierten Binäreingang „0*&*“ (FNr ) geschehen.

Zweistufiger Schal-terversagerschutz

Bei zweistufigem Betrieb wird das Auslösekommando nach Ablauf einer Wartezeit (Adresse ) auf den lokalen zu überwachenden Abzweig-Leistungsschalter wie-derholt, normalerweise auf einen getrennten Satz von Auslösespulen des Schalters.

Reagiert der Leistungsschalter nicht auf die Auslösewiederholung, werden nach ( (Adresse ) die umliegenden Leistungsschalter ausgelöst, d.h. die der Sammel-schiene oder des betroffenen Sammelschienenabschnitts, und ggf. auch der Leis-tungsschalter am Gegenende, sofern der Fehler noch nicht beseitigt ist.

Die einzustellenden Verzögerungszeiten ergeben sich aus der maximalen Ausschalt-zeit des Leistungsschalters, der Rückfallzeit der Stromflusserfassung sowie einer Si-cherheitsmarge, die auch die Ablaufzeitstreuung berücksichtigt. Bild 2-98 verdeutlicht die Zeitabläufe an einem Beispiel. Bei sinusförmigen Strömen kann man davon aus-gehen, dass die Rückfallzeit ca. 1/2 Periode beträgt. Ist mit Stromwandlersättigung zu rechnen, sollten jedoch 11/2 Perioden veranschlagt werden.

210 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-98 Beispiel für Zeitablauf bei normaler Fehlerklärung und bei Leistungsschalter-versager mit zweistufigem Schalterversagerschutz

Einstufiger Schal-terversagerschutz

Bei einstufigem Schalterversagerschutz werden nach Ablauf einer Wartezeit ( (Adresse ) die umliegenden Leistungsschalter ausgelöst, d.h. die der Sammel-schiene oder des betroffenen Sammelschienenabschnitts, und ggf. auch der Leis-tungsschalter am Gegenende.

Die Zeit (Adresse ) wird dann auf ∞ gestellt, da sie nicht benötigt wird.

Die einzustellende Verzögerungszeit ergibt sich aus der maximalen Ausschaltzeit des Leistungsschalters, der Rückfallzeit der Stromflusserfassung sowie einer Sicherheits-marge, die auch die Ablaufzeitstreuung berücksichtigt. Bild 2-99 verdeutlicht die Zeit-abläufe an einem Beispiel. Bei sinusförmigen Strömen kann man davon ausgehen, dass die Rückfallzeit ca. 1/2 Periode beträgt. Ist mit Stromwandlersättigung zu rech-nen, sollten jedoch 11/2 Perioden veranschlagt werden.

Bild 2-99 Beispiel für Zeitablauf bei normaler Fehlerklärung und bei Leistungsschalter-versager mit einstufigem Schalterversagerschutz

Fehlereintritt

Fehlerklärungszeit normal

Kdo.Schutz

LS-Ausschaltzeit(lokal)

RückfallI> SVS

Sicher-heit

LS-Ausschaltzeit(umliegend)

Anwurf Schalter-versagerschutz

Verzögerungszeit T1Schalterversagerschutz

Kommando-wiederholung

RückfallI> SVS

Sicher-heit


Gesamt-Fehlerklärungszeit bei Schalterversager

Fehlereintritt

Fehlerklärungszeit normal

Kdo.Schutz

LS-Ausschaltzeit RückfallI> SVS

Sicher-heit

LS-Ausschaltzeit(umliegend)

Anwurf Schalter-versagerschutz


Gesamt-Fehlerklärungszeit bei Schalterversager

2117UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen




7001 SCHALTERVER-SAG.

AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Schalterversagerschutz

7011 ANWURF BIN-AUSG.

0..8 0 Anwurf über interne Binäraus-gabe

7012 ANWURF BIN-AUSG.

0..24 0 Anwurf über interne Binäraus-gabe

7015 T1 0.00..60.00 s; ∞ 0.15 s Verzögerungszeit T1 (AUS-lokal)

7016 T2 0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Verzögerungszeit T2 (AUS-Sammelschiene)


01403 >SVS block >Schalterversagerschutz blockieren

01431 >SVS Start >Schalterversagerschutz von ext. starten

01451 SVS aus Schalterversagerschutz ist ausgeschaltet

01452 SVS block Schalterversagerschutz ist blockiert

01453 SVS wirksam Schalterversagerschutz ist wirksam

01456 SVS Anr intern Schalterversager: Anregung (int. AUS)

01457 SVS Anr extern Schalterversager: Anregung (ext. AUS)

01492 SVS AUS T1 Schalterversager: AUS Stufe1 (lokal)

01494 SVS AUS T2 Schalterversager: AUS Stufe2 (Sammelsch)

01488 SVS Feh Objekt SVS-Feh: nicht bei diesem Schutzobj.

212 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2.13 Externe Einkopplungen



Direkt eingekop-pelte Kommandos

Der digitale Differentialschutz 7UT6 erlaubt, zwei beliebige Signale von externen Schutz- oder Überwachungseinrichtungen über Binäreingänge einzukoppeln, die dann in die internen Auslöse- und Meldeverarbeitung einbezogen werden. Wie die in-ternen Signale, können diese gemeldet, verzögert, auf Auslösung rangiert und auch einzeln blockiert werden. Damit ist z.B. die Einbindung mechanischer Schutzeinrich-tungen (z.B. Druckwächter, Buchholzschutz) möglich.

Die Auslösekommandos sind in die für alle Schutzfunktionen eingestellte Mindestaus-lösekommandodauer eingebunden (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Kommandodau-er“, Seite 53, Adresse ).

Bild 2-100 zeigt das Logikdiagramm dieser „direkten Einkopplungen“. Diese Logik ist insgesamt zwei mal in gleicher Weise vorhanden; die Funktionsnummern der Meldun-gen sind jeweils für die Einkopplung 1 dargestellt.

Bild 2-100 Logikdiagramm der direkten Einkopplungen — dargestellt für Einkopplung 1 (ver-einfacht)

Transformator-meldungen

Zusätzlich zu den vor beschriebenen Einkopplungen können Informationen, die ty-pisch für externe Transformatormeldungen sind, über Binäreingänge in die Meldever-arbeitung des 7UT6 eingekoppelt werden. Dies erspart es, für diese Zwecke Anwen-dermeldungen zu definieren.

Diese Meldungen umfassen Buchholz Warn-, Kessel- und Auslösemeldung, sowie Gasungswarnung des Kesselöls.

Blockiersignal bei außenliegenden Fehlern

Bei Transformatoren werden gelegentlich Druckauslöser (SPR = sudden pressure re-lay) im Kessel installiert, die bei plötzlichem Druckanstieg den Transformator abschal-ten. Ein solcher Druckanstieg kann aber nicht nur durch Trafofehler, sondern auch durch hohe durchfließende Kurzschlussströme bei außenliegendem Fehler auftreten.

Außenliegende Fehler werden in 7UT6 sehr schnell erkannt (siehe auch Abschnitt 2.2.1 unter Randtitel „Zusatzstabilisierung bei außen liegenden Fehlern“, Seite 76). Mittels der CFC-Logik lässt sich daraus ein Blockiersignal für den Druckauslöser ab-leiten. Eine solche Logik lässt sich z.B. nach Bild 2-101 realisieren.

>Einkoppl. 1FNr 04526

FNr 04532Eink1 block

FNr 04536Eink1 Anregung

&

>Eink1 blockFNr 04523

FNr 04537Eink1 AUS

T

2137UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-101 CFC-Plan für Blockierung des Drucksensors bei äußerem Fehler


Allgemeines Die direkten Einkopplungen können nur wirken und sind nur zugänglich, wenn sie bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1) unter den Adressen "! bzw. "!( als eingestellt wurden.

Unter den Adressen "! und "!( können die Funktionen einzeln - oder geschaltet oder nur das Auslösekommando ge-sperrt werden (3*().

Mittels Verzögerung können Sie die eingekoppelten Signale stabilisieren und somit den dynamischen Störabstand erhöhen. Für die Einkopplung 1 geschieht dies unter Adresse %, für die Einkopplung 2 unter Adresse (%.


"IN: "

"IN: "

"IN: "

"OUT: "


8601 EINKOPPLUNG 1 AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos

Aus Direkte Einkopplung 1

8602 T DEK1 VERZ. 0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Verzögerungszeit Direkte Eink.1

8701 EINKOPPLUNG 2 AusEinBlockierung des Auslöse-kommandos


8702 T DEK2 VERZ. 0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Verzögerungszeit Direkte Eink.2

214 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




04523 >Eink1 block >Blockierung der Direkten Einkopplung 1

04526 >Einkoppl. 1 >Einkopplung eines externen Kommandos 1

04531 Eink1 aus Einkopplung 1 ist ausgeschaltet

04532 Eink1 block Einkopplung 1 ist blockiert

04533 Eink1 wirksam Einkopplung 1 ist wirksam

04536 Eink1 Anregung Anregung Einkopplung 1

04537 Eink1 AUS Auslösung Einkopplung 1

04543 >Eink2 block >Blockierung der Direkten Einkopplung 2

04546 >Einkoppl. 2 >Einkopplung eines externen Kommandos 2

04551 Eink2 aus Einkopplung 2 ist ausgeschaltet

04552 Eink2 block Einkopplung 2 ist blockiert

04553 Eink2 wirksam Einkopplung 2 ist wirksam

04556 Eink2 Anregung Anregung Einkopplung 2

04557 Eink2 AUS Auslösung Einkopplung 2


00390 >Gas in Öl grö. >Zulässige Menge Gas in Öl überschritten

00391 >Buchh. Warnung >Buchholzschutz: Warnsignal

00392 >Buchh. Meldung >Buchholzschutz: Auslösemeldung

00393 >Buchh. Kessel >Buchholzschutz: Kesselüberwachung

2157UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.14 Überwachungsfunktionen

Das Gerät verfügt über umfangreiche Überwachungsfunktionen, sowohl der Geräte-Hardware als auch der Software; auch die Messgrößen werden kontinuierlich auf Plausibilität kontrolliert, so dass auch die Stromwandlerkreise weitgehend in die Über-wachung einbezogen sind. Weiterhin ist es möglich, über entsprechend verfügbare Bi-näreingänge eine Auslösekreisüberwachung zu realisieren.


2.14.1.1 Hardware-Überwachungen

Das Gerät wird von den Messeingängen bis zu den Ausgaberelais überwacht. Über-wachungsschaltungen und Prozessor prüfen die Hardware auf Fehler und Unzuläs-sigkeiten.

Hilfs- und Referenz-spannungen

Die Prozessorspannung von 5 V wird von der Hardware überwacht, da der Prozessor bei Unterschreiten des Mindestwertes nicht mehr funktionsfähig ist. Das Gerät wird in diesem Fall außer Betrieb gesetzt. Bei Wiederkehren der Spannung wird das Prozes-sorsystem neu gestartet.

Ausfall oder Abschalten der Versorgungsspannung setzt das Gerät außer Betrieb; Meldung erfolgt über den „Lifekontakt“ (wahlweise als Öffner oder Schließer). Kurzzei-tige Hilfsspannungseinbrüche <50 ms stören die Bereitschaft des Gerätes nicht (sie-he auch Abschnitt 4.1.2 in den Technischen Daten).

Der Prozessor überwacht die Offsetspannung des ADU (Analog-Digital-Umsetzer). Bei unzulässigen Abweichungen wird der Schutz gesperrt; dauerhafte Fehler werden gemeldet (Meldung: „*3&445.“, FNr ).

Pufferbatterie Die Pufferbatterie, die bei Ausfall der Hilfsspannung den Weitergang der internen Uhr und die Speicherung von Zählern und Meldungen sichert, wird zyklisch auf ihren La-dezustand überprüft. Bei Unterschreiten der zulässigen Minimalspannung wird die Meldung „*3&6**&“ (FNr ) abgegeben.

Speicherbausteine Die Arbeitsspeicher (RAM) werden beim Anlauf des Systems getestet. Tritt dabei ein Fehler auf, wird der Anlauf abgebrochen, eine LED blinkt. Während des Betriebs wer-den die Speicher mit Hilfe ihrer Checksumme überprüft.

Für den Programmspeicher wird zyklisch die Quersumme gebildet und mit der hinter-legten Programmquersumme verglichen.

Für den Parameterspeicher wird zyklisch die Quersumme gebildet und mit der bei je-dem Einstellvorgang neu ermittelten Quersumme verglichen.

Bei Auftreten eines Fehlers wird das Prozessorsystem neu gestartet.

216 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Abtastung Die Abtastfrequenz und die Synchronität zwischen den ADU (Analog-Digital-Umset-zern) wird laufend überwacht. Lassen sich etwaige Abweichungen nicht durch erneute Synchronisation beheben, geht das Gerät außer Betrieb, und die rote LED „ERROR“ leuchtet auf. Das Bereitschaftsrelais fällt ab und meldet mit seinem „Life-Kontakt“ die Störung.

2.14.1.2 Software-Überwachungen

Watchdog Zur kontinuierlichen Überwachung der Programmabläufe ist eine Zeitüberwachung in der Hardware (Hardware-Watchdog) vorgesehen, die bei Ausfall des Prozessors oder einem außer Tritt geratenen Programm abläuft und das Zurücksetzen des Prozessor-systems mit komplettem Wiederanlauf auslöst.

Ein weiterer Software-Watchdog sorgt dafür, dass Fehler bei der Verarbeitung der Programme entdeckt werden. Dieser löst ebenfalls ein Rücksetzen des Prozessors aus.

Sofern ein solcher Fehler durch den Wiederanlauf nicht behoben ist, wird ein weiterer Wiederanlaufversuch gestartet. Nach dreimaligem erfolglosen Wiederanlauf inner-halb 30 s nimmt sich der Schutz selbsttätig außer Betrieb, und die rote LED „ERROR“ leuchtet auf. Das Bereitschaftsrelais („Lifekontakt“) fällt ab und gibt eine Meldung ab (wahlweise als Öffner oder Schließer).

2.14.1.3 Überwachungen der Messgrößen

Unterbrechungen oder Kurzschlüsse in den Sekundärkreisen der Stromwandler, so-wie Fehler in den Anschlüssen der Strom- und Spannungswandler (wichtig bei Inbe-triebnahme!) werden vom Gerät weitgehend erkannt und gemeldet. Hierzu werden die Messgrößen im Hintergrund zyklisch überprüft, solange kein Störfall läuft.

Stromsymmetrie Im fehlerfreien Dreiphasennetz ist von einer gewissen Symmetrie der Ströme auszu-gehen. Diese Symmetrie wird im Gerät durch eine Betragsüberwachung für jede 3-phasige Messstelle kontrolliert. Dabei wird der kleinste Phasenstrom in Relation zum größten gesetzt. Auf Unsymmetrie wird erkannt, wenn (z.B. für Messstelle 1)

|Imin| / |Imax| < + solange Imax / IN > + ! / IN

Dabei ist Imax der Größte der drei Leiterströme und Imin der Kleinste. Der Symme-triefaktor + ist das Maß für die Unsymmetrie der Leiterströme, der Grenzwert + ! ist die untere Grenze des Arbeitsbereiches dieser Über-wachung (siehe Bild 2-102). Beide Parameter sind einstellbar. Das Rückfallverhältnis beträgt ca. 95 %.

Die Symmetrieüberwachung ist für jede 3-phasige Messstelle getrennt vorhanden. Beim einphasigen Sammelschienendifferentialschutz ergibt sie keinen Sinn und ist außer Funktion. Die Störung wird für die entsprechende Messstelle z.B. mit „*3&.!4$77“ (FNr ) gemeldet. Gemeinsam erscheint auch die Meldung „*3&!4$77“ (FNr ).

2177UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-102 Stromsymmetrieüberwachung

Spannungs-symmetrie

Im fehlerfreien Netzbetrieb ist von einer gewissen Symmetrie der Spannungen auszu-gehen. Sofern Messspannungen angeschlossen sind, wird diese Symmetrie im Gerät durch eine Betragsüberwachung kontrolliert. Dabei werden die Leiter-Erde-Spannun-gen herangezogen. Es wird die kleinste Leiter-Erde-Spannung in Relation zur größten gesetzt. Auf Unsymmetrie wird erkannt, wenn

|Umin| / |Umax| < + solange |Umax| > +!

Dabei ist Umax die größte der drei verketteten Spannungen und Umin die kleinste. Der Symmetriefaktor + ist das Maß für die Unsymmetrie der Spannungen, der Grenzwert +! ist die untere Grenze des Arbeitsbereiches dieser Überwa-chung (siehe Bild 2-103). Beide Parameter sind einstellbar. Das Rückfallverhältnis be-trägt ca. 97 %.

Diese Störung wird mit „*3&4$77“ gemeldet.

Bild 2-103 Spannungssymmetrieüberwachung

Spannungssumme Wenn das Gerät über Spannungsmesseingänge verfügt und diese verwendet wer-den, ist eine Spannungssummenüberwachung möglich. Diese setzt weiterhin voraus, dass der 4. Spannungseingang U4 des Gerätes an die Verlagerungsspannung (e-n-Spannung von offener Dreieckswicklung) des gleichen Spannungswandlersatzes oder eines damit galvanisch gleichwertigen Spannungswandlersatzes angeschlossen ist. Dann muss die Summe der drei digitalisierten Phasenspannungen gleich der drei-fachen Nullspannung sein. Auf Fehler in den Spannungskreisen wird erkannt, wenn

UF = |UL1 + UL2 + UL3 – kU · UEN| > 25 V.

IminIN

Steigung:

ImaxIN

„Störung Isymm“

UminV

Steigung:

UmaxV

„Störung Usymm“

218 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Dabei berücksichtigt der Faktor kU unterschiedliche Übersetzung zwischen dem Ver-lagerungsspannungseingang und den Phasenspannungseingängen. Über die Ein-stellung der Nennspannungen (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Spannungswandler-daten“, Seite 49) ist das Gerät über diese Daten informiert. Das Rückfallverhältnis be-trägt ca. 97 %.

Diese Störung wird mit „*3&Σ-8“ gemeldet.

Stromdrehfeld Zum Erkennen eventuell vertauschter Anschlüsse in den Strompfaden wird bei drei-phasiger Anwendung der Drehsinn der Leiterströme durch Kontrolle der Reihenfolge der (vorzeichengleichen) Nulldurchgänge der Ströme für jede 3-phasige Messstelle überprüft. Beim einphasigen Sammelschienendifferentialschutz und Einphasentrans-formator ergibt dies keinen Sinn und ist außer Funktion.

Insbesondere der Schieflastschutz ist darauf angewiesen, dass das Drehfeld ein Rechts-Drehfeld ist. Hat das geschützte Objekt ein Linksdrehfeld, so muss dies bei der Einstellung der allgemeinen Anlagendaten (Abschnitt 2.1.3 unter „Phasenfolge“, Seite 36) berücksichtigt sein.

Der Drehsinn wird bei einem Rechts-Drehfeld durch Kontrolle der Phasenfolge der Ströme

IL1 vor IL2 vor IL3

überprüft. Die Kontrolle des Stromdrehfeldes erfordern einen Mindeststrom von

|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN.

Weicht das gemessene Drehfeld vom eingestellten ab, wird die Meldung für die ent-sprechenden Messstelle abgegeben, z.B. „*3&.9&8+.!“ (FNr ). Ge-meinsam erscheint auch die Meldung „*3&.9&8+!“ (FNr ).

Spannungsdreh-feld

Wenn das Gerät über Spannungsmesseingänge verfügt und diese verwendet wer-den, wird auch deren Drehfeld überwacht. Dies geschieht bei einem Rechts-Drehfeld durch Kontrolle der Phasenfolge der Spannungen

UL1 vor UL2 vor UL3.

Diese Kontrolle findet statt, wenn jede Messspannung eine Mindestgröße von

|UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3

hat. Bei falschem Drehfeld wird die Meldung „*3&9&8+“ (FNr ) ab-gegeben.

Drahtbruch Die Drahtbruchüberwachung soll im stationären Betrieb Unterbrechungen im Sekun-därkreis der Stromwandler erkennen. Neben der Gefährdung im Sekundärkreis durch hohe Spannungen täuschen solche Unterbrechungen dem Differentialschutz Diffe-renzströme vor, wie sie auch von Kurzschlüssen im Schutzobjekt hervorgerufen wer-den.

Die Drahtbruchüberwachung überwacht das dynamische Verhalten der Ströme jeder Phase für jede Messstelle. Dazu werden die Momentanwerte der Ströme auf Plausi-bilität überprüft. Entspricht ein einzelner Strom nicht dem Erwartungswert, obwohl die übrigen Ströme stationär weiter fließen, kann mit einem Drahtbruch gerechnet wer-den. Weiter wird überprüft, ob dieser Strom stark abnimmt bzw. auf Null springt (von >0,1·IN) oder keinen Nulldurchgang mehr aufweist. Gleichzeitig dürfen die Ströme an-derer Phasen nicht über 2·IN liegen.

Der Differentialschutz und der Erdfehlerdifferentialschutz werden blockiert. Ebenso werden die Schutzfunktionen blockiert, die auf unsymmetrische Ströme ansprechen,

2197UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

sofern der fehlerhaften Messstelle zugeordnet sind: der Überstromzeitschutz für Null-strom und der Schieflastschutz. Das Gerät gibt die Meldung „9&8*"&18“ mit Anga-be der Phase und der Messstelle aus.

Die Blockierung wird wieder aufgehoben, sobald bei dem betroffenen Gerät in der be-troffenen Phase wieder Stromfluss registriert wird.

Der Erkennung eines Drahtbruchs sind technische Grenzen gesetzt. Ein Drahtbruch im Sekundärstromkreis kann natürlich nur erkannt werden, wenn in der entsprechen-den Phase ein Strom geflossen ist. Auch ein Drahtbruch im Stromnulldurchgang ist nicht immer zuverlässig zu erkennen. Außerdem kann kein Erwartungswert gebildet werden, wenn die Frequenz außerhalb des Funktionsbereiches (fN ± 10 %) liegt.

Zu Beachten ist, dass elektronische Prüfeinrichtungen nicht das Verhalten eines Leis-tungsschalters haben, so dass es hier bei Prüfung zu einer Anregung kommen kann.

2.14.1.4 Auslösekreisüberwachung

Der Differentialschutz 7UT6 verfügt über eine integrierte Auslösekreisüberwachung. Je nach Anzahl der noch verfügbaren nicht gewurzelten Binäreingänge kann zwi-schen der Überwachung mit einer oder mit zwei Binäreingaben gewählt werden. Ent-spricht die Rangierung der hierfür benötigten Binäreingaben nicht der vorgewählten Überwachungsart, so erfolgt eine diesbezügliche Meldung („:/.;8&“).

Überwachung mit zwei Binäreingän-gen

Bei Verwendung von zwei Binäreingängen werden diese gemäß Bild 2-104 einerseits parallel zum zugehörigen Kommandorelaiskontakt des Schutzes, andererseits paral-lel zum Leistungsschalterhilfskontakt angeschlossen.

Voraussetzung für den Einsatz der Auslösekreisüberwachung ist, dass die Steuer-spannung für den Leistungsschalter größer ist als die Summe der Mindestspannungs-abfälle an den beiden Binäreingängen (USt > 2·UBEmin). Da je Binäreingang mindes-tens 19 V notwendig sind, ist die Überwachung nur bei einer anlagenseitigen Steuer-spannung über 38 V anwendbar.

Bild 2-104 Prinzip der Auslösekreisüberwachung mit zwei Binäreingängen

L–

L+

KR

HiKo2HiKo1

UBE1

UBE2

>AKU Kdo.Rel.

>AKU LS

USt7UT6

7UT6

LSSLS

Legende:

KR — KommandorelaiskontaktLS — Leistungsschalter LSS — LeistungsschalterspuleHiKo1 — Leistungsschalter-Hilfskontakt (Schließer) HiKo2 — Leistungsschalter-Hilfskontakt (Öffner)

USt — Steuerspannung (Auslösespannung) UBE1 — Eingangsspannung für 1. Binäreingang UBE2 — Eingangsspannung für 2. Binäreingang

Hinweis: Der Leistungsschalter ist in geschlossenem Zu-stand dargestellt.

FNr

FNr

220 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Je nach Schaltzustand von Kommandorelais und Leistungsschalter werden dabei die Binäreingaben angesteuert (logischer Zustand „H“ in Tabelle 2-8) oder kurzgeschlos-sen (logischer Zustand „L“).

Der Zustand, dass beide Binäreingänge nicht erregt („L“) sind, ist bei intakten Auslö-sekreisen nur während einer kurzen Übergangsphase (Kommandorelaiskontakt ist geschlossen, aber Leistungsschalter hat noch nicht geöffnet) möglich.

Ein dauerhaftes Auftreten dieses Zustandes ist nur bei Unterbrechung oder Kurz-schluss des Auslösekreises, sowie bei Ausfall der Batteriespannung denkbar und wird deshalb als Überwachungskriterium herangezogen.

Die Zustände der beiden Binäreingänge werden periodisch abgefragt. Eine Abfrage erfolgt etwa alle 500 ms. Erst wenn n = 3 solcher aufeinander folgender Zustandsab-fragen einen Fehler erkennen, wird eine Fehlermeldung abgesetzt (siehe Bild 2-105). Durch diese Messwiederholungen wird die Verzögerungszeit der Störmeldung be-stimmt und damit eine Störmeldung bei kurzzeitigen Übergangsphasen vermieden. Nach Beseitigung der Störung im Auslösekreis fällt die Störmeldung nach der gleichen Zeit automatisch zurück.

Bild 2-105 Logikdiagramm der Auslösekreisüberwachung mit zwei Binäreingängen (verein-facht)

Überwachung mit einem Binärein-gang

Die Binäreingabe wird gemäß Bild 2-106 parallel zum zugehörigen Kommandorelais-kontakt des Schutzgerätes angeschlossen. Der Leistungsschalterhilfskontakt ist mit-tels eines hochohmigen Ersatzwiderstands R überbrückt.

Die Steuerspannung für den Leistungsschalter sollte mindestens doppelt so groß sein wie der Mindestspannungsabfall an dem Binäreingang (USt > 2·UBEmin). Da für den Binäreingang mindestens 19 V notwendig sind, ist die Überwachung bei einer anla-genseitigen Steuerspannung über etwa 38 V anwendbar.

Hinweise zur Berechnung des Ersatzwiderstandes R sind in Abschnitt 3.1.2 unter Randtitel „Auslösekreisüberwachung“ gegeben.

Tabelle 2-8 Zustandstabelle der Binäreingänge in Abhängigkeit von KR und LS

Nr. Kommando-relais

Leistungs-schalter

HiKo 1 HiKo 2 BE 1 BE 2

1 offen EIN geschlossen offen H L

2 offen AUS offen geschlossen H H

3 geschlossen EIN geschlossen offen L L

4 geschlossen AUS offen geschlossen L H

&>AKU Kdo.Rel.

>AKU LS

TT

T ca.

FNr

FNr

FNr

1 bis 2 s

Störung Auskr.

2217UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Bild 2-106 Prinzip der Auslösekreisüberwachung mit einem Binäreingang

Im normalen Betriebsfall ist bei offenem Kommandorelaiskontakt und intaktem Auslö-sekreis die Binäreingabe angesteuert (logischer Zustand „H“), da der Überwachungs-kreis über den Hilfskontakt (bei geschlossenem Leistungsschalter) oder über den Er-satzwiderstand R geschlossen ist. Nur solange das Kommandorelais geschlossen ist, ist der Binäreingang kurzgeschlossen und damit entregt (logischer Zustand „L“).

Wenn der Binäreingang im Betrieb dauernd entregt ist, lässt dies auf eine Unterbre-chung im Auslösekreis oder auf Ausfall der (Auslöse-) Steuerspannung schließen.

Da die Auslösekreisüberwachung während eines Störfalls nicht arbeitet, führt der ge-schlossene Kommandokontakt nicht zu einer Störmeldung. Arbeiten jedoch auch Kommandokontakte von anderen Geräten parallel auf den Auslösekreis, muss die Störmeldung verzögert werden (siehe auch Bild 2-107). Nach Beseitigung der Störung im Auslösekreis fällt die Störmeldung nach der gleichen Zeit automatisch zurück.

Bild 2-107 Logikdiagramm der Auslösekreisüberwachung mit einem Binäreingang (verein-facht)

2.14.1.5 Fehlerreaktionen

Je nach Art der entdeckten Störung wird eine Meldung abgesetzt, ein Wiederanlauf des Prozessorsystems gestartet oder das Gerät außer Betrieb genommen. Nach drei erfolglosen Wiederanlaufversuchen wird das Gerät ebenfalls außer Betrieb genom-men. Das Bereitschaftsrelais fällt ab und meldet mit seinem Öffner (Life-Kontakt), dass das Gerät gestört ist. Außerdem leuchtet die rote LED „ERROR“ auf der Front-kappe, sofern die interne Hilfsspannung vorhanden ist, und die grüne LED „RUN“ er-lischt. Fällt auch die interne Hilfsspannung aus, sind alle LED dunkel. Tabelle 2-9 zeigt eine Zusammenfassung der wichtigsten Überwachungsfunktionen und der Fehlerre-aktion des Gerätes.

L–

L+

KR

HiKo2HiKo1

UBE

USt7UT6

7UT6

LSSLS

Legende:

KR — KommandorelaiskontaktLS — Leistungsschalter LSS — LeistungsschalterspuleHiKo1 — Leistungsschalter-Hilfskontakt (Schließer) HiKo2 — Leistungsschalter-Hilfskontakt (Öffner)R — Ersatzwiderstand

USt — Steuerspannung (Auslösespannung) UBE — Eingangsspannung für Binäreingang UR — Spannung am Ersatzwiderstand

Hinweis: Der Leistungsschalter ist in geschlossenem Zustand dargestellt.

R

>AKU Kdo.Rel.FNr

UR

&>AKU Kdo.Rel.

Störfall läuft

TT

FNr FNr

Störung Auskr.ca. 300 s

222 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Tabelle 2-9 Zusammenfassung der Fehlerreaktionen des Gerätes

Überwachung mögliche Ursachen Fehlerreaktion Meldung Ausgabe

Hilfsspannungsausfall extern (Hilfsspannung)intern (Umrichter)

Gerät außer Betrieb o.ggf. Meldung

alle LED dunkel GOK2) fällt ab

Messwerterfassung intern (Umrichter oder Un-terbrechung, Abtastung)

Schutz außer Betrieb, Meldung

LED „ERROR“ „*3&445.“

GOK2) fällt ab

intern (Offset) Schutz außer Betrieb, Meldung

LED „ERROR“ „*3&.<++4*“

GOK2) fällt ab

Hardware-Watchdog intern (Prozessorausfall) Gerät außer Betrieb LED „ERROR“ GOK2) fällt ab

Software-Watchdog intern (Programmablauf) Wiederanlaufversuch1) LED „ERROR“ GOK2) fällt ab

Arbeitsspeicher intern (RAM) Wiederanlaufversuch1), Abbruch des AnlaufsGerät außer Betrieb

LED blinkt GOK2) fällt ab

Programmspeicher intern (EPROM) Wiederanlaufversuch 1) LED „ERROR“ GOK2) fällt ab

Parameterspeicher intern (EEPROM oder RAM)

Wiederanlaufversuch 1) LED „ERROR“ GOK2) fällt ab

1 A/5 A/0,1 A-Einstellung

Brückenstellung 1/5/0,1 A falsch

MeldungenSchutz außer Betrieb

„!(+418“ (mit Angabe der Messstelle)LED „ERROR“

GOK2) fällt ab

Kalibrierdaten intern (Gerät nicht kalib-riert)

Meldung:Verwendung von De-faultwerten

„*3&."185.“ wie rangiert

Pufferbatterie intern (Pufferbatterie) Meldung „*3&6**&“ wie rangiert

Uhr Zeitsynchronisierung Meldung „*3&8&“ wie rangiert

Baugruppen Baugruppe entspricht nicht der MLFB

MeldungenSchutz außer Betrieb

„*3&6= ... “ und ggf. „*3&445.“

GOK2) fällt ab

Schnittstellenmodule Schnittstelle defekt Meldung „*3&)6 (>,9)“

wie rangiert

Thermobox-Anschluss keine oder falsche An-zahl Thermobox(en)

Überlastschutz außer Betrieb; Meldung

„*3&.28.6)?“ od.„*3&.28.6)?“

wie rangiert

Stromsymmetrie extern (Anlage oder Stromwandler)

Meldungmit Angabe der Mess-stelle

„*3&.!4$77... “ (Messstelle)„*3&!4$77“

wie rangiert

Spannungssumme intern (Messwerterfas-sung)

Meldung „*3&Σ-8“ wie rangiert

Spannungssymmetrie extern (Anlage oder Spannungswandler)

Meldung „*3&4$77“ wie rangiert

Drehfeld extern (Anlage oder Anschluss)

Meldungmit Angabe der Mess-stelle

„*3&.9&8+.! ... M5“ (Messstelle)„*3&.9&8+!“„*3&9&8+“

wie rangiert

Auslösekreisüberwa-chung

extern (Auslösekreis oder Steuerspannung)

Meldung „*3&4#&.“ wie rangiert

1) Nach drei erfolglosen Wiederanläufen wird das Gerät außer Betrieb gesetzt 2) GOK = „Gerät Okay“ = Bereitschaftsrelais („Life-Kontakt“)

2237UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.14.1.6 Sammelmeldungen

Bestimmte Meldungen der Überwachungsfunktionen sind zu Sammelmeldungen zu-sammengefasst. Tabelle 2-10 zeigt diese Sammelmeldungen und ihre Zusammenset-zung. Dabei sind auch Mehrfachschachtelungen möglich, so geht z.B. die Meldung „*3&.9&8+.!“ (für die einzelne Messstelle) in die Sammelmeldung der Strom-drehfeldüberwachungen ein, diese wiederum als Meldung „*3&.9&8+!“ in die Gesamtphasenfolgeüberwachung, die als „*3&.%8;)“ Teil der Warnsam-melmeldung ist.

Beachten Sie auch, dass nur solche Einzelmeldungen in Sammelmeldungen einge-hen können, die in der vorliegenden Geräteversion und Konfigurierung möglich sind.

Tabelle 2-10 Sammelmeldungen

Sammelmeldung ZusammensetzungFNr Bezeichnung FNr Bedeutung

00163 Stromsymmetrie 3011030111301123011330114

Stör. Isymm M1Stör. Isymm M2Stör. Isymm M3Stör. Isymm M4Stör. Isymm M5

00161 Messwertüberwachung I (Messwertüberwachungen ohne Einfluss auf die Schutzfunktionen)

00163 Störung Isymm

00164 Messwertüberwachung U (Messwertüberwachungen ohne Einfluss auf die Schutzfunktionen)

0016500167

Störung ΣUpheStörung Usymm

00175 Störung Drehfeld I 3011530116301173011830119

Stör.Drehf.I M1Stör.Drehf.I M2Stör.Drehf.I M3Stör.Drehf.I M4Stör.Drehf.I M5

00176 Störung Drehfeld U 00176 Stör Drehfeld U

00171 Störung Phasenfolge (Messwertüberwachungen ohne Einfluss auf die Schutzfunktionen)

0017500176

Stör.Drehfeld IStör Drehfeld U

224 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


00160 Warnsammelmeldung(Störungen oder Konfigurationsfehler ohne Einfluss auf die Schutzfunktionen)

00161001640017100193001770019800199002000006830135301363013730138301393014030141301423014330144

Messw.-Überw.IMessw.-Überw.UStör. Ph-FolgeStör.Abgleichw.Stör BatterieStörung Modul BStörung Modul CStörung Modul DStörung UhrWid. LS-Pos. M1Wid. LS-Pos. M2Wid. LS-Pos. M3Wid. LS-Pos. M4Wid. LS-Pos. M5Wid. LS-Pos. S1Wid. LS-Pos. S2Wid. LS-Pos. S3Wid. LS-Pos. S4Wid. LS-Pos. S5

00192 IN-Brücken ungleich IN-Einstellung 30097300983009930100301013010230103301043010530106301073010830109

IN falsch IM1IN falsch IM2IN falsch IM3IN falsch IM4IN falsch IM5IN falsch I1..3IN falsch I4..6IN falsch I7..9IN fals I10..12IN falsch IZ1IN falsch IZ2IN falsch IZ3IN falsch IZ4

00181 Störung Messwerte (schwere Konfigurations- oder Mess-wertfehler mit Sperrung aller Schutz-funktionen)

00190001830018400185001860018700188001890019200191

Störung BG0Störung BG1Störung BG2Störung BG3Störung BG4Störung BG5Störung BG6Störung BG7IN falschStör. Offset

00140 Störsammelmeldung (Probleme, die zur teilweisen Sperrung von Schutzfunktionen oder vollständi-gen Sperrung führen)

0018100264002670025130145

Störung Messw.Stör. Th.Box 1Stör. Th.Box 2DrahtbruchStör.Messst.Frei

Tabelle 2-10 Sammelmeldungen

Sammelmeldung ZusammensetzungFNr Bezeichnung FNr Bedeutung

2257UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.14.1.7 Parametrierfehler

Wenn die Einstellungen der Konfigurations- und Funktionsparameter in der Reihenfol-ge dieses Kapitels vorgenommen wird, sollten widersprüchliche Einstellungen selten vorkommen. Trotzdem ist es natürlich möglich, dass nachträgliche Änderungen in be-stimmten Einstellungen und/oder bei der Rangierung der binären Ein- und Ausgänge sowie bei der Zuordnung der Messeingänge zu Inkonsistenzen führen, die die ord-nungsgemäße Operation der Schutz- und Zusatzfunktionen gefährden.

Das Gerät 7UT6 kontrolliert die Einstellungen auf Konsistenz und meldet, wenn Ein-stellungen widersprüchlich sind. Zum Beispiel kann der Erdfehlerdifferentialschutz nicht eingesetzt sein, wenn kein Messeingang für den Sternpunktstrom zwischen Sternpunktzuführung des Schutzobjektes und dem Erder zugeordnet ist.

Diese Inkonsistenzen werden unter den Betriebsmeldungen und den Spontanmeldun-gen ausgegeben. Tabelle 3-23 in Abschnitt 3.3.5 (Seite 312) zeigt eine Übersicht.


Messwertüberwa-chungen

Die Empfindlichkeit der Messwertüberwachungen kann verändert werden. Werkssei-tig sind bereits Erfahrungswerte voreingestellt, die in den meisten Fällen ausreichend sind. Ist im Anwendungsfall mit besonders hohen betrieblichen Unsymmetrien der Ströme und/oder Spannungen zu rechnen oder stellt sich im Betrieb heraus, dass die-se oder jene Überwachung sporadisch anspricht, sollte sie unempfindlicher eingestellt werden.

In Adresse + kann die Symmetrieüberwachung für die Ströme - oder geschaltet werden, unter Adresse + für die Span-nungen (falls verfügbar).

In Adresse " kann die Drehfeldüberwachung für die Ströme - oder geschaltet werden, unter Adresse " für die Spannungen (falls verfügbar).

In Adresse kann die Spannungssummenüberwachung - oder geschaltet werden (falls verfügbar).

Adresse + ! bestimmt für die Stromsymmetrie der Messstelle 1 den Grenzstrom, oberhalb dessen die Symmetrieüberwachung wirksam ist (siehe auch Bild 2-102). Adresse + ist der zugehörige Symmetriefaktor, d.h. die Steigung der Symmetriekennlinie (Bild 2-102).

Entsprechendes gilt für die weiteren Messstellen, soweit vorhanden und zugeordnet: Adresse + !( und + ( für Messstelle 2, Adresse + ! und + für Messstelle 3, Adresse + !) und + ) für Messstelle 4, Adresse + !* und + * für Messstelle 5.

Adresse +! bestimmt für die Spannungssymmetrie die Grenzspan-nung, oberhalb deren die Symmetrieüberwachung wirksam ist (siehe auch Bild 2-103). Adresse + ist der zugehörige Symmetriefaktor, d.h. die Stei-gung der Symmetriekennlinie (Bild 2-103).

In Adresse #& kann die Drahtbruchüberwachung - oder geschaltet werden.

226 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Auslösekreisüber-wachung

Bei der Konfigurierung wurde unter Adresse #& (Abschnitt 2.1.1) die Anzahl der Binäreingänge je Überwachungskreis eingestellt. Entspricht die Ran-gierung der hierfür benötigten Binäreingaben nicht der vorgewählten Überwachungs-art, so erfolgt eine diesbezügliche Meldung („:/.;8&“).

Die Auslösekreisüberwachung kann in Adresse #& - oder geschaltet werden.


In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundä-ren Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zu-sätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.


8101 SYMMETRIE I EinAus

Aus Symmetrieüberwachung I

8102 SYMMETRIE U EinAus

Aus Symmetrieüberwachung U

8104 SUMME U EinAus

Aus Summenüberwachung U

8105 DREHFELD I EinAus

Aus Drehfeldüberwachung I

8106 DREHFELD U EinAus

Aus Drehfeldüberwachung U

8111 SYM.IGRENZ M1 0.10..1.00 A 0.50 A Symmetrie Iph: Ansprechwert

8112 SYM.FAK. I M1 0.10..0.90 0.50 Symmetrie Iph: Kennlinienstei-gung









8161 SYM.UGRENZ 10..100 V 50 V Symmetrie U: Ansprechwert

2277UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen


8162 SYM.FAK. U 0.58..0.90 0.75 Symmetrie U: Kennlinienstei-gung


8401 DRAHTBRUCH-ÜBERW

AusEin

Aus Drahtbruchüberwachung


8201 AUSKREISÜBERW. EinAus

Aus Auslösekreisüberwachung



00161 Messw.-Überw.I Messwertüberwachung I, Sammelmeldung

00163 Störung Isymm Störung Messwert Stromsymmetrie

30110 Stör. Isymm M1 Störung Messwert Stromsymmetrie Messst.1





00164 Messw.-Überw.U Messwertüberwachung U, Sammelmeldung

00165 Störung ΣUphe Störung Messwert Summe U (Ph-E)

00167 Störung Usymm Störung Messwert Spannungssymmetrie

00171 Stör. Ph-Folge Störung Phasenfolge

00175 Stör.Drehfeld I Störung Drehfeld I

30115 Stör.Drehf.I M1 Störung Drehfeld I Messstelle 1





00176 Stör Drehfeld U Störung Drehfeld U


Stör SysSS Störung Systemschnittstelle

Stör FMS 1 Störung FMS LWL 1

228 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Stör FMS 2 Störung FMS LWL 2

00110 Meld.verloren Meldungen verloren

00113 Marke verloren Marke verloren

00140 Stör-Sammelmel. Störungssammelmeldung

00181 Störung Messw. HW-Störung: Messwerterfassung

00190 Störung BG0 Störung Baugruppe 0








00192 IN falsch HW-Störung: IN-Brücke ungleich IN-Par.

30097 IN falsch IM1 HW-Störung: IN-Brücke ungl. IN-Par. IM1





30102 IN falsch I1..3 HW-Störung: IN-Brücke ungl. IN-Par I1..3



30105 IN fals I10..12 HW-Stör.: IN-Brücke ungl. IN-Par I10..12

30106 IN falsch IZ1 HW-Störung: IN-Brücke ungl. IN-Par. IZ1




00191 Stör. Offset HW-Störung: Offset

00264 Stör. Th.Box 1 Störung Thermobox 1

00267 Stör. Th.Box 2 Störung Thermobox 2

30145 Stör.MessstFrei Störung Messstellenfreischaltung

30054 Drahtbruch aus Drahtbruchüberwachung ausgeschaltet

00251 Drahtbruch Drahtbruch

30120 Drahtbr. IL1M1 Drahtbruch IL1 Messstelle 1




2297UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen













00160 Warn-Sammelmel. Warnungssammelmeldung

00193 Stör.Abgleichw. HW-Stör:Abgleichwerte Analogeing. ungült

00177 Stör Batterie HW-Störung: Batterie leer

00068 Störung Uhr Störung Uhr

00198 Störung Modul B Störung Modul Port B

00199 Störung Modul C Störung Modul Port C

00200 Störung Modul D Störung Modul Port D

30135 Wid. LS-Pos. M1 Widerspr. an M1: Hiko offen/Strom fließt





30140 Wid. LS-Pos. S1 Widerspr. an S1: Hiko offen/Strom fließt






06851 >AKU block >Auslösekreisüberw. blockieren

06852 >AKU Kdo.Rel. >KR-Hilfskontakt für Auslösekreisüberw.

06853 >AKU LS >LS-Hilfskontakt für Auslösekreisüberw.

06861 AKU aus Auslösekreisüberw. ist ausgeschaltet

06862 AKU block Auslösekreisüberw. ist blockiert

06863 AKU wirksam Auslösekreisüberw. ist wirksam


230 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


06864 AKU Rang.Fehler Auslösekreisüb. unwirk., da BE n. rang.

06865 Störung Auskr. Störung Auslösekreis


2317UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.15 Funktionssteuerung

Die Funktionssteuerung ist die Steuerzentrale des Gerätes. Sie koordiniert den Ablauf der Schutz- und Zusatzfunktionen, verarbeitet deren Entscheidungen und die Infor-mationen, die von der Anlage kommen. Insbesondere gehören dazu

• Zustandserkennung der Leistungsschalterstellung(en),

• Anregelogik,

• Auslöselogik.

2.15.1 Anregelogik des Gesamtgerätes

Generalanregung Die Anregesignale aller Schutzfunktionen werden mit ODER verknüpft und führen zur Generalanregung des Gerätes. Sie wird mit „=&.&“ gemeldet. Wenn kei-ne Schutzfunktion des Gerätes mehr angeregt ist, wird „=&.&“ zurückge-setzt (Meldung „=eht“).

Die Generalanregung ist Voraussetzung für eine Reihe interner und externer Folge-funktionen. Zu den internen Funktionen, die von der Generalanregung gesteuert wer-den, gehören:

• Eröffnung eines Störfalls: Von Beginn der Generalanregung bis zum Rückfall wer-den alle Störfallmeldungen in das Störfallprotokoll eingetragen.

• Initialisierung der Störwertspeicherung: Die Speicherung und Bereithaltung von Störwerten kann zusätzlich vom Auftreten eines Auslösekommandos abhängig ge-macht werden.

• Erzeugung von Spontananzeigen: Bestimmte Störfallmeldungen können als sog. Spontananzeigen im Display des Gerätes angezeigt werden (siehe unten „Sponta-ne Anzeigen“). Diese Anzeige kann zusätzlich vom Auftreten eines Auslösekom-mandos abhängig gemacht werden.

Externe Funktionen können über einen Ausgangskontakt gesteuert werden, z.B.

• Start weiterer Zusatzgeräte o.Ä.

Spontane Anzeigen Spontane Anzeigen sind Störfallmeldungen, die automatisch nach Generalanregung des Gerätes bzw. Auslösekommando durch das Gerät im Display erscheinen. Bei 7UT6 sind dies:

• „18*'&.“: die Anregung einer Schutzfunktion mit Phasenangabe;

• „18*'4.“: die Auslösung einer Schutzfunktion;

• „2@&A“: die Laufzeit von Generalanregung bis Rückfall des Gerätes, mit Angabe der Zeit in ms;

• „2@A“: die Laufzeit von Generalanregung bis zum ersten Auslöse-kommando des Gerätes, mit Angabe der Zeit in ms.

Beachten Sie bitte, dass der thermische Überlastschutz keine mit den anderen Schutzfunktionen vergleichbare Anregung besitzt. Erst mit dem Auslösebefehl wird hier die Zeit 2@& gestartet und damit ein Störfall eröffnet. Erst der Rückfall des ther-mischen Abbildes des Überlastschutzes beendet den Störfall und damit die Laufzeit 2@&.

232 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.15.2 Auslöselogik des Gesamtgerätes

Generalauslösung Alle Auslösesignale der Schutzfunktionen werden mit ODER verknüpft und führen zur Meldung „=&B*“. Diese kann ebenso wie die einzelnen Auslösemeldungen der auf LED oder Ausgangrelais rangiert werden. Sie kann auch als Sammel-Auslösemel-dung benutzt werden. Sie ist auch für die Kommandogabe an die Leistungsschalter geeignet.

Ein einmal erteiltes Auslösekommando wird, für jede Schutzfunktion getrennt, gespei-chert (siehe Bild 2-108). Gleichzeitig wird eine Mindestauslösekommandodauer gestartet. Diese soll gewährleisten, dass das Kommando auch dann für eine ausreichend lange Zeit an den Leistungsschalter gesendet wird, wenn die auslösende Schutzfunktion sehr schnell zurückfällt oder wenn der Schalter der spei-senden Seite schneller ist. Erst wenn die letzte Schutzfunktion zurückgefallen ist (kei-ne Funktion mehr angeregt) UND die Mindestauslösekommandodauer abgelaufen ist, können die Auslösekommandos abgesteuert werden.

Bild 2-108 Speicherung und Absteuerung des Auslösekommandos (vereinfacht)

Wiedereinschalt-verriegelung

Nach Auslösung des Leistungsschalters durch eine Schutzfunktion soll häufig die Wiedereinschaltung verhindert werden, bis die Ursache der Schutz-Auslösung geklärt ist.

Mit Hilfe der anwenderdefinierbaren Logikfunktionen (CFC) kann diese Wiederein-schaltverriegelung realisiert werden. Im Lieferzustand des 7UT6 ist eine CFC-Logik vorgefertigt, die das Geräte-Auslösekommando speichert, bis es manuell quittiert wird. Dieser Baustein ist im Anhang A.5 unter Randtitel „Vorgefertigte CFC-Pläne“ (Seite 421, Bild A-29) dargestellt. Die interne Ausgangsmeldung „=**“ ist zusätzlich auf die Auslöserelais zu rangieren, deren Kommando gehalten werden soll.

Die Quittierung kann über den Binäreingang „**=“ erfolgen. Im Lieferzu-stand können Sie das gespeicherte Auslösekommando über die Funktionstasten F4 auf der Gerätefront quittieren.

Wenn Sie die Wiedereinschaltverriegelung nicht wünschen, löschen Sie in der Ran-giermatrix die Verknüpfung zwischen der internen Einzelmeldung „=**“ und der Quelle „CFC“.

T

S

R

Q

&

Auslösung(von Schutz-funktion)

Gerät AUS

FNr 00511

Anregung

(von Schutz-funktion)

≥1

(weitere Schutz-funktionen)

Hinweis:

Die interne Einzelmeldung „=**“ wird nicht durch die Einstelloptionen 3*( der Schutzfunktionen beeinflusst. Wenn diese Meldung auf ein Auslöserelais rangiert ist, wird dieses bei Auslösung der Schutzfunktion angesteuert, auch wenn die Schutzfunktion auf 3*( eingestellt ist.

2337UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Kommandoabhän-gige Meldungen

Die Speicherung von Meldungen, die auf örtliche LED rangiert werden, und die Bereit-haltung von Spontanmeldungen können davon abhängig gemacht werden, ob das Gerät ein Auslösekommando abgegeben hat. Diese Informationen werden dann nicht ausgegeben, wenn bei einem Störfall eine oder mehrere Schutzfunktionen angeregt haben, es aber nicht zu einer Auslösung durch 7UT6 gekommen ist, weil der Fehler von einem anderen Gerät (z.B. auf einem anderen Abzweig) geklärt worden ist. Damit werden diese Informationen auf Fehler im zu schützenden Objekt beschränkt.

Bild 2-109 zeigt das Logikdiagramm dieser Funktion.

Bild 2-109 Logikdiagramm der kommandoabhängigen Meldungen (vereinfacht)

Schaltstatistik Die Anzahl der Ausschaltungen, die vom Gerät 7UT6 veranlasst wurden, wird gezählt.

Weiterhin wird bei jedem Auslösekommando der abgeschaltete Strom für jeden Pol und jede Messstelle festgestellt, unter den Störfallmeldungen ausgegeben und in ei-nem Speicher aufsummiert. Kriterium für die Feststellung der Stromhöhen und Akku-mulation der Ströme ist das Auftreten eines Auslösekommandos von irgendeiner Schutzfunktion.

Die Zähler- und Speicherstände sind gegen Hilfsspannungsausfall gesichert. Sie kön-nen auf Null oder einen beliebigen Anfangswert gesetzt werden. Näheres hierzu fin-den Sie im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151.


Die Einstellparameter, die die Auslöselogik des Gesamtgerätes betreffen, wurden be-reits bei den allgemeinen Daten in Abschnitt 2.1.3 eingestellt.

Weiterhin bestimmt Adresse " !, ob die Störfallmeldungen, die auf örtliche LED rangiert sind, sowie die Spontanmeldungen, die nach einem Störfall im örtlichen Display erscheinen, mit jeder Anregung einer Schutzfunktion gespeichert werden sollen (55) oder ob dies nur mit einem erteilten Auslösekom-mando geschehen soll (*).


&Gerät AUS

„1“

Gerät Rückfall

Rücksetzen der Speicher für LED, Aus-gangsrelais und Spontananzeigen


201 FEHLERANZEIGE mit Anregungmit Auskommando

mit Anregung Fehleranzeige an den LED/LCD

234 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



202 SPONT.STÖRAN-ZEI

NeinJa

Nein Spontane Anzeige von Störfall-Infos



00003 >Zeit synchron >Zeit synchronisieren

00005 >LED-Quittung >LED-Anzeigen zurückstellen

00060 LED-Quittung LED-Anzeigen zurückgestellt

00015 >Testbetr. >Testbetrieb

Testbetr. Testbetrieb

00016 >MM-Sperre >Melde- und Messwertsperre

MM-Sperre Melde- und Messwertsperre

EntrMMSp Entriegelung der MM-Sperre über BE

>Licht an >Licht an (Gerätedisplay)

00051 Gerät bereit Gerät bereit ("Live-Kontakt")

00052 SchutzWirk Mindestens eine Schutzfkt. ist wirksam

00055 Anlauf Anlauf

00056 Erstanlauf Erstanlauf

00067 Wiederanlauf Wiederanlauf

00069 Sommerzeit Sommerzeit

Uhr-Sync Uhrzeitsynchronisierung

00070 Parameter laden Neue Parameter laden

00071 Parametertest Neue Parameter testen

00072 Level-2 Param. Level-2-Parameter geändert

00109 Freq. außerhalb Netzfrequenz außerhalb des zul. Bereichs

00125 Flattersperre Flattersperre hat angesprochen

HWTestMod Hardwaretestmodus

2357UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.16 Freischalten, Beobachtungshilfen


Freischalten von Messstellen

Bei der Revision oder betrieblichen Abschaltung von Anlagenteilen ist es gelegentlich notwendig, einzelne Messstellen aus der Verarbeitung des Differentialschutzsystems herauszunehmen. Für eine Revision des Leistungsschalter LSC in Bild 2-110 würde man z.B. diesen durch die benachbarten Trenner isolieren.

Das Hauptschutzobjekt Transformator wird in diesem Beispiel auf Seite S1 über die Messstellen M1 und M2 gespeist, an der Seite S2 liegt die Messstelle M3. Die Mess-stelle M2 soll nun wegen der Leistungsschalterrevision ungültig gemacht werden. Wenn man dies dem Gerät über einen Binäreingang — in diesem Fall „+&418*.“ — mitteilt, wird diese Messstelle nicht mehr für die Bildung der Differential-schutzgrößen mitbenutzt. Die Messstelle ist freigeschaltet, d.h. es können dort jegli-che Arbeiten durchgeführt werden, ohne Einfluss auf den Differentialschutz.

Bild 2-110 Anordnung mit 11/2 Leistungsschalter (3 Leistungsschalter für 2 Transformatorabgänge)

Jede beliebige Messstelle kann über einen entsprechenden Binäreingang freigeschal-tet werden. Beim 1-phasigen Sammelschienenschutz ist für jeden Abzweig ein sol-cher Binäreingang möglich.

Die Freischaltung funktioniert nur im spezifizierten Frequenzbereich des Schutzes, d.h. fN ± 10 %. Sie ist also nicht für Blockierung im Anfahrvorgang einer Maschine ge-eignet. Vielmehr sind hier die Blockiermöglichkeiten der Schutzfunktionen zu verwen-den.

Die Freischaltung wird nur wirksam, wenn über die freizuschaltende Messstelle kein Strom fließt. Hierzu wird der von der Messstelle kommende Strom auf Unterschreiten der Schwelle der entsprechenden Messstelle abgefragt. Ist die Freischaltung wirksam geworden, wird dies über eine entsprechende Binärausgabe, also z.B. die Meldung „+&418.“ gemeldet. Danach findet keine Abfrage der Strom-schwelle mehr statt.

Durch Entregen des Binäreingangs wird die Freischaltung beendet. Bedingung ist aber auch hier, dass zum Zeitpunkt der Beendung kein Strom fließt.

S1

M1

S2

LS1 LSC M2

Haupt-schutz-objekt

M3

LS2

236 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Die Bedingung, dass das Freischalten nur bei Stromlosigkeit wirksam und beendet werden kann, können Sie umgehen. Wenn Sie erreichen wollten, dass das Freischal-ten auch bei fließendem Strom wirksam wird, müssen Sie zusätzlich zu dem entspre-chenden Binäreingang für das Freischalten („?+&418*.“) auch den Binär-eingang „;&418.!A“ (FNr ) erregen. Dies kann auch über eine CFC-Logik geschehen, indem Sie die erforderlichen Freischalt-Eingänge mit ODER ver-knüpfen und damit zusätzlich den logischen Eingang „;&418.!A“ ansteuern.

Die Wirksamkeit der Freischaltung wird im Gerät in NV-RAM gespeichert und gegen Hilfsspannungsausfall gesichert, d.h. bei einem etwaigen Hilfsspannungsausfall bleibt die letzte Information über die Freischaltung erhalten. Kehrt die Hilfsspannung wieder, wird der gespeicherte Zustand mit dem der Binäreingänge verglichen. Nur bei Über-einstimmung der jeweiligen Informationen können die Schutzfunktionen wieder wirk-sam werden. Die Inkonsistenz der Zustandsinformationen werden als Störung „*3&.444*;&“ (FNr ) gemeldet, und der Life-Kontakt des Gerätes kann nicht schließen. Erst wenn der Status der Binäreingaben wieder mit dem gespeicher-ten Informationen übereinstimmt, kann das Gerät wieder arbeiten.

Die Freischaltung wirkt sich so aus, dass die Ströme der freigeschalteten Messstelle, soweit sie einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet sind, für diejenigen Schutzfunktionen zu Null gesetzt werden, welche dieser Seite zugeordnet sind. Etwa-ige Ströme, die nach Freischaltung von der Anlage über diese Messstelle eingespeist werden, wirken sich hier nicht aus. Die Ströme 1-phasiger Zusatzmesseingänge, die der freigeschalteten Messstelle zugeordnet sind, bleiben aber weiter gültig. Ebenso bleiben Ströme für Schutzfunktionen gültig, die nicht einer Seite zugeordnet sind.

Es werden keine Schutzfunktionen blockiert. Der Differentialschutz arbeitet mit den übrigen zur Verfügung stehenden Messgrößen weiter. Im obigem Beispiel kann der Transformator über die Messstelle M1 weiter betrieben werden, wobei der Differenti-alschutz also voll wirksam bleibt.

Überstromfunktionen, die einer Seite zugeordnet sind, arbeiten ebenfalls ohne den Strom der freigeschalteten Messstelle weiter.

Überstromfunktionen, die der freigeschalteten Messstelle allein zugeordnet sind (also nicht über eine Seitendefinition), erhalten aber weiterhin die Ströme einer freigeschal-teten Messstelle, arbeiten also mit den Strömen der freigeschalteten Messstelle wei-ter. Wenn erforderlich, müssen diese über die Freischaltinformationen blockiert wer-den (durch entsprechende Rangierung der Binäreingänge oder über eine CFC-Ver-knüpfung).

Der Erdfehlerdifferentialschutz erhält ebenfalls keine Ströme mehr von der freige-schalteten Messstelle. Ist er einer Seite mit mehreren Messstellen zugeordnet, kann er mit den Strömen der übrigen Messstelle(n) weiter arbeiten. Ist die freigeschaltete Messstelle die einzige 3-phasige Quelle für den Erdfehlerdifferentialschutz, bleibt die Wirkung des Sternpunktstromes bestehen. Der Erdfehlerdifferentialschutz wird also bei einem Sternpunktstrom oberhalb seiner Ansprechschwelle sofort auslösen. Ein solcher Strom muss ein Fehlerstrom im Schutzobjekt sein: er kann nicht aus dem Netz kommen, da dieses vom Schutzobjekt abgetrennt ist.

„IBS-Tool“ Für die Beobachtung und Überprüfung der Messgrößen und des Gesamtsystems des Differentialschutzes ist ein umfangreiches Inbetriebsetzungs- und Beobachtungs-werkzeug Bestandteil des Gerätes. Es erlaubt mit Hilfe eines PCs mit Web-Browser eine übersichtliche Darstellung der Differentialschutzwerte, Messwerte, Meldungen und des Anlagenzustands. Die Bediensoftware ist Bestandteil des Gerätes, die Onli-ne-Hilfe dazu ist auf CD-ROM mit DIGSI® und auch über das Internet verfügbar.

Für die Kommunikation des Gerätes mit dem Browser des PC sind einige Vorausset-zungen notwendig. Neben der Übereinstimmung der Übertragungsgeschwindigkeit ist

2377UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

eine IP-Adresse nötig, damit das Gerät vom Browser identifiziert werden kann. Bei 7UT6 ist

die Übertragungsgeschwindigkeit: 115 kBaud;

die IP-Adresse bei Anschluss an die vordere Bedienschnittstelle: 141.141.255.160, bei Anschluss an die hintere Serviceschnittstelle (Port C): 141.143.255.160.

Das „IBS-Tool“ zeigt die Gerätefront mit seiner Bedientastatur und dem Display auf dem Bildschirm und erlaubt die Bedienung des Gerätes vom PC aus. Mit dem Maus-zeiger können Sie die Bedienung des Gerätes simulieren.

Messwerte und daraus abgeleitete Größen werden grafisch als Zeigerdiagramme dar-gestellt. Des Weiteren können Sie Auslösediagramme ansehen, skalare Größen sind in nummerischer Form angegeben. Die meisten Messwerte gemäß Abschnitt 2.17.2, Tabellen 2-11 bis 2-15 können auch im „IBS-Tool“ angezeigt werden. Bild 2-112 (Seite 249)zeigt ein Beispiel für Zeigerdiagramme von Messgrößen.

Einzelheiten über die Bedienung entnehmen Sie bitte der zum „IBS-Tool“ gehörigen Online-Hilfe.

2.16.2 Informationsliste


30361 >Freisch. I>=0 >Freischaltung ohne Test auf Strom = 0

30362 >M1 freischalt. >Messstelle 1 - freischalten

30080 M1 freigesch. Messstelle 1 - freigeschaltet









30367 >I1 freischalt. >I1 - freischalten

30085 I1 freigesch. I1 - freigeschaltet





238 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1














30376 >I10 freischalt >I10 - freischalten







2397UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.17 Zusatzfunktionen

Zu den Zusatzfunktionen des Differentialschutzes 7UT6 gehören

• Meldeverarbeitung,

• Betriebsmessungen,

• Speicherung der Kurzschlussdaten zur Störwerterfassung.

2.17.1 Meldeverarbeitung

2.17.1.1 Allgemeines

Nach einer Störung in der Anlage sind für eine genaue Analyse des Störungsverlaufs Informationen über die Reaktion des Schutzgerätes und über die Messgrößen von Be-deutung. Zu diesem Zweck verfügt das Gerät über eine Meldeverarbeitung, die in drei-facher Hinsicht arbeitet:

Anzeigen und Binärausgänge (Ausgangsrelais)

Wichtige Ereignisse und Zustände werden über optische Anzeigen (LED) auf der Frontkappe angezeigt. Das Gerät enthält ferner Ausgangsrelais zur Fernsignalisie-rung. Die meisten Meldungen und Anzeigen können rangiert, d.h. anders zugeordnet werden, als bei Lieferung voreingestellt. Im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) ist die Verfahrensweise für die Rangierung ausführlich be-schrieben. Im Anhang A.5 des vorliegenden Handbuches sind die Rangierungen im Lieferzustand aufgezeigt.

Die Ausgaberelais und die LED können gespeichert oder ungespeichert betrieben werden (jeweils einzeln parametrierbar).

Die Speicher sind gegen Hilfsspannungsausfall gesichert. Sie werden zurückgesetzt

− vor Ort durch Betätigen der Taste LED am Gerät,

− von Fern über einen entsprechend rangierten Binäreingang,

− über eine der seriellen Schnittstellen,

− automatisch bei Beginn einer neuen Anregung.

Zustandsmeldungen sollten nicht gespeichert sein. Sie können auch nicht zurückge-setzt werden, bis das zu meldende Kriterium aufgehoben ist. Dies betrifft z.B. Meldun-gen von Überwachungsfunktionen o.Ä.

Eine grüne LED zeigt Betriebsbereitschaft an („RUN“); sie ist nicht rückstellbar. Sie er-lischt, wenn die Selbstkontrolle des Mikroprozessors eine Störung erkennt oder die Hilfsspannung fehlt.

Bei vorhandener Hilfsspannung, aber internem Gerätefehler, leuchtet die rote LED („ERROR“) und das Gerät wird blockiert.

Mit DIGSI® können Sie gezielt die Ausgangsrelais und Leuchtdioden des Gerätes ein-zeln ansteuern und damit (z.B. in der Inbetriebnahmephase) die korrekten Verbindun-gen zur Anlage kontrollieren.

240 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Informationen über Anzeigenfeld oder Personalcomputer

Ereignisse und Zustände können im Anzeigenfeld auf der Frontkappe des Gerätes ab-gelesen werden. Über die vordere Bedienschnittstelle oder die Serviceschnittstelle kann auch z.B. ein Personalcomputer angeschlossen werden, an den dann die Infor-mationen gesendet werden.

Im Ruhezustand, d.h. solange kein Störfall vorliegt, kann das Anzeigenfeld wählbare Betriebsinformationen (Übersicht von Betriebsmesswerten) anzeigen. Eine Übersicht ist im Anhang A.5 unter Randtitel „Grundbilder bei 4-zeiligem Display“ bzw. „Grundbil-der bei grafischem Display“ (Seite 419) gegeben. Im Falle einer Störung erscheinen stattdessen Informationen über die Störung, die sogenannten Spontananzeigen. Nach Quittieren der Störfallmeldungen werden wieder die Ruheinformationen ange-zeigt. Das Quittieren ist gleichbedeutend mit dem Quittieren der Leuchtanzeigen (s.o.).

Das Gerät verfügt über mehrere Ereignispuffer, so für Betriebsmeldungen, Störfall-meldungen, Schaltstatistik, usw., die mittels Pufferbatterie gegen Hilfsspannungsaus-fall gesichert sind. Diese Meldungen können jederzeit über die Bedientastatur in das Anzeigenfeld geholt werden oder über die serielle Bedienschnittstelle zum Personal-computer übertragen werden. Das Auslesen von Meldungen im Betrieb ist ausführlich im SIPROTEC® Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beschrieben.

Mit dem Personalcomputer und dem Schutzdaten-Verarbeitungsprogramm DIGSI® können die Ereignisse ebenfalls abgelesen werden, mit dem Komfort der Visualisie-rung auf dem Bildschirm und menü-geführtem Ablauf. Dabei können die Daten wahl-weise auf einem angeschlossenen Drucker dokumentiert oder gespeichert und an an-derer Stelle ausgewertet werden.

Informationen zu einer Zentrale

Sofern das Gerät über eine serielle Systemschnittstelle verfügt, können gespeicherte Informationen zusätzlich über diese zu einer zentralen Steuer- und Speichereinheit übertragen werden. Verschiedene Übertragungsprotokollen sind möglich.

Mit DIGSI® können Sie testen, ob Meldungen korrekt übertragen werden.

Sie können auch die Informationen, die zur Leitstelle übertragen werden, im Betrieb oder bei Prüfungen beeinflussen. Das Protokoll IEC 60870–5–103 erlaubt, dass, wäh-rend das Gerät vor Ort überprüft wird, alle Meldungen und Messwerte, die zur Leitstel-le übertragen werden, mit dem Vermerk „Testbetrieb“ als Meldeursache gekennzeich-net werden, so dass zu erkennen ist, dass es sich nicht um Meldungen wirklicher Stö-rungen handelt. Alternativ können Sie bestimmen, dass während der Prüfung über-haupt keine Meldungen über die Systemschnittstelle übertragen werden („Übertra-gungssperre“).

Die Beeinflussung von Informationen auf der Systemschnittstelle während eines Prüf-betriebes („Testbetrieb“ und „Übertragungssperre“) erfordert eine Verknüpfung über CFC, die im Lieferzustand des Gerätes jedoch realisiert ist (siehe Anhang A.5 unter Randtitel „Vorgefertigte CFC-Pläne“, Seite 421, Bild A-28).

Wie Testbetrieb und Übertragungssperre im Betrieb aktiviert bzw. deaktiviert werden können, ist ausführlich im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch E50417–H1100–C151 beschrieben.

Gliederung der Meldungen

Die Meldungen sind folgendermaßen gegliedert:

• Betriebsmeldungen; dies sind Meldungen, die während des Betriebs des Gerätes auftreten können: Informationen über Zustand der Gerätefunktionen, Messdaten, Anlagendaten, Protokollieren von Steuerbefehlen u.Ä.

• Störfallmeldungen; dies sind Meldungen der letzten 8 Netzstörungen, die vom Ge-rät bearbeitet wurden.

2417UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

• Meldungen zur Schaltstatistik; dies sind Zähler für die vom Gerät veranlassten Schalthandlungen der Leistungsschalter sowie Werte der abgeschalteten Ströme und akkumulierte Kurzschlussströme.

• Löschen und Setzen der zuvor genannten Meldungen.

Eine vollständige Liste aller im Gerät mit maximalem Funktionsumfang generierbaren Melde- und Ausgabefunktionen mit zugehöriger Informationsnummer FNr finden Sie im Anhang. Dort ist auch für jede Meldung angegeben, wohin sie gemeldet werden kann. Sind Funktionen in einer minderbestückten Ausführung nicht vorhanden oder auch als projektiert, so können deren Meldungen natürlich nicht erscheinen.

2.17.1.2 Betriebsmeldungen

Betriebsmeldungen sind solche Informationen, die das Gerät während des Betriebes und über den Betrieb erzeugt.

Bis zu 200 Betriebsmeldungen werden in chronologischer Folge im Gerät gespeichert. Werden neue Meldungen erzeugt, so werden diese hinzugefügt. Ist die maximale Ka-pazität des Speichers erschöpft, so geht die jeweils älteste Meldung verloren.

Die Betriebsmeldungen laufen automatisch ein und können jederzeit im Display des Gerätes oder auf dem Bildschirm eines angeschlossenen PC abgerufen werden. Er-kannte Kurzschlüsse im Netz werden nur mit „(*'4*3&“ und laufender Störfall-nummer angegeben. Detaillierte Angaben über den Verlauf der Netzstörungen enthal-ten die Störfallmeldungen, siehe Unterabschnitt 2.17.1.3.

2.17.1.3 Störfallmeldungen

Nach einer Störung können z.B. wichtige Informationen über deren Verlauf ausgele-sen werden, wie Anregung und Auslösung. Der Störungsbeginn ist mit der Absolutzeit der internen Systemuhr versehen. Der Verlauf der Störung wird mit einer Relativzeit ausgegeben, bezogen auf den Moment der Anregung, so dass auch die Dauer bis zur Auslösung und bis zum Rückfall des Auslösebefehls erkennbar ist. Die Auflösung der Zeitangaben beträgt 1 ms.

Eine Netzstörung beginnt mit dem Erkennen eines Fehlers durch die Anregung ir-gendeiner Schutzfunktion und endet mit dem Rückfall der Anregung der letzten Schutzfunktion. Führt eine Störung zum Ansprechen mehrerer Schutzfunktionen, so wird also alles als ein Störfall betrachtet, was zwischen der Anregung der ersten Schutzfunktion bis zum Rückfall der letzten Schutzfunktion auftritt.

Spontane Anzeigen Nach einem Störfall erscheinen ohne weitere Bedienhandlungen die wichtigsten Da-ten des Störfalles automatisch nach Generalanregung des Gerätes im Display in der in Bild 2-111 gezeigten Reihenfolge.

242 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-111 Anzeige von Spontanmeldungen im Display des Gerätes — Beispiel

Abrufbare Meldun-gen

Es können die Meldungen der acht letzten Störfälle abgerufen und ausgelesen wer-den. Insgesamt können bis zu 600 Meldungen gespeichert werden. Fallen mehr Stör-fallmeldungen an, werden die jeweils ältesten in Reihenfolge im Puffer gelöscht.

2.17.1.4 Spontane Meldungen

Spontane Meldungen stellen das Mitprotokollieren einlaufender aktueller Meldungen dar. Jede einlaufende neue Meldung erscheint sofort, ohne dass eine Aktualisierung abgewartet oder angestoßen werden muss. Dies ist während Bedienung, Prüfung und Inbetriebsetzung nützlich.

Sie können die spontanen Meldungen mittels DIGSI® auslesen. Nähere Einzelheiten enthält das SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151).

2.17.1.5 Generalabfrage

Die mittels DIGSI® auslesbare Generalabfrage bietet die Möglichkeit, den aktuellen Zustand des SIPROTEC® Gerätes zu erfragen. Alle generalabfragepflichtigen Mel-dungen werden mit ihrem aktuellen Wert angezeigt.

2.17.1.6 Schaltstatistik

Meldungen zur Schaltstatistik sind Zähler für vom 7UT6 veranlasste Schalthandlun-gen der Leistungsschalter sowie für Werte der bei den von Schutzfunktionen des Ge-rätes veranlassten Abschaltungen akkumulierten Kurzschlussströme. Die angegebe-nen Messwerte sind Primärwerte.

Sie können auf der Front des Gerätes abgerufen und über die Bedien- oder Service-schnittstelle mittels Personalcomputer mit dem Programm DIGSI® ausgelesen wer-den.

Die Zähler und Speicher der Schaltstatistik werden gesichert im Gerät hinterlegt. Sie gehen daher nicht bei Hilfsspannungsausfall verloren. Die Zähler können jedoch auf Null oder auf beliebige Werte innerhalb der Einstellgrenzen gestellt werden.

Zum Auslesen der Zähler- und Speicherstände ist Passworteingabe nicht notwendig, jedoch zum Löschen. Nähere Einzelheiten enthält das SIPROTEC® 4 Systemhand-buch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151).

Schutzfunktion, die als letzte angeregt hat; Schutzfunktion, die als letzte ausgelöst hat; Laufzeit von Generalanregung bis Rückfall; Laufzeit von Generalanregung bis zum ersten Auslösekommando

18*'&.18*'4.2@&A2@A

2437UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.17.2 Betriebsmessung

Anzeige und Übertragung von Messwerten

Betriebsmesswerte und Zählwerte werden vom Prozessorsystem im Hintergrund er-mittelt. Sie können auf der Front des Gerätes abgerufen, über die Bedienschnittstelle mittels Personalcomputer mit dem Programm DIGSI® ausgelesen oder ggf. über die Systemschnittstelle zu einer Zentrale übertragen werden.

Die Berechnung der Betriebsmesswerte erfolgt auch bei einem laufenden Störfall in Abständen von ca. 0,6 s.

Die Bearbeitung von Betriebsmesswerten geht weit über die Ausgabe der unmittelbar an den Messeingängen des Gerätes erfassbaren Messgrößen hinaus. Eine Vielzahl von Messwerten ist aus den gemessenen Größen errechnet und auf die jeweilige An-wendung bezogen. Die Möglichkeiten der flexiblen Anpassung des Gerätes an ver-schiedenartige Schutzobjekte mit verschiedenen Topologien zieht also eine ebenso flexible Anpassung der Ausgabe von Betriebsmesswerten nach sich. Es erscheinen stets nur solche Betriebswerte, die aus den angeschlossenen Messgrößen resultieren und für die konfigurierten Fälle auch einen Sinn ergeben.

Voraussetzung für eine korrekte Anzeige von Primär- und Prozentwerten ist die voll-ständige und richtige Eingabe der Topologie des Schutzobjektes (Abschnitt 2.1.2) und dessen Nenngrößen (Abschnitt 2.1.3) sowie der Nenngrößen der Wandler (Abschnitt 2.1.3).

Für die Messstellen werden die primären und sekundären Messgrößen gemäß Tabel-le 2-11 ausgegeben. Je nach Bestellbezeichnung, Anschluss des Gerätes, Topologie und konfigurierten Schutzfunktionen ist nur ein Teil der aufgelisteten Beträge verfüg-bar. Bei Einphasentransformatoren fehlen alle Größen der Phase L2.

Die Leistungen S,P,Q werden aus der Messstelle errechnet, der auch die Spannungs-wandler zugeordnet sind. Sind die Spannungswandler einer Seite des Hauptschutz-objektes zugeordnet, gilt die Summe der Ströme, falls die Seite mehrere Messstellen hat. Beim einphasigen Sammelschienenschutz ist die Leistungsberechnung nicht möglich.

Die normale Vorzeichendefinition ist so dass in das Schutzobjekt einfließende Leis-tung als positiv gilt: Wirkkomponenten in Richtung Schutzobjekt, induktive Blindkom-ponenten in Richtung Schutzobjekt sind positiv. Entsprechendes gilt für den Leis-tungsfaktor cos ϕ. Gelegentlich ist es wünschenswert, die Leistungsaufnahme aus dem Schutzobjekt (z.B. auf der Verbraucherseite eines Transformators) positiv zu de-finieren. Mit Hilfe des Parameters Adresse ',% (Abschnitt 2.1.9 unter Randtitel „Leistungs-Vorzeichen“, Seite 67) können die Vorzeichen für diese Komponenten invertiert werden.

Bei Geräten ohne Spannungsmesseingängen kann dennoch eine Spannung und eine Scheinleistung ausgegeben werden, wenn eine Spannung über einen externen Vor-widerstand an einen 1-phasigen Strommesseingang angeschlossen ist. Über eine an-wenderdefinierte Verknüpfung mittels CFC (CFC-Baustein „Life_Zero“) kann so der spannungsproportionale Strom gemessen und als Spannung „744“ angezeigt wer-den. Die Vorgehensweise ist im CFC-Handbuch näher beschrieben.

Ebenso ist die Scheinleistung „“ keine gemessene Größe, sondern wird formell aus der eingestellten Nennspannung des Schutzobjektes und den tatsächlich fließenden Strömen der Seite 1 errechnet: also bei dreiphasigen Anwendungen bzw. S = bei Einphasentrafo. Wird dagegen die im vorigen Abschnitt beschriebene Spannungsmessung verwendet, kann diese zur Be-rechnung der Scheinleistung mit den Strömen der Seite 1 herangezogen werden (ein-stellbar). Die Scheinleistung wird hier als Betrag ausgegeben; eine Richtungsinforma-tion enthält sie nicht.

S UN

3------ IL1S1 IL2S1 IL3S1+ +( )⋅=

UN

2----- IL1S1 IL3S1+( )⋅

244 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Tabelle 2-11 Betriebsmesswerte (Beträge) der Messstellen

Messwerte primär sekundär % bezogen auf

IL1M1; IL2M1; IL3M1; IL1M2; IL2M2; IL3M2; IL1M3; IL2M3; IL3M3 1)

Leiterströme an den Messstellen M1 bis M3 1)

A; kA A —

I1M1; I2M1; 3I0M1; I1M2; I2M2; 3I0M2; I1M3; I2M3; 3I0M3 2)

Mit-, Gegen- und 3-fache Null-komponente der Ströme an den Messstellen M1 bis M3 2)

A; kA A —

IL1M4; IL2M4; IL3M4; IL1M5; IL2M5; IL3M5 1) 6)

Leiterströme an den Messstellen M4 und M5 1) 6)

A; kA A —

I1M4; I2M4; 3I0M4; I1M5; I2M5; 3I0M5 2) 6)

Mit-, Gegen- und 3-fache Null-komponente der Ströme an den Messstellen M4 und M5 2) 6)

A; kA A —

IZ1; IZ2; IZ3 Ströme an den 1-phasigen Zusatzmessstellen Z1 bis Z3

A; kA A —

IZ4 6) Strom an der Zusatzmessstelle Z4 6) A; kA A —

I1 bis I9 3) Ströme an den Messeingängen 3) A; kA A Betriebsnennstrom

I10 bis I12 3) 6) Ströme an den Messeingängen 3) 6) A; kA A Betriebsnennstrom

UL1E; UL2E; UL3E 1) 5) Spannungen Leiter-Erde an der 3-phasigen Spannungsmessstelle 1) 5)

V; kV; MV V Betriebsnennspannung/√3

UL12; UL23; UL31 1) 5) Spannungen verkettet an der 3-phasigen Spannungsmessstelle 1) 5)

V; kV; MV V Betriebsnennspannung

U1; U2; U0 2) 5) Mit-, Gegen- und Nullkomponente der Spannungen an der 3-phasigen Spannungsmessstelle 2) 5)

V; kV; MV V Betriebsnennspannung/√3

Uen 5) Verlagerungsspannung, wenn am 1-phasigen Spannungsmess-eingang angeschlossen 5)

— V Betriebsnennspannung

U4 5) Spannung am 1-phasigen Spannungsmesseingang 5)

V; kV; MV V Betriebsnennspannung

S; P; Q 1) 5) Schein-, Wirk- und Blindleistung 1) 5) kVA; MVA;kW; MW

— Betriebsnennscheinleistung

cos ϕ 1) 5) Leistungsfaktor 1) 5) (absolut) — (absolut)

Umess 7) Spannung aus Strom an 1-phasigen Messeingang 7)

V; kV; MV — —

S 8) Scheinleistung aus Umess 8) kVA; MVA — —

U/f 5) Übererregung 5) UN/fN — UN/fN

f Frequenz Hz Hz Nennfrequenz

1) nur bei 3-phasigen Schutzobjekten, auch Einphasentrafo 2) nur bei 3-phasigen Schutzobjekten, nicht bei Einphasentrafo 3) nur bei einphasigem Sammelschienenschutz 5) nur bei 7UT613 und 7UT633 mit Spannungsmesseingängen 6) nur bei 7UT635 7) sofern konfiguriert und in CFC verknüpft 8) errechnet aus und Leiterströmen und Nennspannung bzw. Umess

2457UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Neben den gemessenen und errechneten Größen an den Messstellen werden auch Messgrößen an den Seiten des Hauptschutzobjektes ausgegeben. Dadurch ist es möglich, die für das Schutzobjekt relevanten Daten zu erzielen, auch wenn über meh-rere Messstellen auf das Schutzobjekt gespeist wird, wie z.B. in der Anordnung ge-mäß Bild 2-1 (Seite 22) für die Oberspannungsseite (S1) des Transformators. Außer-dem erhält man relative Werte jeweils auf die Seite des Schutzobjektes bezogen. Ein über 2 Messstellen einer Seite nicht in das Schutzobjekt einfließender Strom (z.B. in Bild 2-1 ein von einer Sammelschiene über M1 und M2 zur anderen Sammelschiene fließender Strom) hebt sich auf, ist also theoretisch Null, da kein Strom in das Schutz-objekt fließt.

Tabelle 2-12 zeigt eine Zusammenfassung der den Seiten zugeordneten Betriebs-messwerte. Je nach Bestellbezeichnung, Anschluss des Gerätes, Topologie und kon-figurierten Schutzfunktionen ist nur ein Teil der aufgelisteten Beträge verfügbar. Die Tabelle gilt nicht für den einphasigen Sammelschienenschutz, da dort keine Seiten definiert sind.

Die Phasenlagen sind in einer gesonderten Tabelle 2-13 zusammengefasst. Bezugs-wert bei 3-phasigen Schutzobjekten ist der Strom IL1M1 (Strom in Phase L1 an der Messstelle M1), dessen Phasenlage folglich 0° ist. Beim 1-phasigen Sammelschie-nenschutz hat der Strom I1 die Phasenlage 0°, ist also Bezugswert.

Je nach Bestellbezeichnung, Anschluss des Gerätes, Topologie und konfigurierten Schutzfunktionen ist nur ein Teil der aufgelisteten Phasenlagen verfügbar.

Die Phasenlagen sind in Grad angegeben. Da die Weiterverarbeitung solcher Größen (in CFC oder bei Übertragung über die Schnittstellen) dimensionslose Größen ver-langt, wurde willkürliche Bezüge gewählt, die in Tabelle 2-13 unter der Überschrift „%-Umrechnung“ angegeben sind.

Tabelle 2-12 Betriebsmesswerte (Beträge) der Seiten

Messwerte primär sekundär bezogen auf

IL1S1; IL2S1; IL3S1; IL1S2; IL2S2; IL3S2; IL1S3; IL2S3; IL3S3 1)

Leiterströme (gesamt) auf die Sei-ten S1 bis S3 zufließend 1)

A; kA — Betriebsnennstrom der entsprechenden Seite

I1S1; I2S1; 3I0S1; I1S2; I2S2; 3I0S2; I1S3; I2S3; 3I0S3 2)

Mit-, Gegen- und 3-fache Null-komponente der Ströme an den Sei-ten S1 bis S3 2)


IL1S4; IL2S4; IL3S4; IL1S5; IL2S5; IL3S5 1) 6)

Leiterströme (gesamt) auf die Sei-ten S4 und S5 zufließend 1) 6)


I1S4; I2S4; 3I0S4; I1S5; I2S5; 3I0S5 2) 6)

Mit-, Gegen- und 3-fache Null-komponente der Ströme an den Sei-ten S4 und S5 2) 6)


1) nur bei 3-phasigen Schutzobjekten, auch Einphasentrafo 2) nur bei 3-phasigen Schutzobjekten, nicht bei Einphasentrafo 6) nur bei 7UT635

246 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Die thermischen Messwerte sind in Tabelle 2-14 aufgelistet. Sie können nur erschei-nen, wenn der Überlastschutz konfiguriert ist. Welche Messwerte mög-lich sind, hängt auch noch von der gewählten Methode der Überlasterfassung und ggf. von der Zahl der über die Thermobox angeschlossenen Temperaturdetektoren ab.

Die Heißpunkttemperaturen werden bei Transformatoren je Strang berechnet. Daher gibt es bei Y-Wicklungen je eine Leiter-Angabe, bei D-Wicklungen je eine verkettete Angabe. Bei den üblichen Schaltgruppen stimmen diese mit den Wicklungsenden überein. Bei exotischen Schaltgruppen (durch Phasentausch erzeugt) ist die Zuord-nung aus der Schaltgruppe jedoch nicht immer eindeutig.

Die Messgrößen der Übertemperaturen beziehen sich auf die Auslöseübertempera-tur. Bei Temperaturgraden gibt es keine bezogenen Größen. Da die Weiterverarbei-tung solcher Größen (in CFC oder bei Übertragung über die Schnittstellen) jedoch di-mensionslose Größen verlangt, wurden willkürliche Bezüge gewählt, die in Tabelle 2-14 unter der Überschrift „%-Umrechnung“ angegeben sind.

Tabelle 2-13 Betriebsmesswerte (Phasenlagen)

Messwerte Dimension %-Umrechnung 7)

ϕIL1M1; ϕIL2M1; ϕ IL3M1; ϕIL1M2; ϕIL2M2; ϕ IL3M2; ϕIL1M3; ϕIL2M3; ϕ IL3M3 1)

Phasenwinkel der Ströme an den Messstellen M1 bis M3, bezogen auf IL1M1 1)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕIL1M4; ϕIL2M4; ϕ IL3M4; ϕIL1M5; ϕIL2M5; ϕIL3M5 1) 6)

Phasenwinkel der Ströme an den Messstellen M4 und M5, bezogen auf IL1M1 1) 6)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕIZ1; ϕIZ2; ϕ IZ3 Phasenwinkel der Ströme an den 1-phasigen Zusatzmessstellen Z1 bis Z3, bezogen auf IL1M1

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕIZ4 6) Phasenwinkel der Ströme an der 1-phasigen Zusatzmessstelle Z4, bezogen auf IL1M1 6)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕI1 bis ϕI9 3) Phasenwinkel der Ströme an den Messeingän-gen, bezogen auf I1 3)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕI10 bis ϕ I12 3) 6) Phasenwinkel der Ströme an den Messeingän-gen, bezogen auf I1 3) 6)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕUL1E; ϕUL2E; ϕUL3E 1) 5) Phasenwinkel der Spannungen an der 3-phasigen Spannungsmessstelle, bezogen auf IL1M1 bzw. I1 1) 5)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕUen 2) 5) Phasenwinkel der Verlagerungsspannung, wenn am 1-phasigen Spannungsmesseingang angeschlossen, bezogen auf IL1M1 bzw. I1 5)

° 0° = 0 %360° = 100 %

ϕU4 5) Phasenwinkel der Spannung am 1-phasigen Spannungsmesseingang, bezogen auf IL1M1 bzw. I1 5)

° 0° = 0 %360° = 100 %

1) nur bei 3-phasigen Schutzobjekten, auch Einphasentrafo 2) nur bei 3-phasigen Schutzobjekten, nicht bei Einphasentrafo 3) nur bei einphasigem Sammelschienenschutz 5) nur bei 7UT613 und 7UT633 mit Spannungsmesseingängen 6) nur bei 7UT635

7) nur für CFC und Schnittstellen

2477UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Differentialschutz-werte

Die Differential- und Stabilisierungswerte des Differentialschutzes und des Erdfehler-differentialschutzes gemäß Tabelle 2-15 können ebenfalls ausgelesen werden. Sie beziehen sich immer auf den Nennstrom des Hauptschutzobjektes, der sich aus den parametrierten Nenndaten des Hauptschutzobjektes (Abschnitt 2.1.3) ergibt. Bei Mehrwicklungstransformatoren mit unterschiedlich ausgelegten Wicklungen ist die leistungsstärkste Wicklung maßgebend, bei Sammelschienen und Leitungen der pa-rametrierte Betriebsnennstrom des Schutzobjektes. Beim 1-phasigen Sammelschie-nenschutz erscheint jeweils nur die Werte der angeschlossenen und deklarierten Pha-se.

Für den Erdfehlerdifferentialschutz liefern die Nenndaten der Leiterströme die Be-zugsgröße.

Tabelle 2-14 Thermische Messwerte

Messwerte Dimension %-Umrechnung 7)

ΘL1/ΘAUS; ΘL2/ΘAUS; ΘL3/ΘAUS 1) thermischer Wert jedes Leiters, bezogen auf Auslösewert

%

Θ/ΘAUS 1) thermischer resultierenden Wert, bezogen auf Auslösewert

%

Altrate 2) 3) relative Alterungsrate L dimensionslos

Res Warn 2) 3) Lastreserve K bis Heißpunkt Warnung %

Res Alarm 2) 3) Lastreserve K bis Heißpunkt Auslösung %

Θ Skl L1; Θ Skl L2; Θ Skl L3 2) 3) Heißpunkttemperatur je Strang bei Y-Wicklung

°C oder °F 0 °C = 0 %500 °C = 100 %0 °F = 0 %1000 °F = 100 %

Θ Skl L21; Θ Skl L23; Θ Skl L31 2) 3) Heißpunkttemperatur je Strang bei D-Wicklung

°C oder °F

Θ RTD 1 ... Θ RTD12 3) Temperatur gemessen an den Temperaturdetektoren 1 bis 12

°C oder °F

1) nur Überlastschutz mit thermischem Abbild gemäß IEC 60255–8: Adresse = (Abschnitt 2.1.1)

2) nur Überlastschutz mit Heißpunktberechnung gemäß IEC 60354: Adresse = (Abschnitt 2.1.1)

3) nur bei angeschlossener Thermobox (Abschnitt 2.10)

7) nur für CFC und Schnittstellen

Tabelle 2-15 Messwerte des Differentialschutzes

Messwerte % bezogen auf

IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 Errechnete Differentialströme der drei Leiter Betriebsnennstrom Schutzobjekt

IStabL1, IStabL2, IStabL3 Errechnete Stabilisierungsströme der drei Leiter Betriebsnennstrom Schutzobjekt

IDiffEDS Errechneter Differentialstrom des Erdfehler-differentialschutzes

Betriebsnennstrom Seite bzw. 3-phasige Messstelle

IStabEDS Errechneter Stabilisierungsstrom des Erdfehler-differentialschutzes

Betriebsnennstrom Seite bzw. 3-phasige Messstelle

248 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


IBS-Tool Das „IBS-Tool“ ist ein umfangreiches Inbetriebsetzungs- und Beobachtungswerk-zeug, das mit Hilfe eines Personalcomputers mit Web-Browser eine übersichtliche Darstellung der wichtigsten Messdaten des Differentialschutzes erlaubt. Einzelheiten entnehmen Sie bitte der zum „IBS-Tool“ gehörigen Online-Hilfe.

Mit Hilfe dieses Werkzeugs können z.B. die Ströme und deren Phasenwinkel für die Messstellen oder Seiten eines Schutzobjektes auf einem PC grafisch dargestellt wer-den. Neben den Zeigerdiagrammen der Messgrößen sind auch die Zahlenwerte ver-merkt. Ein Beispiel zeigt Bild 2-112.

Auch die Größe der Differential- und Stabilisierungsströme und ihre Lage bezüglich der eingestellten Auslösekennlinie können dargestellt werden.

Bild 2-112 Messgrößen an den Seiten des Schutzobjektes — Beispiel für durchfließende Ströme

Setzen von Grenz-werten

SIPROTEC® 7UT6 erlaubt, für wichtige Mess- und Zählgrößen Grenzwerte zu setzen. Wenn einer dieser Grenzwerte im Betrieb erreicht oder über- bzw. unterschritten wird, erzeugt das Gerät einen Alarm, der als Betriebsmeldung angezeigt wird. Diese kann — wie alle Betriebsmeldungen — auf LED und/oder Ausgaberelais rangiert und über die Schnittstellen übertragen werden. Im Gegensatz zu den eigentlichen Schutzfunk-tionen wie Überstromzeitschutz oder Überlastschutz läuft dieses Überwachungspro-gramm jedoch im Hintergrund und kann bei schnellen Änderungen der Messgrößen im Fehlerfall u.U. nicht ansprechen, wenn es zu Anregungen von Schutzfunktionen kommt. Da außerdem erst bei mehrmaliger Grenzwertüberschreitung eine Meldung

Sekundärwerte

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°

IL1LS1 = IL2LS1 = IL3LS1 =

1.01 A,0.98 A,0.99 A,

0.0 °240.2 °119.1 °


0.99 A,0.97 A,0.98 A,

177.9 °58.3 °

298.2 °

I-Seite 1 I-Seite 2

2497UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

abgegeben wird, können diese Meldungen nicht unmittelbar vor einer Schutzauslö-sung ansprechen.

Grenzwerte können gesetzt werden, wenn für deren Mess- und Zählgrößen entspre-chendes über CFC konfiguriert wurde (siehe SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Be-stell-Nr. E50417–H1100–C151).

Energiezählung 7UT6 integriert die errechneten Leistungen über die Zeit und stellt die Ergebnisse un-ter den Messwerten zur Verfügung. Es können die Komponenten gemäß Tabelle 2-16 ausgelesen werden. Dabei ist „Bezug“ und „Abgabe“ immer vom Schutzobjekt aus ge-sehen. Die Vorzeichen der Arbeitswerte richten sich (wie bei den Leistungen) nach der Einstellung Adresse ',% (siehe oben unter Randtitel „Anzei-ge und Übertragung von Messwerten“, Seite 244). Beim einphasigen Sammelschie-nenschutz ist die Arbeitsberechnung nicht möglich.

Die Energiezählung kann sich natürlich nur dort vorgenommen werden, wo auch eine Leistungsberechnung möglich ist.

Die Werte werden immer positiv inkrementiert; eine Dekrementierung findet nicht statt. Das heißt z.B., bei positiver Wirkarbeit erhöht sich Wp+; bei negativer Wp–, aber Wp+ vermindert sich nicht, usw.

Berücksichtigen Sie, dass 7UT6 in erster Linie ein Schutzgerät ist. Die Genauigkeit der Zählwerte hängt von den Messwandlern (normalerweise Schutzkern) und den To-leranzen des Gerätes ab. Die Zählung ist daher nicht für Verrechnungszählung geeig-net. Auch gehen Ströme unterhalb der Minimalstromschwelle I-REST der entspre-chenden Seite noch in die Energiezählung ein.

Die Zähler können auf Null oder einen beliebigen Anfangswert (zurück)gesetzt wer-den (siehe auch SIPROTEC® Systemhandbuch, Best-Nr. E50417–H1100–C151).

Betriebsstunden-zählung

Als in Betrieb befindlich gilt das Hauptschutzobjekt, wenn an mindestens einer Seite ein Strom fließt, d.h. die Mindestschwelle für die Erkennung eines Stromflusses über-schritten wird, also z.B. für die Seite 1 die Schwelle (Adresse ). Ein über 2 Messstellen einer Seite nicht in das Schutzobjekt einfließender Strom (z.B. in Bild 2-1 ein von einer Sammelschiene über M1 und M2 zur anderen Sammelschiene fließender Strom) zählt also nicht, da kein Strom über das Schutzob-jekt fließt.

Beim Sammelschienenschutz gilt die Sammelschiene als in Betrieb befindlich, wenn über mindestens eine Messstelle (also einen Abzweig) Strom fließt.

Die Betriebsstunden werden im 7UT6 gezählt und unter den Messwerten ausgege-ben. Die obere Grenze ist 999.999 Stunden (ca. 114 Jahre).

Für die Betriebsstunden kann ein Grenzwert eingestellt werden, bei dessen Erreichen eine Betriebsmeldung abgegeben wird.

Tabelle 2-16 Betriebszählwerte

Messwerte primär

Wp+ Wirkarbeit, Bezug kWh, MWh, GWh

Wp– Wirkarbeit, Abgabe kWh, MWh, GWh

Wq+ Blindarbeit, Bezug kVARh, MVARh, GVARh

Wq– Blindarbeit, Abgabe kVARh, MVARh, GVARh

250 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2.17.3 Störwertspeicherung

Der Differentialschutz 7UT6 verfügt über einen Störwertspeicher. Die Momentanwerte der Messgrößen

iL1, iL2, iL3, 3i0 für alle verfügbaren 3-phasigen Messstellen iL1, iL2, iL3, 3i0 für alle verfügbaren Seiten des Hauptschutzobjektes, iZ1, iZ2, iZ3, iZ4, alle verfügbaren 1-phasigen Messstellen, uL1, uL2, uL3, uen, u4, soweit verfügbar, IdiffL1, IdiffL2, IdiffL3, IstabL1, IstabL2, IstabL3, auf Objektnennstrom bezogen,

werden im Raster von 12/3 ms (bei 50 Hz) abgetastet und in einem Umlaufpuffer ab-gelegt (je 12 Abtastwerte pro Periode). Beim Einphasentransformator entfallen die je-weils mittleren Phase (L2). Beim einphasigen Sammelschienenschutz werden statt der phasenbezogenen Ströme die einphasigen Ströme i1 bis i12, soweit verfügbar, verwendet, die Nullströme entfallen.

Im Störfall werden die Daten über eine einstellbare Zeitspanne gespeichert, längstens über 5 Sekunden je Störwertaufzeichnung. Bis zu 8 Störfälle können gespeichert wer-den. Die Gesamtkapazität des Störwertspeichers beträgt ca. 5 s. Der Störwertspei-cher wird bei einem erneuten Störfall automatisch aktualisiert, so dass ein Quittieren nicht nötig ist. Die Speicherung von Störwerten kann zusätzlich zur Schutzanregung auch über Binäreingabe, über die integrierte Bedienoberfläche, über die serielle Be-dienschnittstelle und über die serielle Serviceschnittstelle angestoßen werden.

Über die Schnittstellen können die Daten von einem Personalcomputer ausgelesen und mittels des Schutzdaten-Verarbeitungsprogramms DIGSI® und des Grafikpro-gramms SIGRA 4 verarbeitet werden. Letzteres bereitet die während des Störfalles aufgezeichneten Daten grafisch auf und berechnet aus den gelieferten Messwerten ergänzend weitere Größen, wie Leistung oder Effektivwerte. Die Messgrößen können wahlweise als Primär- oder Sekundärgrößen dargestellt werden. Zusätzlich werden Signale als Binärspuren (Marken) mitgeschrieben, z.B. „Anregung“, „Auslösung“.

Sofern das Gerät über eine serielle Systemschnittstelle verfügt, können Störwertdaten über diese von einem Zentralgerät übernommen werden. Die Auswertung der Daten wird im Zentralgerät von entsprechenden Programmen vorgenommen. Dabei werden die Messgrößen auf ihren maximalen Wert bezogen, auf den Nennwert normiert und für eine grafische Darstellung aufbereitet. Zusätzlich werden Signale als Binärspuren (Marken) mitgeschrieben, z.B. „Anregung“, „Auslösung“.

Bei Übertragung zu einem Zentralgerät kann der Abrufbetrieb automatisch erfolgen, und zwar wahlweise nach jeder Anregung des Schutzes oder nur nach einer Auslö-sung.


Messwerte Außer den direkt gemessenen und aus den Strömen und ggf. Spannungen und Tem-peraturen errechneten Messwerten kann 7UT6 auch dann eine Spannung und eine Scheinleistung ausgeben, wenn das Gerät nicht über Spannungseingänge verfügt oder diese nicht angeschlossen sind.

Letzteres setzt voraus, dass an einem 1-phasigen Strommesseingang über einen ex-ternen Vorwiderstand eine Spannung eingekoppelt und über CFC eine anwenderde-

2517UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

finierte Verknüpfung hergestellt ist (vgl. auch Abschnitt 2.17.2 unter „Anzeige und Übertragung von Messwerten“.

Die Berechnung der Scheinleistung erfolgt entweder mittels dieser Spannung oder mittels der Nennspannung der Seite 1 des Schutzobjektes und den Strömen dieser Seite. Im ersten Fall stellen Sie unter Adresse " ! = !, im letzteren ! ein.

Störwert-speicherung

Die Festlegungen für die Störwertspeicherung erfolgen im Untermenü 6 ! 4 Menüs . Für die Störwertspeicherung wird unterschieden zwi-schen dem Bezugszeitpunkt und dem Speicherkriterium (Adresse ). Normalerweise ist der Bezugszeitpunkt die Geräteanregung, d.h., der Anregung ir-gendeiner Schutzfunktion wird der Zeitpunkt 0 zugewiesen. Dabei kann das Speicher-kriterium ebenfalls die Geräteanregung () oder die Geräteauslö-sung (!) sein. Es kann auch die Geräteauslösung als Bezugszeit-punkt gewählt werden (+!), dann ist diese auch das Speicherkriterium.

Die tatsächliche Speicherzeit beginnt um die Vorlaufzeit % (Adresse ) vor dem Bezugszeitpunkt und endet um die Nachlaufzeit (Adresse ) später als das Speicherkriterium verschwindet. Die maximal zulässige Speicherzeit pro Stör-wertaufzeichnung $ wird unter Adresse eingestellt. Es stehen pro Stör-wertaufzeichnung maximal 5 s für die Störwertspeicherung zur Verfügung. Insgesamt können bis zu 8 Störschriebe mit einer Gesamtzeit von maximal 5 s gespeichert wer-den.

Die Störwertspeicherung kann auch über eine Binäreingabe oder durch Bedienung von der Front bzw. über die Bedienschnittstelle mittels PC aktiviert werden. Die Spei-cherung wird dann dynamisch getriggert. Adresse $ bestimmt die Länge der Störwertaufzeichnung (längstens jedoch $, Adresse ). Vor- und Nach-laufzeiten sind darin eingeschlossen. Wird die Zeit für die Binäreingabe auf ∞ gestellt, dauert die Speicherung solange, wie die Binäreingabe angesteuert ist (statisch), längstens jedoch $ (Adresse ).


Messwerte

Störwertspeicherung


7601 LEISTUNGBE-RECH.

mit Uparammit Umess

mit Uparam Leistungsberechnung erfolgt


901 FUNKTION Speichern mit AnregungSpeichern mit Schutz-AUSStart bei Schutz-AUS

Speichern mit Anregung

Startbedingung f. Störwertspei-cherung

903 T MAX 0.30..5.00 s 1.00 s Max.Länge pro Aufzeichnung T-max

904 T VOR 0.05..0.50 s 0.10 s Vorlaufzeit T-vor

252 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Schaltstatistik

905 T NACH 0.05..0.50 s 0.10 s Nachlaufzeit T-nach

906 T EXTERN 0.10..5.00 s; ∞ 0.50 s Aufzeichnungszeit bei externem Start



00409 >BtrStdPrim blk >Blockierung des LS-Betriebsstundenz.

01020 BtrStd: Betriebsstunden der Primäranlage

01000 AUSANZ.= Anzahl der Auslösekommandos =

30763 ΣIL1M1: Summe Primär-Abschaltströme L1 Messst. 1















30607 ΣIL1S1: Summe Primär-Abschaltströme L1 Seite 1








2537UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Messwerte








30620 ΣI1: Summe der Primär-Abschaltströme I1














30661 IL1M1= Messwert IL1 Messstelle 1



30664 3I0M1= Messwert 3I0 (Nullsystem) Messstelle 1

30665 I1M1= Messwert I1 (Mitsystem) Messstelle 1

30666 I2M1= Messwert I2 (Gegensystem) Messstelle 1









254 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


















00721 IL1S1= Messwert IL1 Seite 1



30640 3I0S1= Messwert 3I0 (Nullsystem) Seite 1

30641 I1S1= Messwert I1 (Mitsystem) Seite 1

30642 I2S1= Messwert I2 (Gegensystem) Seite 1
















2557UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen











30646 I1= Messwert I1












30728 IZ1= Messwert I Zusatzwandler 1




30736 ϕIL1M1= Phasenlage IL1 Messstelle 1











256 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1







30633 ϕI1= Phasenlage I1












30751 ϕIZ1= Phasenlage I Zusatzwandler 1




00621 UL1E= Messwert UL1E



00624 UL12= Messwert UL12



30760 U4 = Messwert U4

00627 Uen = Messwert Uen (gemessen)

30761 U0mess= Messwert U0 (Nullsystem) gemessen

30762 U0bere= Messwert U0 (Nullsystem) berechnet

00629 U1 = Messwert U1 (Mitsystem)

00630 U2 = Messwert U2 (Gegensystem)

30656 Umess= Messwert U (gemessen über I-Wandler)

30792 ϕUL1E= Phasenlage UL1E



2577UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

Thermische Werte


30795 ϕU4= Phasenlage U4

30796 ϕUen= Phasenlage Uen

00641 P = Messwert P (Wirkleistung)

00642 Q = Messwert Q (Blindleistung)

00645 S = Messwert S (Scheinleistung)

00644 f = Messwert f (Frequenz)

00901 cosϕ = Messwert cos(PHI) (Leistungsfaktor)

00765 U/f = Messwert Übererreg.:Faktor (U/Un)/(f/fn)



00801 Θ /Θaus = Überlastschutz: Betriebstemperatur

00802 Θ /ΘausL1= Überlastschutz: Betriebstemperatur L1



30691 Θ Skl L1= Überlastschutz: Temperatur Schenkel L1






01063 Altrate= Überlastschutz: Alterungsrate L

01066 ResWARN= Überlast: Lastreserve K bis Warnung

01067 ResALARM= Überlast: Lastreserve K bis Alarm

01068 Θ RTD 1 = Temperatur an RTD 1









01077 Θ RTD10 = Temperatur an RTD10


258 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Diff-Werte

Grenzwerte

Störwertspeiche-rung

Energiezähler


00766 U/f th. = Messwert Übererreg.:Thermisches Abbild



07742 IDiffL1= IDiffL1 (in I/InO) =



07745 IStabL1= IStabL1 (in I/InO) =



30654 IDiffEDS= IDiff EDS (in I/InS bzw. I/InM)

30655 IStabEDS= IStab EDS (in I/InS bzw. I/InM)


00272 Gw. BtrStdPrim> Grenzwert d. LS-Betriebsstunden überschr


00004 >Störw. Start >Störwertspeicherung starten

00203 Störw. gelöscht Störwertspeicher gelöscht

Stw. Start Anstoß Teststörschrieb (Markierung)


00924 Wp+= Abgegebene Wirkarbeit

00925 Wq+= Abgegebene Blindarbeit

00928 Wp-= Bezogene Wirkarbeit

00929 Wq-= Bezogene Blindarbeit

00888 WpImp = Impulszähler Wirkarbeit Wp

00889 WqImp = Impulszähler Blindarbeit Wq

2597UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

2.18 Befehlsbearbeitung

Allgemeines Im SIPROTEC® 7UT6 ist eine Befehlsbearbeitung integriert, mit deren Hilfe Schalt-handlungen in der Anlage veranlasst werden können. Die Steuerung kann dabei von vier Befehlsquellen ausgehen:

• Vorortbedienung über das Bedienfeld des Gerätes,

• Bedienung über DIGSI®,

• Fernbedienung über Leittechnik (z.B. SICAM®),

• Automatikfunktion (z.B. über Binäreingang).

Die Anzahl der zu steuernden Betriebsmittel ist lediglich durch die Anzahl der benö-tigten und vorhandenen binären Ein- bzw. Ausgänge begrenzt. Voraussetzungen für die Möglichkeit der Steuerung ist, dass die entsprechenden binären Ein- und Ausgän-gen projektiert und mit den passenden Eigenschaften versehen worden sind.

Wenn bestimmte Verriegelungsbedingungen für die Befehlsgabe notwendig sind, können die Feldverriegelungen mittels der anwenderdefinierbaren Logikfunktionen (CFC) im Gerät hinterlegt werden.

Die Projektierung der Ein- und Ausgänge, die Erstellung von anwenderdefinierbaren Logikfunktionen und die Vorgehensweise beim Schalten von Betriebsmitteln ist im SIPROTEC® Systemhandbuch, Bestell-Nr. E50417–H1100–C151, beschrieben.

2.18.1 Befehlstypen

Im Zusammenhang mit der Anlagensteuerung über das Gerät können die nachste-henden Befehlstypen unterschieden werden.

Befehle an den Prozess

Diese umfassen alle Befehle, die direkt an die Betriebsmittel der Schaltanlage ausge-geben werden und eine Prozesszustandsänderung bewirken:

• Schaltbefehle zur Steuerung von Leistungsschaltern (unsynchronisiert), von Tren-nern und Erdern,

• Stufenbefehle, z.B. zur Höher- und Tieferstufung von Transformatoren,

• Stellbefehle mit parametrierbarer Laufzeit, z.B. zur Steuerung von E-Spulen.

Geräteinterne Befehle

Sie führen zu keiner direkten Befehlsausgabe an den Prozess. Sie dienen dazu, inter-ne Funktionen anzustoßen, dem Gerät die Kenntnisnahme von Zustandsänderungen mitzuteilen oder diese zu quittieren.

• Nachführbefehle zum „Nachführen“ des Informationswertes von prozessgekoppel-ten Objekten wie Meldungen und Schaltzuständen, z.B. bei fehlender Prozessan-kopplung. Eine Nachführung wird im Informationsstatus gekennzeichnet und kann entsprechend angezeigt werden.

• Markierbefehle (zum „Einstellen“) des Informationswertes von internen Objekten, z.B. Schalthoheit (Fern/Ort), Parameterumschaltungen, Übertragungssperren und Zählwerte löschen/vorbesetzen.

260 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


• Quittier- und Rücksetzbefehle zum Setzen/Rücksetzen interner Speicher oder Da-tenstände.

• Informationsstatusbefehle zum Setzen/Löschen der Zusatzinformation „Informa-tionsstatus” zum Informationswert eines Prozessobjektes wie

− Erfassungssperre,

− Ausgabesperre.

2.18.2 Ablauf im Befehlspfad

Sicherheitsmechanismen im Befehlspfad sorgen dafür, dass ein Schaltbefehl nur er-folgen kann, wenn die Prüfung zuvor festgelegter Kriterien positiv abgeschlossen wur-de. Für jedes Betriebsmittel getrennt, können Verriegelungen projektiert werden. Die eigentliche Durchführung des Befehlsauftrages wird anschließend überwacht. Der ge-samte Ablauf eines Befehlsauftrages ist im folgenden in Kurzform beschrieben.

Prüfung eines Befehlsauftrages

• Befehlseingabe, z.B. über die integrierte Bedienung:

− Passwort prüfen → Zugangsberechtigung;

− Schaltmodus (verriegelt/unverriegelt) prüfen → Auswahl der Entriegelungsken-nungen.

• Projektierbare Befehlsprüfungen:

− Schalthoheit;

− Schaltrichtungskontrolle (Soll-Ist-Vergleich);

− Schaltfehlerschutz, Feldverriegelung (Logik über CFC);

− Schaltfehlerschutz, Anlagenverriegelung (zentral über SICAM);

− Doppelbetätigungssperre (Verriegelung von parallelen Schalthandlungen);

− Schutzblockierung (Blockierung von Schalthandlungen durch Schutzfunktio-nen).

• feste Befehlsprüfungen:

− Alterungsüberwachung (Zeit zwischen Befehlsauftrag und Bearbeitung wird überwacht):

− Parametrierung läuft (bei laufendem Parametriervorgang wird Befehl abgewie-sen bzw. verzögert);

− Betriebsmittel als Ausgabe vorhanden (wenn ein Betriebsmittel zwar projektiert, aber nicht auf einen Binärausgang rangiert wurde, wird der Befehl abgewiesen);

− Ausgabesperre (ist eine Ausgabesperre objektbezogen gesetzt und im Moment der Befehlsbearbeitung aktiv, so wird der Befehl abgewiesen);

− Baugruppe Hardware-Fehler;

− Befehl für dieses Betriebsmittel bereits aktiv (für ein Betriebsmittel kann zeit-gleich nur ein Befehl bearbeitet werden, objektbezogene Doppelbetätigungs-sperre);

2617UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

− 1-aus-n-Kontrolle (bei Mehrfachbelegungen wie Wurzelrelais wird geprüft, ob für die betroffenen Ausgaberelais bereits ein Befehlsvorgang eingeleitet ist).

Überwachung der Befehlsdurchfüh-rung

− Störung eines Befehlsvorganges durch einen Abbruchbefehl;

− Laufzeitüberwachung (Rückmeldeüberwachungszeit).

2.18.3 Schaltfehlerschutz

Ein Schaltfehlerschutz kann mittels der anwenderdefinierbaren Logik (CFC) realisiert werden. Die Schaltfehler-Prüfungen teilen sich normalerweise innerhalb eines SICAM®/SIPROTEC® Systems auf in:

• Anlagenverriegelung geprüft im Zentralgerät (für die Sammelschiene),

• Feldverriegelungen geprüft im Feldgerät (für den Abzweig).

Die Anlagenverriegelung stützt sich auf das Prozessabbild im Zentralgerät.

Die Feldverriegelung stützt sich auf das Objektabbild (Rückmeldungen) im Feldgerät.

Der Umfang der Verriegelungsprüfungen wird durch die Verriegelungslogik und die Parametrierung festgelegt.

Schaltobjekte, die einer Anlagenverriegelung im Zentralgerät unterliegen, werden im Feldgerät über einen Parameter entsprechend gekennzeichnet (in der Rangiermat-rix).

Bei allen Befehlen kann bestimmt werden, ob verriegelt (Normal) oder unverriegelt (Test) geschaltet werden soll:

− bei Vorortbefehlen über Umparametrieren mit Passwortabfrage,

− bei Automatikbefehlen aus der Befehlsbearbeitung durch CFC mittels Entriege-lungskennungen,

− bei Nah-/Fernbefehlen per zusätzlichem Entriegelungsbefehl über Profibus.

2.18.3.1 Verriegeltes/entriegeltes Schalten

Die projektierbaren Befehlsprüfungen werden in den SIPROTEC® Geräten auch als „Standardverriegelung“ bezeichnet. Diese Prüfungen können über DIGSI® aktiviert (verriegeltes Schalten/Markieren) oder deaktiviert (unverriegelt) werden.

Entriegelt oder unverriegelt schalten bedeutet, dass die projektierten Verriegelungs-bedingungen nicht getestet werden.

Verriegelt schalten bedeutet, dass alle projektierten Verriegelungsbedingungen inner-halb der Befehlsprüfung getestet werden. Ist eine Bedingung nicht erfüllt, wird der Be-fehl mit einer Meldung mit angehängtem Minuszeichen (z.B. „D“) und einer entspre-chenden Bedienantwort abgewiesen. Tabelle 2-17 zeigt die möglichen Befehlsarten an ein Schaltgerät und deren zugehörige Meldungen.

262 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


In der Meldung bedeutet das Pluszeichen eine Befehlsbestätigung: Das Ergebnis der Befehlsgabe ist positiv, also wie erwartet. Entsprechend bedeutet das Minuszeichen ein negatives, nicht erwartetes Ergebnis, der Befehl wurde abgelehnt. Bild 2-113 zeigt beispielhaft in den Betriebsmeldungen Befehl und Rückmeldung einer positiv verlau-fenen Schalthandlung des Leistungsschalters.

Die Prüfung von Verriegelungen kann für alle Schaltgeräte und Markierungen getrennt projektiert werden. Andere interne Befehle, wie Nachführen oder Abbruch, werden nicht geprüft, d.h. unabhängig von den Verriegelungen ausgeführt.

Bild 2-113 Beispiel einer Betriebsmeldung beim Schalten des Leistungsschalters Q0

Standardverriege-lung

Standardverriegelungen sind die Prüfungen, die bei der Projektierung der Ein- und Ausgaben pro Schaltgerät festgelegt wurden.

Ein Logikdiagramm dieser Verriegelungsbedingungen im Gerät zeigt Bild 2-114.

Tabelle 2-17 Befehlsarten und zugehörige Meldungen

Befehlsart Befehl Verursa-chung

Meldung

Prozessausgabebefehl Schalten BF BF+/–

Nachführbefehl Nachführung NF NF+/–

Informationsstatusbefehl, Erfassungssperre Erfassungssperre ES ST+/– *)

Informationsstatusbefehl, Ausgabesperre Ausgabesperre AS ST+/– *)

Abbruchbefehl Abbruch AB AB+/–

*) Diese Meldungen erscheinen in der dargestellten Form im Gerätedisplay in den Betriebsmeldungen, unter DIGSI® in den spontanen Meldungen

62/!69...C C D 6;E!(

..C CD/E!(

2637UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

.

Bild 2-114 Standardverriegelungen

Im Gerätedisplay sind die projektierten Verriegelungsgründe auslesbar. Sie sind durch Buchstaben gekennzeichnet, deren Bedeutungen Tabelle 2-18 erläutert sind:

&

≥1

≥1

Ort

&Fern

&DIGSI

&

&

&

&

≥1

Befehl mit Verur-

Schalthoheit DIGSI

Schutzblockierung

unverriegeltes Schalten

verriegeltes Schalten

Befehlsausgabe

SOLL = IST j/nAnlagenverrieg. j/n

Feldverriegelung j/nSchutzblockierung j/nDoppelbetät.Sperre j/n

Schalthoheit ORT j/nSchalthoheit FERN j/n

ORT

FERN1),DIGSI

AUTO

Schalthoheit

Schaltmodus ORT

Schaltmodus FERN

Freigabe SG EIN

Freigabe SG AUS

Rückmeldung EIN/AUS

EIN/AUS

Schalthoheit Schaltmodus

EreignisZustand

sacherquelle =

SOLL = IST j/n

auf Relais

&

(unverriegelt/verrieg.)

(unverriegelt/verrieg.)

1) Verursacherquelle FERN schließt Quelle NAH mit ein.(NAHBefehl über Leittechnik in der StationFERNBefehl über Fernwirktechnik zur Leittechnik und von Leittechnik zum Gerät)

(ORT/FERN)

DIGSI

Fern

Ort

≥1

Tabelle 2-18 Entriegelungs-Kennungen

Entriegelungs-KennungenKennung

(Kurzform)Display-anzeige

Schalthoheit SV S

Anlagenverriegelung AV A

Feldverriegelung FV F

SOLL = IST (Schaltrichtungskontrolle) SI I

Schutzblockierung SB B

264 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 2-115 zeigt beispielhaft die im Gerätedisplay auslesbaren Verriegelungsbedin-gungen für drei Schaltobjekte mit den in Tabelle 2-18 erläuterten Abkürzungen. Es werden alle parametrierten Verriegelungsbedingungen angezeigt (siehe Bild 2-115).

Bild 2-115 Beispiel projektierter Verriegelungsbedingungen

Freigabelogik über CFC

Für die Feldverriegelung kann über den CFC eine Freigabelogik aufgebaut werden. Über entsprechende Freigabebedingungen wird dann die Information „frei“ oder „feld-verriegelt“ bereitgestellt (z.B. Objekt „Freigabe SG EIN“ und „Freigabe SG AUS“ mit den Informationswerten: KOM / GEH).

2.18.4 Befehlsprotokollierung/-quittung

Während der Befehlsbearbeitung werden, unabhängig von der weiteren Meldungs-rangierung und -bearbeitung, Befehls- und Prozessrückmeldungen an die Meldungs-verarbeitung gesendet. In diesen Meldungen ist eine so genannte Meldungsursache eingetragen. Bei entsprechender Rangierung (Projektierung) werden diese Meldun-gen zur Protokollierung in das Betriebsmeldungsprotokoll eingetragen.

Befehlsquittierung an die integrierte Bedienung

Alle Meldungen mit der Verursachungsquelle VQ_ORT werden in eine entsprechende Bedienantwort umgesetzt und im Textfeld des Displays zur Anzeige gebracht.

Befehlsquittierung an Nah/Fern/Digsi

Die Meldungen mit den Verursachungsquellen VQ_NAH/FERN/DIGSI müssen unab-hängig von der Rangierung (Projektierung auf der seriellen Schnittstelle) zum Verur-sacher gesendet werden.

Die Befehlsquittierung erfolgt damit nicht wie beim Ortsbefehl über eine Bedienant-wort, sondern über die normale Befehls- und Rückmeldeprotokollierung.

Rückmeldeüber-wachung

Die Befehlsbearbeitung führt für alle Befehlsvorgänge mit Rückmeldung eine zeitliche Überwachung durch. Parallel zum Befehl wird eine Überwachungszeit (Befehlslauf-zeitüberwachung) gestartet, die kontrolliert, ob das Schaltgerät innerhalb dieser Zeit die gewünschte Endstellung erreicht hat. Mit der eintreffenden Rückmeldung wird die Überwachungszeit gestoppt. Unterbleibt die Rückmeldung, so erscheint eine Be-dienantwort „/@ *"+“ und der Vorgang wird beendet.

In den Betriebsmeldungen werden Befehle und deren Rückmeldungen ebenfalls pro-tokolliert. Der normale Abschluss einer Befehlsgabe ist das Eintreffen der Rückmel-dung (E) des betreffenden Schaltgerätes oder bei Befehlen ohne Prozessrückmel-dung eine Meldung nach abgeschlossener Befehlsausgabe.

!(@;!6

0//!=(=!(@;!6!(@;!6

2657UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

2 Funktionen

In der Rückmeldung bedeutet das Pluszeichen eine Befehlsbestätigung. Der Befehl ist positiv, also wie erwartet, abgeschlossen worden. Entsprechend bedeutet das Mi-nuszeichen einen negativen, nicht erwarteten Ausgang.

Befehlsausgabe/ Relaisansteuerung

Die für das Ein- und Ausschalten von Schaltgeräten oder die Höher-/Tiefersteuerung von Transformatorstufen benötigten Befehlstypen werden bei der Projektierung fest-gelegt, siehe SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151.



Sch.Hoheit Schalthoheit

SchModFern Schaltmodus Fern

Sch.ModOrt Schaltmodus Ort

266 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Montage und Inbetriebsetzung 3Dieses Kapitel wendet sich an den erfahrenen Inbetriebsetzer. Er soll mit der Inbe-triebsetzung von Schutz- und Steuereinrichtungen, mit dem Betrieb des Netzes und mit den Sicherheitsregeln und -vorschriften vertraut sein. Eventuell sind gewisse An-passungen der Hardware an die Anlagendaten notwendig. Für die Primärprüfungen muss das zu schützende Objekt (Leitung, Transformator, usw.) eingeschaltet werden.

3.1 Montage und Anschluss 268

3.2 Kontrolle der Anschlüsse 300

3.3 Inbetriebsetzung 305

3.4 Bereitschalten des Gerätes 337

2677UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

3 Montage und Inbetriebsetzung

3.1 Montage und Anschluss

Voraussetzung Kontrollieren Sie zunächst anhand der vollständigen Bestellbezeichnung (MLFB) des Gerätes, dass die vorliegende Ausführung den erforderlichen Nenndaten und Funktio-nen entspricht und das notwendige und gewünschte Zubehör vorhanden ist. Die voll-ständige Bestellbezeichnung des Gerätes steht auf dem Typenschild. Der Bestell-schlüssel ist im Anhang A.1 angegeben. Besonders wichtig ist die Zuordnung der Nenndaten des Gerätes zu den Anlagendaten, wie Nennhilfsspannung und Nennda-ten der Wandler. Diese können ebenfalls dem Typenschild entnommen werden.

3.1.1 Montage

Schalttafeleinbau Je nach Ausführung kann die Gehäusegröße 1/2 oder 1/1 sein. Bei Größe 1/2 (7UT613, Bild 3-1) sind 4 Abdeckungen und 4 Befestigungslöcher, bei Größe 1/1 (7UT633 oder 7UT635, Bild 3-2) sind 6 Abdeckungen und 6 Befestigungslöcher vorhanden.

Die 4 bzw. 6 Abdeckungen an den Ecken der Frontkappe abnehmen. Dadurch wer-den 4 bzw. 6 Langlöcher im Befestigungswinkel zugänglich.

Gerät in den Schalttafelausschnitt einschieben und mit 4 bzw. 6 Schrauben befes-tigen. Maßbild siehe Abschnitt 4.16, Bild 4-16 (Größe 1/2) bzw. 4-17 (Größe 1/1).

Die Abdeckungen wieder aufstecken.

Solide niederohmige Schutz- und Betriebserde an der Rückseite des Gerätes mit mindestens einer Schraube M4 anbringen. Der Querschnitt der hierfür verwende-ten Leitung muss dem maximalen angeschlossenen Querschnitt entsprechen, min-destens jedoch 2,5 mm2 betragen.

Anschlüsse über die Steck- oder Schraubanschlüsse an der Gehäuserückwand ge-mäß Schaltplan herstellen. Bei Schraubanschlüssen müssen bei Verwendung von Gabelkabelschuhen oder bei Direktanschluss vor dem Einführen der Leitungen die Schrauben soweit einge-dreht werden, dass der Schraubenkopf mit der Außenkante des Anschlussmoduls fluchtet. Bei Verwendung von Ringkabelschuhen muss dieser in der Anschlusskammer so zentriert werden, dass das Schraubengewinde in das Loch des Kabelschuhes passt.

Warnung! Der einwandfreie und sichere Betrieb des Gerätes setzt sachgemäßen Transport, fachgerechte Lagerung, Aufstellung und Montage unter Beachtung der Warnungen und Hinweise des Gerätehandbuches voraus.

Insbesondere sind die Allgemeinen Errichtungs- und Sicherheitsvorschriften für das Arbeiten an Starkstromanlagen (z.B. DIN, VDE, EN, IEC oder andere nationale und internationale Vorschriften) zu beachten. Nichtbeachtung können Tod, Körperverlet-zung oder erheblichen Sachschaden zur Folge haben.

268 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Die Angaben über maximale Querschnitte, Anzugsdrehmomente, Biegeradien und Zugentlastung aus dem SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) sind unbedingt zu beachten. Hinweise enthält auch die dem Gerät beigelegte Kurzanleitung.

Bild 3-1 Schalttafeleinbau eines 7UT613 (Gehäusegröße 1/2) — Beispiel

Bild 3-2 Schalttafeleinbau eines 7UT633 und 7UT635 (Gehäusegröße 1/1) — Beispiel

LanglochSIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT613 RUN ERROR

MENU

ESCLED ENTER

F4

F1

F2

F3

Meldungen

Messwerte

HAUPTMENU 01/04

Meldungen 1Messwerte 2

Störfall-meldung

SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT633 RUN ERROR

MENU

ESCLED CTRL ENTER

F4

F1

F2

F3

Meldungen

Messwerte

Störfall-meldung

Remote

Normal

Local

Interlocking

Schlossplatz

Abzweig erden mit F4

21 kV1000 A

Langloch

OFF

2697UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Gestell- und Schrankeinbau

Je nach Ausführung kann die Gehäusegröße 1/2 oder 1/1 sein. Bei Größe 1/2 (7UT613, Bild 3-3) sind 4 Abdeckungen und 4 Befestigungslöcher, bei Größe 1/1 (7UT633 oder 7UT635, Bild 3-4) sind 6 Abdeckungen und 6 Befestigungslöcher vorhanden.

Bild 3-3 Montage eines 7UT613 (Gehäusegröße 1/2) im Gestell oder Schrank — Beispiel

Für den Einbau eines Gerätes in ein Gestell oder Schrank werden 2 Winkelschienen benötigt. Die Bestellnummern stehen im Anhang unter Abschnitt A.1.3.

Die beiden Winkelschienen im Gestell oder Schrank mit jeweils 4 Schrauben zu-nächst lose verschrauben.

Die 4 bzw. 6 Abdeckungen an den Ecken der Frontkappe des Gerätes abnehmen. Dadurch werden 4 bzw. 6 Langlöcher im Befestigungswinkel zugänglich.

Gerät mit 4 bzw. 6 Schrauben an den Winkelschienen befestigen. Maßbild siehe Abschnitt 4.16, Bild 4-16 (7UT613, Größe 1/2) bzw. 4-17 (7UT633 oder 7UT635, Größe 1/1).

Die 4 bzw 6 Abdeckungen wieder aufstecken.

Die 8 Schrauben der Winkelschienen im Gestell oder Schrank fest anziehen.

SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

7UT613 RUN ERROR

MENU

ESCLED ENTER

F4

F1

F2

F3

Meldungen

Messwerte

Winkelschiene

Winkelschiene

270 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Solide niederohmige Schutz- und Betriebserde an der Rückseite des Gerätes mit mindestens einer Schraube M4 anbringen. Der Querschnitt der hierfür verwende-ten Leitung muss dem maximalen angeschlossenen Querschnitt entsprechen, min-destens jedoch 2,5 mm2 betragen.

Anschlüsse über die Steck- oder Schraubanschlüsse an der Gehäuserückwand ge-mäß Schaltplan herstellen. Bei Schraubanschlüssen müssen bei Verwendung von Gabelkabelschuhen oder bei Direktanschluss vor dem Einführen der Leitungen die Schrauben soweit einge-dreht werden, dass der Schraubenkopf mit der Außenkante des Anschlussmoduls fluchtet. Bei Verwendung von Ringkabelschuhen muss dieser in der Anschlusskammer so zentriert werden, dass das Schraubengewinde in das Loch des Kabelschuhes passt.

Die Angaben über maximale Querschnitte, Anzugsdrehmomente, Biegeradien und Zugentlastung aus dem SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) sind unbedingt zu beachten. Hinweise enthält auch die dem Gerät bei-gelegte Kurzanleitung.

Bild 3-4 Montage eines 7UT633 oder 7UT635 (Gehäusegröße 1/1) im Gestell oder Schrank — Beispiel

SIEMENS SIPROTEC

1 2

6

3

+/-0

54

7 8 9

Gerät AUS

7UT635 RUN ERROR

MENU

ESCLED CTRL ENTER

F4

F1

F2

F3

Meldungen

Messwerte

Störfall-meldung

Remote

Normal

Local

Interlocking

OFF

2717UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Schalttafelaufbau Achtung! Bei Gehäusegröße 1/1 darf die Transportsicherung erst am endgültigen Ein-satzort entfernt werden. Vor Weitertransport eines vormontierten Gerätes (z.B. auf ei-ner Schalttafel) ist das Gerät mit der Transportsicherung zu montieren. Hierzu das Ge-rät einschließlich Transportsicherung mit den 4 Muttern und Scheiben der 4 Bolzen der Transportsicherung auf der Schalttafel festschrauben.

In anderen Fällen bei der Gehäusegröße 1/1 die Transportsicherung entfernen (siehe unten „Entfernen der Transportsicherung“).

Gerät mit 4 Schrauben auf der Schalttafel festschrauben. Maßbilder siehe Ab-schnitt 4.16, Bild 4-14 (7UT613, Größe 1/2) bzw. Bild 4-15 (7UT633 und 7UT635 Größe 1/1).

Erdungsklemme des Gerätes mit der Schutzerde der Schalttafel verbinden. Der Querschnitt der hierfür verwendeten Leitung muss dem maximalen angeschlosse-nen Querschnitt entsprechen, mindestens jedoch 2,5 mm2 betragen.

Solide niederohmige Betriebserdung (Leitungsquerschnitt ≥2,5 mm2) an der seitli-chen Erdungsfläche mit mindestens einer Schraube M4 anbringen.

Anschlüsse gemäß Schaltplan über die Schraubklemmen, LWL-Anschlüsse über die Pultgehäuse, herstellen. Dabei unbedingt die Angaben über maximale Quer-schnitte, Anzugsdrehmomente, Biegeradien und Zugentlastung aus dem SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beachten. Hinweise enthält auch die dem Gerät beigelegte Kurzanleitung.

Entfernen der Transportsiche-rung

Geräte in 1/1-Gehäuse (7UT633 und 7UT635) für Schalttafelaufbau werden mit einer Transportsicherung geliefert (Bild 3-5). Diese darf erst am endgültigen Einsatzort ent-fernt werden.

Bild 3-5 Ansicht eines Gehäuses mit Transportsicherung (ohne Frontkappe und Baugrup-pen dargestellt)

12

34

56

272 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


An der Frontkappe die 4 Abdeckungen an den Ecken und die 2 Abdeckungen je-weils mittig oben und unten abnehmen. Dadurch werden 6 Langlöcher zugänglich.

Die 6 Schrauben (2) in den Langlöchern lockern.

Alle anderen Schrauben der Schienen (1) abschrauben und danach die Schienen oben und unten entfernen.

Die jeweils 2 Schrauben (4) in den Langlöchern der rechten und linken Seitenwand (3) lockern und danach die Seitenwände entfernen.

Alle 10 gelockerten Schrauben wieder fest anschrauben.

Achtung! Ist das Gerät bereits mit Transportsicherung vormontiert, z.B. an einer Schalttafel, dürfen nicht alle Bolzen auf einmal entfernt werden. In diesem Fall je-weils immer nur ein Bolzen entfernen und gleich danach das Gerät mit einer Schraube an dieser Stelle auf der Schalttafel wieder festschrauben.

Muttern und Scheiben (6) an den 4 Bolzen (5) abschrauben und die Bolzen entfer-nen.

Das Gerät kann jetzt mit 4 Schrauben auf der Schalttafel festgeschraubt werden.

3.1.2 Anschlussvarianten

Übersichtspläne sind im Anhang A.2 dargestellt. Anschlussbeispiele für die Strom-und Spannungswandlerkreise befinden sich im Anhang A.3. Es ist zu überprüfen, dass die Einstellungen der Konfigurationsparameter (Abschnitt 2.1.1) und der Anla-gendaten (Abschnitt 2.1.2 bis 2.1.5) mit dem Schutzobjekt und seinen Anschlüssen in Übereinstimmung sind:

Schutzobjekt Die Einstellung des es (Adresse ) muss mit dem geschützten Ob-jekt übereinstimmen. Falsche Einstellung kann zu unvorhersehbaren Reaktionen des Gerätes führen.

Beachten Sie, dass für Transformatoren in Sparschaltung = und nicht eingestellt sein muss. Bei bleibt die mittlere Phase L2 frei.

Ströme Der Anschluss der Wandlerströme an das Gerät sind vom Anwendungszweck abhän-gig.

Beim dreiphasigen Anschluss sind die je drei Phasenströme den Messstellen zuge-ordnet. Anschlussbeispiele sind im Anhang A.3, Bilder A-10 bis A-15 und A-19 bis A-21 und A-23 für die verschiedenen Schutzobjekte gegeben. Beachten Sie auch die Übersichtspläne in Anhang A.2, die für das vorliegende Gerät gültig sind. Achten Sie auf die richtige Zuordnung der verschiedenen Messstellen zu den Seiten des Schutz-objektes und den Messeingängen des Gerätes. Näheres siehe auch Abschnitt 2.1.2 und 2.1.3.

Beim zweiphasigen Anschluss eines Einphasentransformators bleibt die mittlere Pha-se (IL2) frei. Bilder A-17 und A-18 im Anhang A.3 zeigt Anschlussbeispiele. Ist nur ein Stromwandler vorhanden, werden trotzdem beide Phasen (IL1 und IL3) benutzt, wie Bild A-18 auf der rechten Seite zeigt. Beachten Sie auch die Übersichtspläne in An-hang A.2, die für das vorliegende Gerät gültig sind.

2737UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Beim einphasigen Sammelschienenschutz sind die Messeingänge je einem Sammel-schienenabzweig zugeordnet. Bild A-24 im Anhang A.3 zeigt ein Beispiel für eine Pha-se; die anderen sind entsprechend anzuschließen. Beachten Sie auch die Übersichts-pläne in Anhang A.2, die für das vorliegende Gerät gültig sind.

Wird das Gerät über Mischwandler angeschlossen, ziehen Sie Bild A-25 zu Rate. Be-achten Sie in diesem Fall, dass der Ausgangsnennstrom der Mischwandler i.Allg. 100 mA beträgt; die Messeingänge des Gerätes müssen entsprechend angepasst werden (siehe auch Abschnitt 3.1.3). Bei 7UT613 und 7UT633 können nur 6 der Mes-seingänge auf 0,1 A umgeschaltet werden, bei 7UT635 12 Messeingänge. Achten Sie auf die richtige Zuordnung der verschiedenen Abzweigströme zu den Messeingängen des Gerätes. Näheres siehe auch Abschnitt 2.1.2 und 2.1.3.

Die Zuordnung der 1-phasigen Stromeingänge ist zu überprüfen. Die Anschlüsse hän-gen ebenfalls von der Anwendung ab und sind in einigen Anschlussbeispielen berück-sichtigt (z.B. Bild A-11 und A-12, A-14 bis A-17 und A-21 bis A-23). Beachten Sie auch die Übersichtspläne in Anhang A.2, die für das vorliegende Gerät gültig sind. Achten Sie auf die richtige Zuordnung der verschiedenen 1-phasigen Messstellen zu den 1-phasigen Messeingängen des Gerätes. Näheres siehe auch Abschnitt 2.1.2 und 2.1.3.

Kontrollieren Sie auch die Nenndaten und Anpassungsfaktoren der Stromwandler.

Die Zuordnungen der Schutzfunktionen zu den Seiten müssen schlüssig sein. Dies betrifft insbesondere auch den Leistungsschalterversagerschutz, dessen Messstelle (Seite) mit der Seite des zu überwachenden Schalters übereinstimmen muss.

Spannungen Messspannungen sind nur bei den Ausführungen 7UT613 und 7UT633 in der entspre-chenden Variante möglich. Dieser Abschnitt gilt nur, wenn auch Messspannungen an das Gerät angeschlossen sind und dies bei der Konfigurierung gemäß Abschnitt 2.1.2 (Randtitel „Zuordnung der Spannungsmesseingänge“ angegeben wurde.

Die Bilder A-26 und A-27 stellen mögliche Anschlussvarianten für die Spannungs-wandler dar.

Die Spannungswandleranschlüsse müssen mit den Einstellungen gemäß Abschnitt 2.1.2 (Randtitel „Zuordnung der Spannungsmesseingänge“) übereinstimmen. Achten Sie auch auf die Anschlussart für den 4. Spannungsmesseingang U4, wenn er ver-wendet wird.

Binäre Ein- und Ausgänge

Die anlagenseitigen Anschlüsse richten sich nach den Rangiermöglichkeiten der bi-nären Ein- und Ausgänge, also der individuellen Anpassung an die Anlage. Die An-schlussbelegung bei Auslieferung des Gerätes finden Sie im Anhang A.5 in den Ta-bellen A-2 und A-3. Kontrollieren Sie auch, dass die Beschriftungsstreifen auf der Front den rangierten Meldefunktionen entsprechen.

Auch hier ist besonders wichtig, dass ggf. die für den Leistungsschalterversager-schutz verwendeten Rückmeldungen (Hilfskontakte) des zu überwachenden Schal-ters mit den richtigen Binäreingängen verbunden sind, die der zugeordneten Seite des Schalterversagerschutzes bzw. der dynamischen Ansprechwertumschaltung entspre-chen. Ähnliches gilt auch für Erkennung der Hand-Einschaltung beim Überstromzeit-schutz.

Einstellgruppen-umschaltung

Soll die Einstellgruppenumschaltung über Binäreingaben vorgenommen werden, so ist folgendes zu beachten:

• Für die Steuerung von 4 möglichen Einstellgruppen müssen 2 Binäreingaben zur Verfügung gestellt werden. Diese sind bezeichnet mit „%&7.F8“ und „%

274 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


&7.F8“ und müssen auf 2 physische Binäreingänge rangiert und dadurch steuerbar sein.

• Für die Steuerung von 2 Einstellgruppen genügt eine Binäreingabe, und zwar „%&7.F8“, da die nicht rangierte Binäreingabe „%&7.F8“ dann als nicht angesteuert gilt.

• Die Steuersignale müssen dauernd anstehen, damit die gewählte Einstellgruppe aktiv ist und bleibt.

Die Zuordnung der Binäreingaben zu den Einstellgruppen A bis D ist in Tabelle 3-1 angegeben, während Bild 3-6 ein vereinfachtes Anschlussbeispiel zeigt. Im Beispiel ist vorausgesetzt, dass die Binäreingaben in Arbeitsstromschaltung, d.h. bei Span-nung aktiv (H-aktiv) rangiert sind.

nein = nicht angesteuert ja = angesteuert

Bild 3-6 Anschlussschema (Beispiel) für Einstellgruppenumschaltung über Binäreingänge

Auslösekreis-überwachung

Beachten Sie, dass 2 Binäreingänge bzw. ein Binäreingang und ein Ersatzwiderstand R in Reihe geschaltet sind. Die Schaltschwelle der Binäreingänge muss also deutlich unterhalb des halben Nennwertes der Steuergleichspannung bleiben.

Bei Verwendung von zwei Binäreingängen für die Auslösekreisüberwachung müssen die Eingänge für die Auslösekreisüberwachung potentialfrei, also ungewurzelt sein.

Bei Verwendung von einem Binäreingang ist ein Ersatzwiderstand R einzufügen (sie-he Bild 3-7). Dieser Widerstand R wird in den Kreis des zweiten Leistungsschalter-hilfskontaktes (HiKo2) eingeschleift. Der Widerstand muss in seinem Wert so dimen-sioniert werden, dass bei geöffnetem Leistungsschalter (somit ist HiKo1 geöffnet und

Tabelle 3-1 Parameterwahl (Einstellgruppenumschaltung) über Binäreingänge

Binäreingabe ergibt aktiv>Param. Wahl1 >Param. Wahl2

nein nein Gruppe A

ja nein Gruppe B

nein ja Gruppe C

ja ja Gruppe D

ABCD

L–L+

Umschalter für Einstellgruppe

ABCD L–

L+

7UT6

>Param. Wahl1FNr

>Param. Wahl2FNr

2757UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


HiKo2 geschlossen) die Leistungsschalterspule (LSS) nicht mehr erregt wird und bei gleichzeitig geöffnetem Kommandorelais der Binäreingang (BE1) noch erregt wird.

Bild 3-7 Auslösekreisüberwachung mit einem Binäreingang — Beispiel für Auslösekreis 1

Daraus resultieren für die Dimensionierung ein oberer Grenzwert Rmax und ein unterer Grenzwert Rmin, aus denen als Optimalwert der arithmetische Mittelwert R ausge-wählt werden sollte:

Damit die Mindestspannung zur Ansteuerung der Binäreingabe sichergestellt ist er-gibt sich für Rmax:

Damit die Leistungsschalterspule für o.g. Fall nicht angeregt bleibt, ergibt sich für Rmin:

Ergibt die Berechnung, dass Rmax < Rmin wird, so muss die Berechnung mit der nächst niedrigeren Schaltschwelle UBE min wiederholt werden und diese Schwelle mit-tels Steckbrücke(n) im Gerät realisiert werden (siehe Abschnitt 3.1.3).

Für die Leistungsaufnahme des Widerstandes gilt:

IBE (HIGH) Konstantstrom bei angesteuerter BE (= 1,7 mA)

UBE min minimale Ansteuerspannung für BE (= 19 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 24/48/60 V; 73 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 110/125/220/250 V)

UST Steuerspannung für Auslösekreis

RLSS ohmscher Widerstand der LS-Spule

ULSS (LOW) maximale Spannung an der LS-Spule, die nicht zur Auslösung führt

L–

L+

KR

HiKo2HiKo1

UBE

USt 7UT6

7UT6

LSSLS

Legende:

KR — KommandorelaiskontaktLS — Leistungsschalter LSS — LeistungsschalterspuleHiKo1 — Leistungsschalter–Hilfskontakt (Schließer) HiKo2 — Leistungsschalter–Hilfskontakt (Öffner)R — Ersatzwiderstand

USt — Steuerspannung (Auslösespannung) UBE — Eingangsspannung für Binäreingang

R

>AKU Kdo.Rel.FNr

RRmax Rmin+

2---------------------------------=

Rmax

USt UBE min–

IBE (High)-----------------------------------

RLSS–=

Rmin RLSS

USt ULSS (LOW)–

ULSS (LOW)--------------------------------------------

⋅=

PR I2

R⋅USt

R RLSS+------------------------

2

R⋅= =

276 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Beispiel:

Rmax = 53 kΩ

Rmin = 27 kΩ

Gewählt wird der nächstliegende Normwert 39 kΩ; für die Leistung gilt:

PR ≥ 0,3 W

Thermobox Wenn der Überlastschutz mit Berücksichtigung der Kühlmitteltemperatur arbeitet (Überlastschutz mit Heißpunktberechnung), können eine oder zwei Thermoboxen 7XV5662 an der Serviceschnittstelle (Port C) angeschlossen werden.

3.1.3 Anpassung der Hardware

3.1.3.1 Allgemeines

Eine nachträgliche Anpassung der Hardware an die Anlagenverhältnisse kann z.B. bezüglich des Eingangsnennstroms von Messeingängen, der Steuerspannung für Bi-näreingänge oder der Terminierung busfähiger Schnittstellen erforderlich werden. Wenn Sie Anpassungen vornehmen oder Schnittstellenmodule auswechseln, beach-ten Sie auf jeden Fall die Angaben in den Abschnitten 3.1.3.2 bis 3.1.3.5.

Hilfsspannung Es gibt verschiedene Eingangsspannungsbereiche für die Hilfsspannung (siehe Be-stelldaten im Anhang A.1). Die Ausführungen für DC 60/110/125 V und DC 110/125/220/250 V / AC 115/230 V sind durch Veränderung von Steckbrücken ineinander überführbar. Die Zuordnung dieser Brücken zu den Nennspannungsbereichen und ihre räumliche Anordnung auf der Leiterplatte ist weiter unten in Abschnitt 3.1.3.3 un-ter Randtitel „Prozessorbaugruppe C-CPU-2“ beschrieben. Bei Lieferung des Gerätes sind alle Brücken entsprechend den Angaben auf dem Leistungsschild richtig einge-stellt und brauchen nicht verändert zu werden.

IBE (HIGH) 1,7 mA (vom SIPROTEC® 7UT6)

UBE min 19 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 24/48/60 V (vom Gerät 7UT6) 73 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 110/125/220/250 V (vom Gerät 7UT6)

UST 110 V (von der Anlage / Auslösekreis)

RLSS 500 Ω (von der Anlage / Auslösekreis)

ULSS (LOW) 2 V (von der Anlage / Auslösekreis)

Rmax110 V 19 V–

1,7 mA----------------------------------

500 Ω–=

Rmin 500 Ω110 V 2 V–

2 V------------------------------

⋅=

RRmax Rmin+

2-------------------------------- 40 kΩ= =

PR110 V

39 kΩ 0,5 kΩ+----------------------------------------

239 kΩ⋅=

2777UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Nennströme Die Eingangsübertrager des Gerätes sind durch Bürdenumschaltung auf 1 A oder 5 A Nennstrom eingestellt. Die Stellung der Steckbrücken ist werksseitig entsprechend den Angaben auf dem Leistungsschild erfolgt.

Wenn die Stromwandlersätze an den Messstellen und/oder die 1-phasigen Messein-gänge unterschiedliche sekundäre Nennströme haben, so muss dies im Gerät ange-passt werden. Entsprechendes gilt für die Stromwandler der verschiedenen Sammel-schienenabzweige beim einphasigen Sammelschienenschutz. Beim einphasigen Sammelschienenschutz mit zwischengeschalteten Mischwandlern betragen die Nennströme für die Stromeingänge i.Allg. 100 mA.

Die Zuordnung der Steckbrücken zum Nennstrom und die räumliche Anordnung der Brücken ist weiter unten in Abschnitt 3.1.3.3 unter Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 (nur 7UT613 und 7UT633)“, „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 (alle Ausfüh-rungen)“ und „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 (nur 7UT635)“ beschrieben.

Sollten Sie Änderungen vornehmen, vergessen Sie bitte nicht, dem Gerät diese Än-derung mitzuteilen:

− Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren kontrollieren Sie die entsprechenden Stromwandlerdaten für die 3-phasigen Messstellen, siehe Ab-schnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“, Sei-te 42).

− Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren kontrollieren Sie die entsprechenden Stromwandlerdaten für die 1-phasigen Zusatzmessstellen, siehe Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten für 1-phasige Zusatzeingän-ge“, Seite 46).

− Bei Änderungen betreffend die empfindlichen 1-phasigen Zusatzeingänge kontrol-lieren Sie die Stromwandler-Übersetzungsverhältnisse, siehe Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten für 1-phasige Zusatzeingänge“, Seite 46).

− Beim einphasigen Sammelschienenschutz kontrollieren Sie die entsprechenden Stromwandlerdaten für die Messstellen, siehe Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten beim 1-phasigen Sammelschienenschutz“, Seite 44).

Steuerspannung für die Binärein-gänge

Im Lieferzustand sind die Binäreingänge so eingestellt, dass als Steuergröße eine Spannung von der gleichen Höhe wie die Versorgungsspannung vorausgesetzt ist. Bei abweichenden Nennwerten der anlagenseitigen Steuerspannung kann es not-wendig werden, die Schaltschwelle der Binäreingänge zu verändern.

Um die Schaltschwelle eines Binäreingangs zu ändern, muss jeweils eine Brücke um-gesteckt werden. Die Zuordnung der Brücken zu den Binäreingängen und ihre räum-liche Anordnung ist unten in Abschnitt 3.1.3.3 unter den Randtiteln „Prozessorbau-gruppe C-CPU-2“ und „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-1“ beschrieben.

Kontaktart für Aus-gangsrelais

Ein-/Ausgabebaugruppen können Relais enthalten, deren Kontakt wahlweise als Schließer oder Öffner eingestellt werden kann. Hierzu ist eine Brücke umzustecken. Für welche Relais auf welchen Baugruppen das gilt, ist in Abschnitt 3.1.3.3 unter

Hinweis:

Werden Binäreingänge für die Auslösekreisüberwachung eingesetzt, ist zu beachten, dass zwei Binäreingänge (bzw. ein Binäreingang und ein Ersatzwiderstand) in Reihe geschaltet sind. Hier muss die Schaltschwelle deutlich unterhalb der halben Nenn-steuerspannung liegen.

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Randtitel „Prozessorbaugruppe C-CPU-2“ und „Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-1“ be-schrieben.

Austausch von Schnittstellen

Die seriellen Schnittstellen-Module sind austauschbar. Welche Schnittstellen dies sind und wie sie ausgetauscht werden können, erfahren Sie weiter unten in Abschnitt 3.1.3.4 unter Randtitel „Austausch von Schnittstellenmodulen“.

Terminierung bus-fähiger Schnitt-stellen

Für eine sichere Datenübertragung ist der RS485-Bus beim jeweils letzten Gerät am Bus zu terminieren (Abschlusswiderstände zuschalten). Hierzu sind auf der Schnitt-stellen-Leiterplatte und auf den Schnittstellenmodulen Abschlusswiderstände vorge-sehen, die durch Steckbrücken zugeschaltet werden können. Die räumliche Anord-nung der Brücken auf dem Schnittstellenmodul ist weiter unten in Abschnitt 3.1.3.4 un-ter Randtitel „RS485-Schnittstelle“ beschrieben.

Ersatzteile Ersatzteile können die Pufferbatterie, die bei Ausfall der Versorgungsspannung die im Batterie gepufferten RAM gespeicherten Daten erhält, und die Feinsicherung der in-ternen Stromversorgung sein. Ihre räumliche Anordnung geht aus Bild 3-10 hervor. Die Daten der Sicherung gehen aus der Tabelle 3-2 hervor. Beim Austausch beachten Sie bitte die Hinweise im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) unter „Wartung“.

3.1.3.2 Demontage des Gerätes

Wenn Sie Arbeiten an den Leiterplatten vornehmen, wie Kontrolle oder Umstecken von Schaltelementen, Austausch von Modulen, Austausch der Pufferbatterie oder der Feinsicherung, gehen Sie wie folgt vor:

Arbeitsplatz vorbereiten: Eine für elektrostatisch gefährdete Bauelemente (EGB) ge-eignete Unterlage bereitlegen. Ferner werden folgende Werkzeuge benötigt:

− ein Schraubendreher mit 5 bis 6 mm Klingenbreite,

Warnung! Die folgenden Schritte setzen voraus, dass sich das Gerät nicht im Betriebszustand befindet. Wegen der Gefährdung durch gefährliche Spannungen und Laser-Strahlung darf das Gerät weder an Hilfsspannung noch an Messgrößen oder Lichtwellenleiter angeschlossen sein!

Vorsicht!

Änderung von Leiterplattenelementen, die die Nenndaten des Gerätes betreffen, haben zur Folge, dass die Bestellbezeichnung (MLFB) und die auf dem Typenschild angegebenen Nennwerte nicht mehr mit dem Gerät übereinstimmen. Sollte in Aus-nahmefällen eine solche Änderung notwendig sein, ist es unerlässlich, dies deutlich und auffallend auf dem Gerät zu kennzeichnen. Hierfür stehen Klebeschilder zur Ver-fügung, die als Zusatztypenschild verwendet werden können.

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− ein Kreuzschlitzschraubendreher Pz Größe 1,

− ein Steckschlüssel mit Schlüsselweite 5 mm.

Auf der Rückseite die Schraubbolzen der DSUB-Buchsen auf Platz „A“ und „C“ ab-schrauben.Diese Tätigkeit entfällt bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau.

Besitzt das Gerät neben der Schnittstelle an Platz „A“ und „C“ weitere Schnittstellen an den Plätzen „B“ und/oder „D“, so müssen jeweils die diagonal liegenden Schrauben gelöst werden. Diese Tätigkeit entfällt bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau.

Die Abdeckungen an der Frontkappe des Gerätes abnehmen und die dann zugängli-chen Schrauben lösen.

Frontkappe abziehen und vorsichtig zur Seite wegklappen.

Die Anordnung der Baugruppen für die Gehäusegröße 1/2 geht aus Bild 3-8 und für die Gehäusegröße 1/1 aus Bild 3-9 hervor.

Steckverbinder des Flachbandkabels zwischen Prozessorbaugruppe C-CPU-2 () und der Frontkappe an dieser lösen. Hierzu die Verriegelungen oben und unten am Steckverbinder auseinander drücken, so dass der Steckverbinder des Flachbandka-bels herausgedrückt wird.

Steckverbinder des Flachbandkabels zwischen Prozessorbaugruppe C-CPU-2 () und den Ein/Ausgabebaugruppen (je nach Bestellvariante bis ) lösen.

Baugruppen herausziehen und auf die für elektrostatisch gefährdete Baugruppen (EGB) geeignete Unterlage legen. Bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau ist zu beachten, dass beim Ziehen der Prozessorbaugruppe C-CPU-2 auf Grund der vorhandenen Steckverbinder ein gewis-ser Kraftaufwand notwendig ist.

Brücken gemäß den Bildern 3-10 bis 3-18 und den folgenden Erläuterungen kontrol-lieren und ggf. ändern bzw. entfernen.

Vorsicht!

Elektrostatische Entladungen über die Anschlüsse der Bauelemente, Leiterbahnen und Steckstifte sind durch vorheriges Berühren von geerdeten Metallteilen unbedingt zu vermeiden. Schnittstellenanschlüsse nicht unter Spannung stecken oder ziehen!

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Bild 3-8 Frontansicht Gehäusegröße 1/2 nach Entfernen der Frontkappe (vereinfacht und verkleinert)

Bild 3-9 Frontansicht Gehäusegröße 1/1 nach Entfernen der Frontkappe (vereinfacht und verkleinert)

1

2

3

Platz 5 Platz 19 Platz 33

BinäreingängeBE1 bis

Ein-/Ausgabebaugruppe C–I/O–2Ein-/Ausgabebaugruppe C–I/O–9

Prozessorbaugruppe C–CPU–2

1 2 3

BE5

7UT613

1 42 1 42

1

2

3

Ein-/Ausgabebaugr. C–I/O–2Ein-/Ausgabebaugr. C–I/O–9

Prozessorbaugr. C–CPU–2

Platz 5 Platz 33

BinäreingängeBE6 bis

1 3

Platz 19 Platz 33 Platz 19

BE14 bis

4 2

BE21

BE13

Binäreingänge

1 3 3 7UT635

7UT633

BE6 bisBE13

4 4

4 Ein-/Ausgabebaugr. C–I/O–1

Platz 5

BE1 bisBE5

4

nichtbestückt

4

BE14 bisBE21

BE1 bisBE5

BE22 bisBE29

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3.1.3.3 Schaltelemente auf Leiterplatten

Prozessorbaugrup-pe C-CPU-2

Das Layout der Leiterplatte für die Prozessorbaugruppe C-CPU-2 ist in Bild 3-10 dar-gestellt.

Die eingestellte Nennspannung der integrierten Stromversorgung wird nach Tabelle 3-2, die gewählten Steuerspannungen der Binäreingänge BE1 bis BE5 nach Tabelle 3-3, die Ruhestellung des Lifekontaktes nach Tabelle 3-4, und der Typ der integrierten RS232/RS485-Schnittstelle nach Tabelle 3-5 bis 3-7 kontrolliert.

Vor der Kontrolle der integrierten RS232/RS485-Schnittstelle müssen gegebenenfalls darüber liegende Schnittstellenmodule entfernt werden.

Bild 3-10 Prozessorbaugruppe C-CPU-2 (ohne Schnittstellenmodule) mit Darstellung der für die Kontrolle der Ein-stellungen notwendigen Brücken

F1

X21

21

X51

3 12

X53

3

1 2

X52

12

34

X40

31

2

1 2X

55

34

X22

213

4

X23

213

4

X24

213

4

X25

213

4

X10

61

23

X10

41

23 X10

51

23X10

3X

109

12

3X

107

1 2 3

X111X110

1 2 3X108

X90

12

3

Zeitsyn-chronisation(Port A)

Service-schnittstelle(Port C)

Frontbedien-schnittstelle

G1

+ –

Kabelbinder

Batterie

Sicherung

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1) Lieferstellung für Geräte mit Versorgungsnennspannungen DC 24 bis 125 V 2) Lieferstellung für Geräte mit Versorgungsnennspannungen DC 110 bis 220 V, AC 115 bis 230 V

Es besteht die Möglichkeit, die R485-Schnittstelle durch Umstecken von Brücken in eine RS232-Schnittstelle umzuwandeln und umgekehrt.

Die Brücken X105 bis X110 müssen gleichsinnig gesteckt sein!

Tabelle 3-2 Brückenstellung der Nennspannung der integrierten Stromversorgung auf der Prozessorbaugruppe C-CPU-2

BrückeNennspannung

DC 24 bis 48 V DC 60 bis 125 V DC 110 bis 250 V, AC 115 bis 230 V

X51 unbestückt 1–2 2–3

X52 unbestückt 1–2 und 3–4 2–3

X53 unbestückt 1–2 2–3

X55 unbestückt unbestückt 1–2

nicht änderbar sind ineinander überführbar

Sicherung T4H250V T2H250V

Tabelle 3-3 Brückenstellung der Steuerspannungen der Binäreingänge BE1 bis BE5 auf der Prozessorbaugruppe C-CPU-2

Binäreingabe Brücke Schwelle 17 V 1) Schwelle 73 V 2)

BE1 X21 1–2 2–3

BE2 X22 1–2 2–3

BE3 X23 1–2 2–3

BE4 X24 1–2 2–3

BE5 X25 1–2 2–3

Tabelle 3-4 Brückenstellung der Ruhestellung des Lifekontaktes auf der Prozessorbau-gruppe C-CPU-2

Brücke Ruhestellung offen Ruhestellung geschlossen Lieferstellung

X40 1–2 2–3 2–3

Tabelle 3-5 Brückenstellung der integrierten RS232/RS485-Schnittstelle auf der Prozes-sorbaugruppe C-CPU-2

Brücke RS232 RS485

X103 und X104 1–2 1–2

X105 bis X110 1–2 2–3

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Im Lieferzustand sind die Brücken gemäß bestellter Konfiguration gesteckt.

Bei der RS232-Schnittstelle wird mit der Brücke X111 die Flusssteuerung, die für die Modem-Kommunikation wichtig ist, aktiviert.

Brückenstellung 2–3: Der Modem-Anschluss erfolgt in der Anlage üblicherweise über Sternkoppler oder LWL-Umsetzer, damit stehen die Modemsteuersignale ge-mäß RS232 DIN Norm 66020 nicht zur Verfügung. Die Modemsignale werden nicht benötigt, weil die Verbindung zu den SIPROTEC® 4 Geräten immer im Halbduplex-Modus betrieben wird. Zu verwenden ist das Verbindungskabel mit der Bestellbe-zeichnung 7XV5100–4.

Brückenstellung 1–2: Mit dieser Einstellung werden die Modemsignale bereitge-stellt, d.h. für direkte RS232-Verbindung zwischen SIPROTEC® 4 Gerät und Modem kann optional auch diese Einstellung gewählt werden. Empfohlen wird hierbei die Ver-wendung handelsüblicher RS232-Modemverbindungskabel (Umsetzer 9-polig auf 25-polig).

Hinweis: Bei direktem DIGSI®-Anschluss an die RS232-Schnittstelle muss die Brü-cke X111 in Stellung 2–3 gesteckt sein.

*) Lieferzustand

Die jeweils letzten Geräte an einem RS485-Bus sind, wenn nicht extern über Wider-stände abgeschlossen wird, über die Brücken X103 und X104 zu konfigurieren.

Hinweis: Beide Brücken müssen immer gleich gesteckt sein!

*) Lieferzustand

Bei Lieferung sind die Abschlusswiderstände ausgeschaltet (Brückenstellung 1–2).

Eine Realisierung von Abschlusswiderständen kann auch extern erfolgen (z.B. am Anschlussmodul, siehe auch Bild 3-19). In diesem Fall müssen die auf der Leiterplatte befindlichen Abschlusswiderstände ausgeschaltet sein.

Die Brücke X90 ist z.Z. ohne Funktion. Die Lieferstellung ist 1–2.

Tabelle 3-6 Brückenstellung von CTS (Flusssteuerung) auf der Prozessorbaugruppe C-CPU-2

Brücke /CTS von der RS232-Schnittstelle /CTS durch /RTS angesteuert

X111 1–2 2–3 *)

Tabelle 3-7 Brückenstellung der Abschlusswiderstände der RS485-Schnittstelle auf der Prozessorbaugruppe C-CPU-2

BrückeAbschlusswiderstand

eingeschaltetAbschlusswiderstand

ausgeschaltet

X103 2–3 1–2 *)

X104 2–3 1–2 *)

284 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Ein-/Ausgabebau-gruppe C-I/O-1

Die Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-1 ist nur in Ausführung 7UT633 und 7UT635 vor-handen. Das Layout ist in Bild 3-11 dargestellt.

Bild 3-11 Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-1 mit Darstellung der für die Kontrolle der Einstel-lungen notwendigen Brücken

Je nach Ausführung können für bestimmte Ausgangsrelais Kontakte vom Schließer zum Öffner geändert werden (siehe auch Übersichtspläne im Anhang unter Abschnitt A.2).

Bei den Ausführungen 7UT633 gilt das für die Binärausgaben BA9 und BA17 (Bild 3-9, Platz 33 links und Platz 19 links).

Bei den Ausführungen 7UT635 gilt das für die Binärausgaben BA1, BA9 und BA17 (Bild 3-9, Platz 5 rechts, PLatz 33 links und Platz 19 links).

Tabelle 3-8 listet die Brückenstellungen.

HL

M

X22

X21

HL

M

X24

X23

HL

M

X26

X25

HL

M

X28

X27

HL

M

X30

X29

HL

M

X32

X31

HL

M

X34

X33

HL

M

X36

X35

X40

3

1

2

X71H L

(AD0)

X73 (AD2)X72 (AD1)

2857UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Kontrolle der Steuerspannungen der Binäreingänge BE6 bis BE29 (je nach Geräte-variante) nach Tabelle 3-9.

1) Lieferstellung für Geräte mit Versorgungsnennspannungen DC 24 bis 125 V 2) Lieferstellung für Geräte mit Versorgungsnennspannungen DC 110 bis 250 V und AC 115 V 3) Nur für Geräte mit Steuerspannungen DC 220 bis 250 V und AC 115 V

Die Brücken X71 bis X73 dienen zur Einstellung der Busadresse und dürfen nicht um-gesteckt werden. Die Tabelle 3-10 zeigt die Brückenstellungen im Lieferzustand.

Tabelle 3-8 Brückenstellung für die Kontaktart der Relais für BA1, BA9 und BA17 auf den Ein-/Ausgabebaugruppen C-I/O-1

GerätBaugruppe für Brücke

Ruhestellung offen (Schließer)

Ruhestellung geschlossen (Öffner)

Lieferstellung

7UT633Platz 33 links BA9 X40 1–2 2–3 1–2

Platz 19 links BA17 X40 1–2 2–3 1–2

7UT635

Platz 5 rechts BA1 X40 1–2 2–3 1–2

Platz 33 links BA9 X40 1–2 2–3 1–2

Platz 19 links BA17 X40 1–2 2–3 1–2

Tabelle 3-9 Brückenstellung der Steuerspannungen der Binäreingänge BE6 bis BE29 auf den Ein-/Ausgabebaugruppen C-I/O-1

Binäreingänge

BrückeSchwelle

17 V 1)

Schwelle

73 V 2)

Schwelle

154 V 3)Platz 33 links

Platz 19 links

Platz 5 rechts

BE6 BE14 BE22 X21/X22 L M H




BE10 BE18 BE26 X29/X30 L M H

BE11 BE19 BE27 X31/X32 L M H

BE12 BE20 BE28 X33/X34 L M H

BE13 BE21 BE29 X35/X36 L M H

Tabelle 3-10 Brückenstellung der Baugruppenadressen der Ein-/Ausgabebaugruppen C-I/O-1

BrückeEinbauplatz

Platz 19 links Platz 33 links Platz 5 rechts

X71 H L H

X72 H H L

X73 H H H

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Ein-/Ausgabebau-gruppe C-I/O-2 (nur 7UT613 und 7UT633)

Einbauplätze: bei 7UT613 Baugruppe in Bild 3-8, Platz 19, bei 7UT633 Baugruppe in Bild 3-9, Platz 19 rechts.

Die Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 ist nur in Ausführung 7UT613 und 7UT633 vor-handen. Das Layout ist in Bild 3-12 dargestellt.

Bild 3-12 Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 mit Darstellung der für die Kontrolle der Einstel-lungen notwendigen Brücken

Der Kontakt des Relais für die Binärausgabe BA6 kann als Schließer oder Öffner kon-figuriert werden (siehe auch Übersichtspläne im Anhang unter Abschnitt A.2).

X61

1A5A3 2 1

X64

1A5A3 2 1

X63

5A1A1 2 3

X62

5A1A1 2 3

X60

1A5A3 2 1

X41

13 2

(AD0)

L

X71 1 2 3

(AD1)

X72 1 2 3

(AD2)

X73 H

I9

IL3M3

I7

IL1M3I8

IL2M3

IZ2

2877UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Tabelle 3-11 Brückenstellung für die Kontaktart des Relais für BA6

Die Brücken X71, X72 und X73 auf der Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 dienen zur Einstellung der Busadresse und dürfen nicht umgesteckt werden. Die Tabelle 3-12 zeigt die Brückenstellungen im Lieferzustand.

Die Nennströme der Messstromeingänge können für jeden Eingangsübertrager durch Leiterplatten-Brücken bestimmt werden. Im Lieferzustand sind alle Brücken ein-heitlich für einen Nennstrom (gemäß Bestellbezeichnung des Gerätes) eingestellt.

Die Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2 trägt folgende Messstromeingänge:

• Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren: Für die 3-phasige Messstelle M3 sind 3 Messeingänge vorhanden: IL1M3, IL2M3, IL3M3. Die zu dieser Messstelle gehörigen Brücken X61, X62, X63 müssen alle auf den Nennstrom (sekundären Nennstrom der angeschlossenen Stromwandler: „1A“ oder „5A“) gesteckt werden. Außerdem muss die gemeinsame Brücke (X60) auf den selben Nennstrom gesteckt werden.

• Bei einphasigem Sammelschienenschutz: Es gibt 3 Eingänge für 3 Messstellen, die Abzweige 7 bis 9: I7, I8, I9. Jeder Eingang kann individuell auf „1A“ oder „5A“ eingestellt werden (X61, X62, X63). Nur wenn die Messeingänge I7 bis I9 den selben Nennstrom haben, wird die gemeinsame Brücke X60 auf den gleichen Nennstrom gesteckt. Sind innerhalb der Eingangsgruppe unterschiedliche Nennströme gültig, ist die Ein-stellung der gemeinsame Brücke X60 beliebig (hat keine Einfluss).

• Für den 1-phasigen Zusatzmesseingang IZ2: Brücke X64 wird auf den erforderlichen Nennstrom gemäß dem angeschlossenen Stromwandler eingestellt: „1A“ oder „5A“.

• Die Strommesseingänge auf C-I/O-2 können nicht auf „0.1A“ eingestellt werden. Sie sind daher nicht für einphasigen Sammelschienenschutz mit Mischwandlern geeignet.

Tabelle 3-13 fasst die Brückenbezeichnungen für den sekundären Nennstrom auf C-I/O-2 zusammen.

Brücke Ruhestellung offen (Schließer) Ruhestellung geschlossen (Öffner) Lieferstellung

X41 1–2 2–3 1–2

Tabelle 3-12 Brückenstellung der Baugruppenadressen der Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-2

Brücke Lieferzustand

X71 1–2 (H)

X72 1–2 (H)

X73 2–3 (L)

288 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Ein-/Ausgabebau-gruppe C-I/O-9 (alle Ausführun-gen)

Einbauplätze: bei 7UT613 Baugruppe in Bild 3-8, Platz 33, bei 7UT633 und 7UT635 Baugruppe in Bild 3-9, Platz 33 rechts.

Das Layout der Leiterplatte für die Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 ist in Bild 3-13 dargestellt.

Die Brücken X71, X72 und X73 auf der Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 dienen zur Einstellung der Busadresse und dürfen nicht umgesteckt werden. Tabelle 3-14 zeigt die Brückenstellungen im Lieferzustand.


Die Messeingänge richten sich nach dem Anwendungszweck und der Gerätevariante. Folgendes gilt bei allen Ausführungen für die oben angeführten Einbauplätze:

• Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren: Für jede der 3-phasigen Messstellen M1 und M2 sind je 3 Messeingänge vorhan-den: IL1M1, IL2M1, IL3M1, IL1M2, IL2M2, IL3M2. Die zur Messstelle M1 gehörigen Brücken X61, X62, X63 müssen alle auf den Nennstrom dieser Messstelle (sekundären Nennstrom der angeschlossenen Stromwandler: „1A“ oder „5A“) gesteckt werden. Außerdem muss die gemeinsame Brücke (X82) auf den selben Nennstrom gesteckt werden. Die zur Messstelle M2 gehörigen Brücken X65, X66, X67 müssen alle auf den Nennstrom dieser Messstelle (sekundären Nennstrom der angeschlossenen

Tabelle 3-13 Zuordnung der Brücken für den Nennstrom zu den Messeingängen auf der Ein-/Ausgabe-Baugruppe C-I/O-2

Anwendung Brücke

3-phasig 1-phasig individuell gemeinsam

IL1M3 I7 X61

X60IL2M3 I8 X62

IL3M3 I9 X63

IZ2 IZ2 X64 —

Tabelle 3-14 Brückenstellung der Baugruppenadressen der Ein-/Ausgabebaugruppen C-I/O-9, Einbauplatz 33 in 7UT613, Einbauplatz 33 rechts in 7UT633 und 7UT635

Brücke7UT613 7UT633 und 7UT635

Platz 33 Platz 33 rechts

X71 2–3 (L) 2–3 (L)

X72 1–2 (H) 1–2 (H)

X73 2–3 (L) 2–3 (L)

2897UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Stromwandler: „1A“ oder „5A“) gesteckt werden. Außerdem muss die gemeinsame Brücke (X81) auf den selben Nennstrom gesteckt werden.

• Bei Dreiphasenanwendungen in 7UT635: Die 1-phasigen Zusatzmesseingänge IZ1 und IZ3 können für eine fünfte 3-phasige Messstelle M5 verwendet werden. In diesem Fall stellen Sie die Brücken X64, X68 X83 und X84 alle auf den sekundären Nennstrom für die Messstelle 5 ein: „1A“ oder „5A“. Stellen Sie X85 und X86 in Stellung 1–2.

• Bei einphasigem Sammelschienenschutz: Es gibt 6 Eingänge für 6 Messstellen, die Abzweige 1 bis 6: I1, I2, I3, I4, I5, I6. Jeder Eingang kann individuell auf „1A“ oder „5A“ oder „0.1A“ eingestellt werden (X61, X62, X63, X65, X66, X67). Nur wenn die Messeingänge I1 bis I3 den selben Nennstrom haben, wird die ge-meinsame Brücke X82 auf den gleichen Nennstrom gesteckt. Nur wenn die Messeingänge I4 bis I6 den selben Nennstrom haben, wird die ge-meinsame Brücke X81 auf den gleichen Nennstrom gesteckt. Sind innerhalb der Eingangsgruppen unterschiedliche Nennströme gültig, wird die entsprechende gemeinsame Brücke auf „undef“ gesteckt. Bei vorgeschalteten Mischwandlern mit 100 mA Ausgang werden die Brücken für alle Messeingänge einschließlich der gemeinsamen Brücken auf „0.1A“ gesteckt.

• Für den 1-phasigen Zusatzmesseingang IZ1: Brücken X64 und X83 werden beide auf den erforderlichen Nennstrom gemäß dem angeschlossenen Stromwandler eingestellt: „1A“ oder „5A“. Aber: Wenn in 7UT635 dieser Eingang für eine fünfte 3-phasige Messstelle M5 ver-wendet wird, müssen die Brücken (wie oben erwähnt) auf den Sekundärnennstrom dieser Messstelle eingestellt werden.

• Für den 1-phasigen Zusatzmesseingang IZ3: Wenn dieser Eingang als „normaler“ 1-phasiger Messeingang verwendet wird, stel-len Sie die Brücken X68 und X84 beide auf den erforderlichen Nennstrom gemäß dem angeschlossenen Stromwandler: „1A“ oder „5A“. Die Brücken X85 und X86 er-halten beide die Stellung 1–2. Wenn dieser Eingang als „empfindlicher“ 1-phasiger Messeingang verwendet wird, ist die Stellung von X68 beliebig. Stellen Sie jedoch X84 in Stellung „1.6A“. Brücken X85 und X86 erhalten beide die Stellung 2–3. Aber: Wenn in 7UT635 dieser Eingang für eine fünfte 3-phasige Messstelle M5 ver-wendet wird, müssen die Brücken (wie oben erwähnt) auf den Sekundärnennstrom dieser Messstelle eingestellt werden. X85 und X86 erhalten dann beide die Stellung 1–2.


Tabelle 3-15 Zuordnung der Brücken für den Nennstrom zu den Messeingängen

Anwendung Brücken


IL1M1 I1 X61

X82IL2M1 I2 X62

IL3M1 I3 X631) bei 7UT635 anwendbar für Messstelle M5, siehe Text

290 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-13 Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 mit Darstellung der für die Kontrolle der Einstel-lungen notwendigen Brücken; Einbauplatz 33 in 7UT613 bzw. Einbauplatz 33 rechts in 7UT633 und 7UT635

IL1M2 I4 X65

X81IL2M2 I5 X66

IL3M2 I6 X67

IZ1 (IL1M51) — X64 X83

IZ3 (IL2M51) — X68

X84/X85/X86IZ3(emp) — —


Anwendung Brücken


1) bei 7UT635 anwendbar für Messstelle M5, siehe Text

I5

X64

5A

1A

0.1A

IL2M1

IL3M1

IL1M1

IZ3(empf)

IL2M2

I2I1

I3

I6

IL3M2

I4

IL1M2

X63

5A

1A

0.1A

X62

5A

1A

0.1A

X61

5A

1A

0.1A

X86

3 2 1X

853 2 1

IEE IE T4T9

X71

1 2 3 X72

H L

X73

1 2 3

H L

X65

5A

1A

0.1A

X68

5A

1A

0.1A

X67

5A

1A

0.1A

5A X841A

0.1A1.6A

T4orT9

5A X821A

0.1A

T5-T7

undef

5A X811A

0.1A

undef

T1-T3

X66

5A

1A

0.1A

X83

5A

1A

0.1A

T8(IL2M5)

IZ3

IZ1(IL1M5

1)

2917UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Ein-/Ausgabebau-gruppe C-I/O-9 (nur 7UT635)

Einbauplatz: bei 7UT635 Baugruppe in Bild 3-9, Platz 19 rechts.

7UT635 enthält eine zweite Baugruppe C-I/O-9. Das Layout der Leiterplatte ist in Bild 3-14 dargestellt.

Bild 3-14 Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 mit Darstellung der für die Kontrolle der Einstel-lungen notwendigen Brücken; Einbauplatz 19 rechts in 7UT635

I8

X64

5A

1A

0.1A

IZ4

IL2M4

IL3M4

IL1M4

IZ4(empf)

IL2M3

I11 I10

I12

I9

IL3M3

I7

IL1M3

X63

5A

1A

0.1A

X62

5A

1A

0.1A

X61

5A

1A

0.1A

X86

3 2 1X

853 2 1

IEE IE T4T9

X71

1 2 3 X72

H L

X73

1 2 3

H L

X65

5A

1A

0.1A

X68

5A

1A

0.1A

X67

5A

1A

0.1A

5A X841A

0.1A1.6A

T4orT9

5A X821A

0.1A

T5-T7

undef

5A X811A

0.1A

undef

T1-T3

X66

5A

1A

0.1A

X83

5A

1A

0.1A

T8

IZ2(IL3M5)

292 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Die Brücken X71, X72 und X73 auf der Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9 dienen zur Einstellung der Busadresse und dürfen nicht umgesteckt werden. Die Tabelle 3-16 zeigt die Brückenstellungen im Lieferzustand.


• Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren: Für jede der 3-phasigen Messstellen M3 und M4 sind je 3 Messeingänge vorhan-den: IL1M3, IL2M3, IL3M3, IL1M4, IL2M4, IL3M4. Die zur Messstelle M3 gehörigen Brücken X61, X62, X63 müssen alle auf den Nennstrom dieser Messstelle (sekundären Nennstrom der angeschlossenen Stromwandler: „1A“ oder „5A“) gesteckt werden. Außerdem muss die gemeinsame Brücke (X82) auf den selben Nennstrom gesteckt werden. Die zur Messstelle M4 gehörigen Brücken X65, X66, X67 müssen alle auf den Nennstrom dieser Messstelle (sekundären Nennstrom der angeschlossenen Stromwandler: „1A“ oder „5A“) gesteckt werden. Außerdem muss die gemeinsame Brücke (X81) auf den selben Nennstrom gesteckt werden.

• Bei Dreiphasenanwendungen in 7UT635: Der 1-phasigen Zusatzmesseingang IZ2 kann für eine fünfte 3-phasige Messstelle M5 verwendet werden. In diesem Fall stellen Sie die Brücken X64 und X83 beide auf den sekundären Nennstrom für die Messstelle 5 ein: „1A“ oder „5A“.

• Bei einphasigem Sammelschienenschutz: Es gibt 6 Eingänge für 6 Messstellen, die Abzweige 7 bis 12: I7, I8, I9, I10, I11, I12. Jeder Eingang kann individuell auf „1A“ oder „5A“ oder „0.1A“ eingestellt werden (X61, X62, X63, X65, X66, X67). Nur wenn die Messeingänge I7 bis I9 den selben Nennstrom haben, wird die ge-meinsame Brücke X82 auf den gleichen Nennstrom gesteckt. Nur wenn die Messeingänge I10 bis I12 den selben Nennstrom haben, wird die ge-meinsame Brücke X81 auf den gleichen Nennstrom gesteckt. Sind innerhalb der Eingangsgruppen unterschiedliche Nennströme gültig, wird die entsprechende gemeinsame Brücke auf „undef“ gesteckt. Bei vorgeschalteten Mischwandlern mit 100 mA Ausgang werden die Brücken für alle Messeingänge einschließlich der gemeinsamen Brücken auf „0.1A“ gesteckt.

• Für den 1-phasigen Zusatzmesseingang IZ2: Brücken X64 und X83 werden beide auf den erforderlichen Nennstrom gemäß dem angeschlossenen Stromwandler eingestellt: „1A“ oder „5A“. Aber: Wenn in 7UT635 dieser Eingang für eine fünfte 3-phasige Messstelle M5 ver-wendet wird, müssen die Brücken (wie oben erwähnt) auf den Sekundärnennstrom dieser Messstelle eingestellt werden.

Tabelle 3-16 Brückenstellung der Baugruppenadressen der Ein-/Ausgabebaugruppe C-I/O-9, Platz 19 rechts bei 7UT635

Brücke7UT635

Platz 19 rechts

X71 1–2 (H)

X72 1–2 (H)

X73 2–3 (L)

2937UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


• Für den 1-phasigen Zusatzmesseingang IZ4: Wenn dieser Eingang als „normaler“ 1-phasiger Messeingang verwendet wird, stel-len Sie die Brücken X68 und X84 beide auf den erforderlichen Nennstrom gemäß dem angeschlossenen Stromwandler: „1A“ oder „5A“. Die Brücken X85 und X86 er-halten beide die Stellung 1–2. Wenn dieser Eingang als „empfindlicher“ 1-phasiger Messeingang verwendet wird, ist die Stellung von X68 beliebig. Stellen Sie jedoch X84 in Stellung „1.6A“. Brücken X85 und X86 erhalten beide die Stellung 2–3.



Anwendung Brücken


IL1M3 I7 X61

X82IL2M3 I8 X62

IL3M3 I9 X63

IL1M4 I10 X65

X81IL2M4 I11 X66

IL3M4 I12 X67

IZ2 (IL3M51) — X64 X83

IZ4 — X68X84/X85/X86

IZ4(emp) — —1) beim 7UT635 anwendbar für Messstelle M5

294 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


3.1.3.4 Schnittstellenmodule

Austausch von Schnittstellen-modulen

Die Schnittstellenmodule sind abhängig von der Bestellvariante. Sie befinden sich auf der Prozessorbaugruppe C-CPU-2 ( in Bild 3-8 oder 3-9). Bild 3-15 zeigt die Ansicht auf die Leiterplatte mit der Anordnung der Module. Die Bestellnummern der Aus-tauschmodule finden Sie im Anhang unter Abschnitt A.1.3 Zubehör.

Bild 3-15 Prozessorbaugruppe C-CPU-2 mit Schnittstellenmodulen

Hinweis:

Bei Geräten im Aufbaugehäuse mit Lichtwellenleiter-Anschluss ist das LWL-Modul in einem Pultgehäuse untergebracht. Auf der CPU-Baugruppe befindet dort sich hinge-gen ein RS232-Schnittstellenmodul, welches mit dem im Pultgehäuse befindlichen LWL-Modul elektrisch kommuniziert.

B

D

Einbauort(Gehäuserückwand)

Systemschnittstelle

Zusatzschnittstelle

2957UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bitte beachten Sie:

• Der Austausch eines Schnittstellenmoduls kann nur bei Geräten im Einbaugehäuse vorgenommen werden. Geräte im Aufbaugehäuse können nur im Werk umgerüstet werden.

• Es können nur Schnittstellenmodule eingesetzt werden, mit denen das Gerät auch entsprechend dem Bestellschlüssel werksseitig bestellbar ist, (siehe auch Anhang A.1).

• Die Terminierung der busfähigen Schnittstellen gemäß Randtitel „RS485-Schnitt-stelle“ muss ggf. sichergestellt werden.

RS232-Schnittstelle Die RS232-Schnittstelle lässt sich nach Bild 3-17 in eine RS485-Schnittstelle umkon-figurieren.

Bild 3-15 zeigt die Ansicht auf die Leiterplatte der C-CPU-2 mit der Anordnung der Mo-dule. Bild 3-16 zeigt die Lage der Steckbrücken der RS232-Schnittstelle auf dem Schnittstellenmodul.

Abschlusswiderstände werden hier nicht benötigt. Sie sind stets ausgeschaltet.

Beachten Sie, dass sich bei Geräten im Aufbaugehäuse mit Lichtwellenleiter-An-schluss auf der CPU-Baugruppe ein RS232-Schnittstellenmodul befindet (siehe Hin-weis oben). Bei dieser Einsatzart sind auf dem RS232-Modul entgegen der Darstel-lung in Bild 3-16 die Steckbrücken X12 und X13 in Stellung 2–3 gesteckt.

Tabelle 3-18 Austauschmodule für Schnittstellen im Einbaugehäuse

Schnittstelle Einbauplatz Austauschmodul

Systemschnittstelle B

RS232

RS485

LWL 820 nm

Profibus FMS RS485

Profibus FMS Einfachring

Profibus FMS Doppelring

Profibus DP RS485

Profibus DP Doppelring

Modbus RS485

Modbus 820 nm

DNP 3.0 RS485

DNP 3.0 820 nm

Zusatzschnittstelle DLWL 820nm

RS485

296 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-16 Lage der Steckbrücken für die Konfiguration der RS232-Schnittstelle

Mit der Brücke X11 wird die Flusssteuerung, die für die Modem-Kommunikation wich-tig ist, aktiviert. Dabei bedeuten

Brückenstellung 2–3: Der Modem-Anschluss erfolgt in der Anlage üblicherweise über Sternkoppler oder LWL-Umsetzer, damit stehen die Modemsteuersignale gemäß RS232 DIN Norm 66020 nicht zur Verfügung. Die Modemsignale werden nicht benö-tigt, weil die Verbindung zu den SIPROTEC® -Geräten immer im Halbduplex-Modus betrieben wird. Zu verwenden ist das Verbindungskabel mit der Bestellbezeichnung 7XV5100–4.

Brückenstellung 1–2: Mit dieser Einstellung werden die Modemsignale bereitgestellt, d.h. für direkte RS232-Verbindung zwischen SIPROTEC® Gerät und Modem kann op-tional auch diese Einstellung gewählt werden. Empfohlen wird hierbei die Verwen-dung handlesüblicher RS232-Modemverbindungskabel (Umsetzer 9-polig auf 25-po-lig).

Hinweis: Bei direktem DIGSI®-Anschluss an die RS232-Schnittstelle muss die Brücke X11 in Stellung 2–3 gesteckt sein.

RS485-Schnitt-stelle

Die RS485-Schnittstelle lässt sich nach Bild 3-16 in eine RS232-Schnittstelle umkon-figurieren.

Bei busfähigen Schnittstellen ist beim jeweils letzten Gerät am Bus eine Terminierung notwendig, d.h. es müssen Abschlusswiderstände zugeschaltet werden.

Die Abschlusswiderstände befinden sich auf dem entsprechenden Schnittstellenmo-dul, welches sich auf der Prozessorbaugruppe C-CPU-2 befindet. Bild 3-15 zeigt die Ansicht auf die Leiterplatte der C-CPU-2 mit der Anordnung der Module.

Das Modul für die RS485-Schnittstelle ist in Bild 3-17 dargestellt, für die Profibus-Schnittstelle in Bild 3-18. Es müssen stets beide Brücken eines Moduls gleichsinnig gesteckt sein.

Tabelle 3-19 Brückenstellung von CTS (Flusssteuerung) auf dem Schnittstellenmodul

Brücke /CTS von der RS232-Schnittstelle /CTS durch /RTS angesteuert

X11 1–2 2–3

X31 32

X101 32

8X

1

32

X121 32

C53207-A324-B180

1

32 X

11

X6X7X4X5

1 32

1

32

X13

Darstellung der Brückenfür Lieferzustand

2977UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Im Lieferzustand sind die Brücken so gesteckt, dass die Abschlusswiderstände aus-geschaltet sind.

Bild 3-17 Lage der Steckbrücken für die Konfiguration der RS485-Schnittstelle

Bild 3-18 Lage der Steckbrücken für die Konfiguration der Profibus-Schnittstelle

Eine Realisierung von Abschlusswiderständen kann auch extern erfolgen (z.B. am Anschlussmodul, siehe Bild 3-19). In diesem Fall müssen die auf dem RS485- bzw. Profibus-Schnittstellenmodul befindlichen Abschlusswiderstände ausgeschaltet sein.

Bild 3-19 Externe Terminierung der RS485-Schnittstelle

X31 32

X101 32

8X

1

32

X121 32

C53207-A324-B180

1

32 X

11

X6X7X4X5

1 32

1

32

X13

BrückeAbschlusswiderstände

eingeschaltet ausgeschaltet

X3 2–3 1–2 *)

X4 2–3 1–2 *)

*) Lieferzustand

X33 12

X43 12Brücke

Abschlusswiderstände

eingeschaltet ausgeschaltet

X3 1–2 2–3 *)

X4 1–2 2–3 *)

C53207-A322- 2 3 4B100B101

*) Lieferzustand

390 Ω

220 Ω

390 Ω

+5 V

A/A´

B/B´

298 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


3.1.3.5 Zusammenbau des Gerätes

Der Zusammenbau des Gerätes wird in folgenden Schritten durchgeführt:

Baugruppen vorsichtig in das Gehäuse einschieben. Die Einbauplätze der Baugrup-pen gehen aus den Bildern 3-8 und 3-9 hervor. Bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau wird empfohlen, beim Stecken der Pro-zessorbaugruppe C-CPU-2 auf die Metallwinkel der Module zu drücken, damit das Einschieben in die Steckverbinder erleichtert wird.

Steckverbinder des Flachbandkabels zuerst auf die Ein-/Ausgabebaugruppen I/O und dann auf die Prozessorbaugruppe C-CPU-2 aufstecken. Dabei Vorsicht, damit keine Anschlussstifte verbogen werden! Keine Gewalt anwenden!

Steckverbinder des Flachbandkabels zwischen Prozessorbaugruppe C-CPU-2 und der Frontkappe auf den Steckverbinder der Frontkappe aufstecken.

Verriegelungen der Steckverbinder zusammendrücken.

Frontkappe aufsetzen und mit den Schrauben wieder am Gehäuse befestigen.

Die Abdeckungen wieder aufstecken.

Die Schnittstellen auf der Rückseite des Gerätes wieder festschrauben. Diese Tätigkeit entfällt bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau.

2997UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


3.2 Kontrolle der Anschlüsse

3.2.1 Kontrolle der Datenverbindung der seriellen Schnittstellen

Die Tabellen der nachstehenden Abschnitte zeigen die Pin-Belegungen der verschie-denen seriellen Schnittstellen des Gerätes und die der Zeitsynchronisationsschnitt-stelle. Die Lage der Anschlüsse geht aus Bild 3-20 hervor.

Bild 3-20 9-polige DSUB-Buchsen

Bedienschnittstelle Bei Verwendung der empfohlenen Schnittstellenleitung (Bestellbezeichnung siehe Anhang A.1.3) ist die korrekte physische Verbindung zwischen SIPROTEC®4 Gerät und PC bzw. Laptop automatisch sichergestellt.

System-schnittstelle

Bei Ausführungen mit serieller Schnittstelle zu einer Leitzentrale ist die Datenverbin-dung zu kontrollieren. Wichtig ist die visuelle Überprüfung der Zuordnung der Sende- und Empfangskanäle. Bei der RS232- und der Lichtwellenleiter-Schnittstelle ist jede Verbindung für eine Übertragungsrichtung bestimmt. Es muss deshalb der Datenaus-gang des einen Gerätes mit dem Dateneingang des anderen Gerätes verbunden sein und umgekehrt.

Bei Datenkabeln sind die Anschlüsse in Anlehnung an DIN 66020 und ISO 2110 be-zeichnet:

− TxD Datenausgang

− RxD Dateneingang

− RTS Sendeaufforderung

− CTS Sendefreigabe

− GND Signal-/Betriebserde

Der Leitungsschirm wird an beiden Leitungsenden geerdet. In extrem EMV-belasteter Umgebung kann zur Verbesserung der Störfestigkeit der GND in einem separaten, einzeln geschirmten Adernpaar mitgeführt werden.

P-Sl

ave

AME

RS23

2RS

232-

LWL RS

485

16

59

auf der Geräterückseite

59

16

Bedienschnittstelleauf der Gerätefrontseite

16

59

Serielle Schnittstelle

Zeitsynchronisations-schnittstelle auf der

Geräterückseite(Einbaugehäuse)

300 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Terminierung Die RS485-Schnittstellen sind busfähig für Halb-Duplex-Betrieb mit den Signalen A/A' und B/B' sowie dem gemeinsamen Bezugspotential C/C' (GND). Es ist zu kon-trollieren, dass nur beim letzten Gerät am jeweiligen Bus die Abschlusswiderstände zugeschaltet sind, bei allen anderen Geräten am Bus aber nicht.

Bei integrierten Schnittstellen befinden sich die Abschlusswiderstände auf der Pro-zessorbaugruppe C-CPU-2 (siehe Bild 3-10 und Tabelle 3-7).

Bei Schnittstellen-Modulen mit RS485 siehe Bild 3-17 bzw. Profibus RS485 siehe Bild 3-18).

Die Terminierungswiderstände können auch extern angebracht sein (Bild 3-19).

Wird der Bus erweitert, muss wieder dafür gesorgt werden, dass nur beim letzten Ge-rät am Bus die Abschlusswiderstände zugeschaltet sind, bei allen anderen Geräten am Bus aber nicht.

Zeitsynchronisa-tionsschnittstelle

Es können wahlweise 5-V-, 12-V- oder 24-V-Zeitsynchronisationssignale verarbeitet werden, wenn diese an die in Tabelle 3-21 genannten Eingänge geführt werden.

Tabelle 3-20 Belegung der DSUB-Buchse an den verschiedenen Schnittstellen

Pin-Nr. Bedien-SS RS232 RS485Profibus FMS Slave, RS485Profibus DP Slave, RS485

Modbus RS485DNP3.0 RS485

1 Schirm (mit Schirmkragen elektrisch verbunden)

2 RxD RxD — — —

3 TxD TxD A/A' (RxD/TxD–N) B/B' (RxD/TxD–P) A

4 — — — CNTR–A (TTL) RTS (TTL Pegel)

5 GND GND C/C' (GND) C/C' (GND) GND1

6 — — — +5 V (belastbar mit < 100 mA) VCC1

7 RTS RTS —*) — —

8 CTS CTS B/B' (RxD/TxD–P) A/A' (RxD/TxD–N) B

9 — — — — —

*) Pin 7 trägt auch bei Betrieb als RS485-Schnittstelle das Signal RTS mit RS232-Pegel. Pin 7 darf daher nicht angeschlossen werden!

Tabelle 3-21 Belegung der DSUB-Buchse der Zeitsynchronisationsschnittstelle

Pin-Nr. Bezeichnung Signalbedeutung1 P24_TSIG Eingang 24 V

2 P5_TSIG Eingang 5 V

3 M_TSIG Rückleiter

4 M_TSYNC*) Rückleiter*)

5 SCHIRM Schirmpotential

6 — —

7 P12_TSIG Eingang 12 V

8 P_TSYNC*) Eingang 24 V*)

9 SCHIRM Schirmpotential*) belegt, aber nicht nutzbar

3017UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Lichtwellenleiter Die Übertragung über Lichtwellenleiter ist besonders unempfindlich gegen elektro-magnetische Störungen und garantiert von sich aus eine galvanische Trennung der Verbindung. Sende- und Empfangsanschluss sind durch die Symbole für Sendeausgang und für Empfangseingang gekennzeichnet.

Die Zeichen-Ruhelage für die Lichtwellenleiterverbindung ist mit „Licht aus“ voreinge-stellt. Soll die Zeichen-Ruhelage geändert werden, erfolgt dies mittels Bedienpro-gramm DIGSI®, wie im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beschrieben.

Thermobox Falls eine oder zwei Thermoboxen 7XV566 zur Berücksichtigung der Öltemperatur bei Überlastschutz mit Heißpunktberechnung angeschlossen sind, überprüfen Sie diesen Anschluss an der Serviceschnittstelle (Port C).

Überprüfen Sie auch die Terminierung: Die Abschlusswiderstände müssen am Gerät 7UT6 zugeschaltet werden (siehe Abschnitt 3.1.3.4 unter „RS485-Schnittstelle“).

Hinweise zum 7XV566 finden Sie in der dort beigelegten Betriebsanleitung. Überprü-fen Sie die Übertragungsparameter an der Thermobox. Außer der Baudrate und Pa-rität ist auch die Busnummer wichtig.

• Bei Anschluss von 1 Thermobox 7XV566: Busnummer = 0 bei Simplex-Betrieb (einzustellen am 7XV566), Busnummer = 1 bei Duplex-Betrieb (einzustellen am 7XV566).

• Bei Anschluss von 2 Thermoboxen 7XV566: Busnummer = 1 für die 1. Thermobox (einzustellen am 7XV566 für RTD1 bis 6), Busnummer = 2 für die 2. Thermobox (einzustellen am 7XV566 für RTD7 bis 12).

3.2.2 Kontrolle der Anlagenanschlüsse

Warnung! Laserstrahlung! Nicht direkt in die Lichtwellenleiterelemente schauen!

Warnung! Die folgenden Kontrollschritte werden teilweise bei Vorhandensein gefährdender Spannungen durchgeführt. Sie dürfen daher nur durch entsprechend qualifizierte Per-sonen vorgenommen werden, die mit den Sicherheitsbestimmungen und Vorsichts-maßnahmen vertraut sind und diese befolgen.

Vorsicht!

Der Betrieb des Gerätes an einer Batterieladeeinrichtung ohne angeschlossene Bat-terie kann zu unzulässig hohen Spannungen und damit zur Zerstörung des Gerätes führen. Grenzwerte siehe auch Abschnitt 4.1.2 unter Technische Daten.

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Bevor das Gerät erstmalig an Spannung gelegt wird, soll es mindestens zwei Stunden im Betriebsraum gelegen haben, um einen Temperaturausgleich zu schaffen und Feuchtigkeit und Betauung zu vermeiden. Die Anschlussprüfungen werden am fertig montierten Gerät bei abgeschalteter und geerdeter Anlage vorgenommen.

Anschlussbeispiele für die Stromwandlerkreise sind im Anhang A.3 gegeben. Beach-ten Sie auch die Übersichtspläne (Anhang A.2) und die Anlagenpläne.

Schutzschalter der Hilfsspannungsversorgung und Messspannungen müssen ausge-schaltet sein.

Durchmessen aller Strom- und ggf. Spannungswandlerzuleitungen nach Anlagen- und Anschlussplan:

,Anschluss aller 3-phasigen Stromwandlersätze zu den Geräteeingängen richtig und entsprechend den Topologieeinstellungen (Abschnitt 2.1.2 und 2.1.3)?

,Anschluss aller 1-phasigen Stromwandlersätze zu den Geräteeingängen richtig und entsprechend den Topologieeinstellungen (Abschnitt 2.1.2 und 2.1.3)?

Erdung aller Stromwandler richtig?

Polarität der Stromwandleranschlüsse für jeden Wandlersatz einheitlich?

Phasenzuordnung aller Stromwandler richtig?

Polarität für alle 1-phasigen Stromeingänge richtig (soweit benutzt)?

Erdung der Spannungswandler richtig (soweit benutzt)?

Polarität der Spannungswandleranschlüsse einheitlich und richtig (soweit benutzt)?

Phasenzuordnung der Spannungswandler richtig (soweit benutzt)?

Polarität für Spannungseingang U4 richtig (soweit benutzt, z.B. für offene Dreiecks-wicklung)?

Sofern Prüfumschalter für die Sekundärprüfung des Gerätes eingesetzt sind, sind auch deren Funktionen zu überprüfen, insbesondere, dass in Stellung „Prüfen“ die Stromwandlersekundärleitungen selbsttätig kurzgeschlossen werden.

Die Kurzschließer der Anschlusssteckverbinder für die Stromkreise sind zu überprü-fen. Dies kann mit einer Sekundärprüfeinrichtung oder Durchgangsprüfeinrichtung ge-schehen. Stellen Sie sicher, dass nicht fälschlich rückwärts über die Stromwandler oder deren Kurzschließer der Klemmendurchgang vorgetäuscht wird.

Frontkappe abschrauben (vgl. auch Bilder 3-8 und 3-9).

Flachbandkabel an der Ein-/Ausgabebaugruppen C-I/O-9 lösen 7UT613: C-I/O-9 Einbauplatz 33; 7UT633: C-I/O-9 Einbauplatz 33 rechts; 7UT635: C-I/O-9 Einbauplatz 33 rechts; und die Baugruppe soweit herausziehen, dass kein Kontakt mit der Steckfassung am Gehäuse mehr besteht.

An der Anschlussseite Durchgang prüfen, und zwar für jedes Stromanschlusspaar.

Baugruppe wieder fest einschieben.

Nochmals an der Anschlussseite Durchgang prüfen, und zwar für jedes Strom-anschlusspaar.

Führen Sie die vor beschriebenen Durchgangsprüfung mit weiteren Baugruppen mit Stromanschlüssen durch (vgl. auch Bilder 3-8 und 3-9): 7UT613: C-I/O-2 Einbauplatz 19;

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7UT633: C-I/O-2 Einbauplatz 19 rechts; 7UT635: C-I/O-9 Einbauplatz 19 rechts.

Flachbandkabel vorsichtig aufdrücken. Dabei Vorsicht, damit keine Anschlussstifte verbogen werden! Keine Gewalt anwenden!

Frontkappe wieder aufsetzen und festschrauben.

Strommesser in die Hilfsspannungs-Versorgungsleitung einschleifen; Bereich ca. 2,5 A bis 5 A.

Automat für Hilfsspannung (Versorgung Schutz) einschalten, Spannungshöhe und ggf. Polarität an den Geräteklemmen bzw. an den Anschlussmodulen kontrollieren.

Die Stromaufnahme sollte der Ruheleistungsaufnahme des Gerätes entsprechen. Ein kurzes Ausschlagen des Zeigers ist unbedenklich und zeigt den Ladestromstoß der Speicherkapazitäten an.

Automat für die Versorgungs-Hilfsspannung ausschalten.

Strommesser entfernen; normalen Hilfsspannungsanschluss wiederherstellen.

Spannungswandlerschutzschalter einschalten (soweit benutzt).

Drehfeldsinn an den Geräteklemmen kontrollieren.

Automaten für Wandlerspannung (soweit benutzt) und Versorgungs-Hilfsspannung ausschalten.

Auslöseleitungen zu den Leistungsschaltern kontrollieren.

Steuerleitungen von und zu anderen Geräten kontrollieren.

Meldeleitungen kontrollieren.

Automaten wieder einschalten.

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3.3 Inbetriebsetzung


Bei Prüfungen mit einer Sekundärprüfeinrichtung ist darauf zu achten, dass keine an-deren Messgrößen aufgeschaltet sind und die Auslöse- und ggf. Einschaltkomman-dos zu den Leistungsschaltern unterbrochen sind, soweit nicht anders angegeben.

Für die Inbetriebsetzung müssen auch Schalthandlungen durchgeführt werden. Die beschriebenen Prüfungen setzen voraus, dass diese gefahrlos durchgeführt werden können. Sie sind daher nicht für betriebliche Kontrollen gedacht.

Warnung! Beim Betrieb elektrischer Geräte stehen zwangsläufig bestimmte Teile dieser Geräte unter gefährlicher Spannung. Es können deshalb schwere Körperverletzung oder Sachschaden auftreten, wenn nicht fachgerecht gehandelt wird.

Nur qualifiziertes Personal soll an diesem Gerät arbeiten. Dieses muss gründlich mit den einschlägigen Sicherheitsvorschriften und Vorsichtsmaßnahmen sowie den Warnhinweisen dieses Handbuches vertraut sein.

Vor allem ist zu beachten:

• Vor Anschluss irgendwelcher Verbindungen ist das Gerät am Schutzleiteran-schluss zu erden.

• Gefährliche Spannungen können in allen mit der Spannungsversorgung und mit den Mess- bzw. Prüfgrößen verbundenen Schaltungsteilen anstehen.

• Auch nach Abtrennen der Versorgungsspannung können gefährliche Spannungen im Gerät vorhanden sein (Kondensatorspeicher).

• Nach einem Ausschalten der Hilfsspannung soll zur Erzielung definierter Anfangs-bedingungen mit dem Wiedereinschalten der Hilfsspannung mindestens 10 s ge-wartet werden.

• Die unter Technische Daten genannten Grenzwerte dürfen nicht überschritten wer-den, auch nicht bei Prüfung und Inbetriebsetzung.

GEFAHR! Die Sekundäranschlüsse der Stromwandler müssen an diesen kurzgeschlos-sen sein, bevor die Stromzuleitungen zum Gerät unterbrochen werden!

Ist ein Prüfschalter vorhanden, welcher die Stromwandlersekundärleitungen automa-tisch kurzschließt, reicht es aus, diesen in Stellung „Prüfen“ zu bringen, sofern die Kurzschließer vorher überprüft worden sind.

Warnung! Primärversuche dürfen nur von qualifizierten Personen vorgenommen werden, die mit der Inbetriebnahme von Schutzsystemen, mit dem Betrieb der Anlage und mit den Si-cherheitsregeln und -vorschriften (Schalten, Erden, usw.) vertraut sind.

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3.3.1 Testbetrieb und Übertragungssperre ein- und ausschalten

Wenn das Gerät an eine zentrale Leit- oder Speichereinrichtung angeschlossen ist, können Sie bei einigen der angebotenen Protokolle die Informationen, die zur Leitstel-le übertragen werden, beeinflussen (siehe Abschnitt A.6 im Anhang).

Ist der Testbetrieb eingeschaltet, werden von einem SIPROTEC® 4 Gerät zur Zen-tralstelle abgesetzte Meldungen mit einem zusätzlichen Testbit gekennzeichnet, so dass zu erkennen ist, dass es sich nicht um Meldungen wirklicher Störungen handelt. Außerdem kann durch Aktivieren der Übertragungssperre bestimmt werden, dass während eines Testbetriebs überhaupt keine Meldungen über die Systemschnittstelle übertragen werden.

Wie Testbetrieb und Übertragungssperre aktiviert bzw. deaktiviert werden können, ist im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beschrieben. Beachten Sie bitte, dass bei der Gerätebearbeitung mit DIGSI® die Betriebsart Online Voraussetzung für die Nutzung dieser Testfunktionen ist.

3.3.2 Zeitsynchronisationsschnittstelle prüfen

Beim Anschluss eines externen Zeitzeichengebers (Antenne oder Generator) sind die vorgegebenen technischen Daten einzuhalten (siehe Abschnitt 4.1.4 unter Randtitel „Zeitsynchronisationsschnittstelle”). Eine ordnungsgemäße Funktion (IRIG B, DCF77) wird daran erkannt, dass maximal 3 Minuten nach dem Geräteanlauf der Uhrzeitstatus als „sychronisiert“ angezeigt wird, begleitet von der Betriebsmeldung „*3&8&=”.

Tabelle 3-22 Uhrzeit-Status

Nr. Statustext Status

1 synchronisiert

2

3

nicht synchronisiert4

5 !

6 !

Legende: =2

Zeit ungültigUhrzeitstörungSommerzeit

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3.3.3 Systemschnittstelle testen

Vorbemerkungen Sofern das Gerät über eine Systemschnittstelle verfügt und diese zur Kommunikation mit einer Leitzentrale verwendet wird, kann über die DIGSI® Gerätebedienung getes-tet werden, ob Meldungen korrekt übertragen werden. Sie sollten von dieser Testmög-lichkeit jedoch keinesfalls während des „scharfen“ Betriebs Gebrauch machen.

Der Schnittstellentest wird mit DIGSI® in der Betriebsart Online durchgeführt:

Verzeichnis 2: durch Doppelklick öffnen; die Bedienfunktionen für das Gerät erscheinen.

Anklicken von ;; rechts im Bild erscheint dessen Funktionsauswahl.

Doppelklicken in der Listenansicht auf 24F3GF3. Die Dialogbox 24F3GF3 wird geöffnet (siehe Bild 3-21).

Aufbau der Dialogbox

In der Spalte 24F3 werden die Displaytexte aller Meldungen angezeigt, die in der Matrix auf die Systemschnittstelle rangiert wurden. In der Spalte F;"" legen Sie für die Meldungen, die getestet werden sollen, einen Wert fest. Je nach Mel-dungstyp werden hierfür unterschiedliche Eingabefelder angeboten (z.B. #)77*/ 8*). Durch Anklicken eines der Felder können Sie aus der Auf-klappliste den gewünschten Wert auswählen.

GEFAHR! Das Absetzen oder Aufnehmen von Meldungen über die Systemschnittstelle mittels der Testfunktion ist ein tatsächlicher Informationsaustausch zwischen SIPROTEC® 4 Gerät und Leitstelle. Angeschlossene Betriebsmittel wie bei-spielsweise Leistungsschalter oder Trenner können dadurch geschaltet wer-den!

Hinweis:

Nach Abschluss dieser Tests wird das Gerät einen Erstanlauf durchführen. Damit werden alle Meldepuffer gelöscht. Ggf. sollten die Meldepuffer zuvor mittels DIGSI® ausgelesen und gesichert werden.

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Bild 3-21 Dialogbox: Meldungen erzeugen — Beispiel

Betriebszustand ändern

Beim ersten Betätigen einer der Tasten in der Spalte B:H werden Sie nach dem Passwort Nr. 6 (für Hardware-Testmenüs) gefragt. Nach korrekter Eingabe des Pass-wortes können Sie nun die Meldungen einzeln absetzen. Hierzu klicken Sie auf die Schaltfläche 4 innerhalb der entsprechenden Zeile. Die zugehörige Meldung wird abgesetzt und kann nun sowohl in den Betriebsmeldungen des SIPROTEC® 4 Gerätes als auch in der Leitzentrale der Anlage ausgelesen werden.

Die Freigabe für weitere Tests bleibt bestehen, bis die Dialogbox geschlossen wird.

Test in Melde-richtung

Für alle Informationen, die zur Leitzentrale übertragen werden sollen, testen sie die unter F;"" in der Aufklappliste angebotenen Möglichkeiten:

Stellen Sie sicher, dass evtl. durch die Tests hervorgerufene Schalthandlungen ge-fahrlos durchgeführt werden können (siehe oben unter GEFAHR!).

Klicken Sie bei der zu prüfenden Funktion auf Senden und kontrollieren Sie, dass die entsprechende Information bei der Zentrale ankommt und ggf. die erwartete Wirkung zeigt. Die Informationen, die normalerweise über Binäreingänge eingekop-pelt werden (erstes Zeichen „>“) werden bei dieser Prozedur ebenfalls zur Zentrale gemeldet. Die Funktion der Binäreingänge selbst wird getrennt getestet.

Beenden des Vorgangs

Um den Test der Systemschnittstelle zu beenden, klicken Sie auf I=2:>. Die Di-alogbox wird geschlossen, das Gerät ist während des daraufhin erfolgenden Erstan-laufes kurzzeitig nicht betriebsbereit.

Test in Befehls-richtung

Informationen in Befehlsrichtung beginnen mit einem „>“-Zeichen. Sie müssen von der Zentrale abgegeben werden. Die richtige Reaktion im Gerät ist zu kontrollieren.

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3.3.4 Schaltzustände der binären Ein-/Ausgänge prüfen

Vorbemerkungen Mit DIGSI® können Sie gezielt Binäreingänge, Ausgangsrelais und Leuchtdioden des SIPROTEC® 4 Gerätes einzeln ansteuern. So kontrollieren Sie z.B. in der Inbetrieb-nahmephase die korrekten Verbindungen zur Anlage. Sie sollten von dieser Testmög-lichkeit jedoch keinesfalls während des „scharfen“ Betriebs Gebrauch machen.

Hinweis: Nach Abschluss des Hardware-Tests wird das Gerät einen Erstanlauf durch-führen. Damit werden alle Meldepuffer gelöscht. Ggf. sollten die Meldepuffer zuvor mittels DIGSI® ausgelesen und gesichert werden.

Der Hardwaretest kann mit DIGSI® in der Betriebsart Online durchgeführt werden:

Verzeichnis 2: durch Doppelklick öffnen; die Bedienfunktionen für das Gerät erscheinen.

Anklicken von ;; rechts im Bild erscheint dessen Funktionsauswahl.

Doppelklicken in der Listenansicht auf !J:F4F;39. Die gleich-namige Dialogbox wird geöffnet (siehe Bild 3-22).

Aufbau der Dialogbox

Die Dialogbox ist in drei Gruppen unterteilt: für Binäreingänge, für Binärausga-ben und " für Leuchtdioden. Jeder dieser Gruppen ist links eine entsprechend be-schriftete Schaltfläche zugeordnet. Durch Doppelklicken auf diese Flächen können Sie die Einzelinformationen zur zugehörigen Gruppe aus- bzw. einblenden.

In der Spalte ; wird der derzeitige Zustand der jeweiligen Hardwarekomponente angezeigt. Die Darstellung erfolgt symbolisch. Die physischen Istzustände der Binär-eingänge und Binärausgänge werden durch die Symbole offener oder geschlossener Schalterkontakte dargestellt, die der Leuchtdioden durch das Symbol einer aus- oder eingeschalteten LED.

Der jeweils antivalente Zustand wird in der Spalte H22 dargestellt. Die Anzeige er-folgt im Klartext.

Die äußerste rechte Spalte zeigt an, welche Befehle oder Meldungen auf die jeweilige Hardwarekomponente rangiert sind.

GEFAHR! Ein Ändern von Schaltzuständen mittels der Testfunktion bewirkt einen tatsäch-lichen Wechsel des Betriebszustandes am SIPROTEC® 4 Gerät. Angeschlosse-ne Betriebsmittel (z.B. Leistungsschalter, Trenner) werden dadurch geschaltet!

Hinweis:

Nach Abschluss dieser Tests wird das Gerät einen Erstanlauf durchführen. Damit werden alle Meldepuffer gelöscht. Ggf. sollten die Meldepuffer zuvor mittels DIGSI® ausgelesen und gesichert werden.

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Bild 3-22 Dialogbox Geräte Ein- und Ausgaben — Beispiel

Betriebszustand ändern

Um den Betriebszustand einer Hardwarekomponente zu ändern, klicken Sie auf die zugehörige Schaltfläche in der Spalte H22.

Vor Ausführung des ersten Betriebszustandswechsels wird das Passwort Nr. 6 abge-fragt (sofern bei der Projektierung aktiviert). Nach Eingabe des korrekten Passwortes wird der Zustandswechsel ausgeführt. Die Freigabe für weitere Zustandswechsel bleibt bestehen, bis die Dialogbox geschlossen wird.

Test der Ausgangs-relais

Sie können jedes einzelne Ausgangsrelais erregen und damit die Verdrahtung zwi-schen Ausgangsrelais des 7UT6 und der Anlage überprüfen, ohne die darauf rangier-ten Meldungen erzeugen zu müssen. Sobald Sie den ersten Zustandswechsel für ein beliebiges Ausgangsrelais angestoßen haben, werden alle Ausgangsrelais von der geräteseitigen Funktionalität abgetrennt und sind nur noch von der Hardwaretestfunk-tion zu betätigen. Das bedeutet z.B., dass ein von einer Schutzfunktion oder einem Steuerungsbefehl am Bedienfeld herrührender Schaltauftrag an ein Ausgangsrelais nicht ausgeführt wird.

Stellen Sie sicher, dass die von den Ausgangsrelais hervorgerufenen Schalthand-lungen gefahrlos durchgeführt werden können (siehe oben unter GEFAHR!).

Testen Sie jedes Ausgangsrelais über das zugehörige H22-Feld der Dialogbox.

Beenden Sie den Testvorgang (siehe unten Randtitel „Beenden des Vorgangs“), damit nicht bei weiteren Prüfungen unbeabsichtigt Schalthandlungen ausgelöst werden.

Test der Binär-eingänge

Um die Verdrahtung zwischen der Anlage und den Binäreingängen des 7UT6 zu über-prüfen, müssen Sie in der Anlage die Ursache für die Einkopplung auslösen und die Wirkung am Gerät selbst auslesen.

Hierzu öffnen Sie wieder die Dialogbox !J:F4F;39, um sich die physische Stellung der Binäreingabe anzusehen. Das Passwort wird noch nicht benö-tigt.

Betätigen Sie in der Anlage jede der Funktionen, die Ursache für die Binäreingaben sind.

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Prüfen Sie die Reaktion in der ;-Spalte der Dialogbox. Hierzu müssen Sie die Dialogbox aktualisieren. Die Möglichkeiten stehen weiter unten unter Randtitel „Ak-tualisieren der Anzeige“.

Wenn Sie jedoch die Auswirkungen eines binären Eingangs überprüfen wollen, ohne wirklich in der Anlage Schalthandlungen vorzunehmen, können Sie dies durch An-steuerung einzelner Binäreingänge mit dem Hardwaretest durchführen. Sobald Sie den ersten Zustandswechsel für einen beliebigen Binäreingang angestoßen und das Passwort Nr. 6 eingegeben haben, werden alle Binäreingänge von der Anlagenseite abgetrennt und sind nur noch über die Hardwaretestfunktion zu betätigen.

Beenden Sie den Testvorgang (siehe unten Randtitel „Beenden des Vorgangs“).

Test der Leucht-dioden

Die LED können Sie in ähnlicher Weise wie die anderen Ein-/Ausgabekomponenten prüfen. Sobald Sie den ersten Zustandswechsel für eine beliebige Leuchtdiode ange-stoßen haben, werden alle Leuchtdioden von der geräteseitigen Funktionalität abge-trennt und sind nur noch über die Hardwaretestfunktion zu betätigen. Das bedeutet z.B., dass von einer Schutzfunktion oder durch Betätigen der LED-Resettaste keine Leuchtdiode mehr zum Leuchten gebracht wird.

Aktualisieren der Anzeige

Während des Öffnens der Dialogbox 4K;C; werden die zu diesem Zeitpunkt aktuellen Betriebszustände der Hardwarekomponenten eingelesen und an-gezeigt. Eine Aktualisierung erfolgt:

− für die jeweilige Hardwarekomponente, wenn ein Befehl zum Wechsel in einen an-deren Betriebszustand erfolgreich durchgeführt wurde,

− für alle Hardwarekomponenten durch Anklicken des Schaltfeldes BF2:;:,

− für alle Hardwarekomponenten durch zyklische Aktualisierung (Zykluszeit beträgt 20 Sekunden) durch Markieren der Option <B2:;I=;BF2:;:.

Beenden des Vorgangs

Um den Hardwaretest zu beenden, klicken Sie auf I=2:>. Die Dialogbox wird geschlossen. Damit werden alle Hardwarekomponenten wieder in den von den Anla-genverhältnissen vorgegebenen Betriebszustand zurückversetzt, das Gerät ist wäh-rend des daraufhin erfolgenden Erstanlaufes kurzzeitig nicht betriebsbereit.

3.3.5 Überprüfung der Einstellkonsistenz

Das Gerät 7UT6 kontrolliert die Einstellungen für die Schutzfunktionen und die zuge-hörigen Konfigurationsparameter auf Konsistenz und meldet, wenn Einstellungen wi-dersprüchlich sind. Zum Beispiel kann der Erdfehlerdifferentialschutz nicht eingesetzt sein, wenn kein Messeingang für den Sternpunktstrom zwischen Sternpunktzufüh-rung des Schutzobjektes und dem Erder zugeordnet ist.

Auch werden die Anpassungsfaktoren zwischen den Stromwandler-Nennströmen und den Betriebsnennströmen, auf die sich die jeweiligen Schutzfunktionen beziehen, überprüft. Bei hohen Abweichungen und gleichzeitig empfindlicher Einstellung wird eine Meldung ausgegeben, die auf diesen Umstand hinweist und die möglicherweise betroffene Einstelladresse angibt.

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Überzeugen Sie sich in den Betriebsmeldungen oder Spontanmeldungen, dass keine solchen Inkonsistenzinformationen vorliegen. Tabelle 3-23 zeigt solche Meldungen.

Tabelle 3-23 Inkonsistenzmeldungen

Meldung FNr Bedeutung s.a. Ab-schnitt

IN falsch 00192 Einstellung der sekundären Nennströme auf Ein-/Ausgabebaugruppe in-konsistent, allgemein

2.1.33.1.3.3

IN falsch IM1bisIN falsch IM5

30097bis

30101

Einstellung der sekundären Nennströme inkonsistent für den angegebe-nen Messstromeingang (3-phasige Eingänge)

2.1.33.1.3.3

IN falsch I1..3bisIN fals I10..12

30102bis

30105

Einstellung der sekundären Nennströme inkonsistent für den angegebe-nen Messstromeingang (für 1--phasigen Sammelschienenschutz)

2.1.33.1.3.3

IN falsch IZ1bisIN falsch IZ4

30106bis

30109

Einstellung der sekundären Nennströme inkonsistent für den angegebe-nen Messstromeingang (1-phasige Eingänge)

2.1.33.1.3.3

Fehl.Proj/Param 00311 Sammelmeldung für Konfigurierungsfehler

ALL Feh ArtGrup 00312 Allgemein: Fehler bei der Schaltgruppe bei Transformatorschutz 2.1.3

ALL Feh Erd-Wdl 00313 Fehler beim 1-phasigen Eingang bei Erdfehlerdifferentialschutz 2.1.2

ALL Feh SeiMess 00314 Fehler bei der Zuordnung von Seiten und/oder Messstellen 2.1.2

zu klein Par: 30067 Einstellwert zu klein bei der angegebenen Adresse

zu gross Par: 30068 Einstellwert zu groß bei der angegebenen Adresse

Fehler Param: 30069 Einstellung implausibel bei der angegebenen Adresse

Diff Fak-Wdl >< 05620 Die Anpassung der Stromwandler für den Differentialschutz ergibt einen zu großen oder zu kleinen Faktor

2.1.32.2

EDS Feh Objekt 05835 Erdfehlerdifferentialschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht mög-lich

2.1.32.1.4

EDS Fak-Wdl >< 05836 Die Anpassung des Stromwandlers für den Erdfehlerdifferentialschutz er-gibt einen zu großen oder zu kleinen Faktor

2.1.32.3

EDS Feh o.S-Wdl 05830 Für den Erdfehlerdifferentialschutz ist kein 1-phasiger Messeingang für den Sternpunktstrom zugeordnet

2.1.22.1.42.2

U/AMZ Ph FehObj 01860 Überstromzeitschutz für Phasenströme ist beim konfigurierten Schutzob-jekt nicht möglich

2.1.22.1.4

U/AMZ I0 FehObj 01861 Überstromzeitschutz für Nullstrom ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich

2.1.22.1.4

U/AMZ E FehZuor 01862 Keine Zuordnung möglich für Überstromzeitschutz für Erdstrom 2.1.22.1.4

UMZ1ph FehZuord 05981 Keine Zuordnung möglich für 1-phasigen Überstromzeitschutz 2.1.22.1.4

SLS Feh Objekt 05172 Schieflastschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich 2.1.22.1.4

SLS Fak-Wdl >< 05168 Die Anpassung der Stromwandler für den Schieflastschutz ergibt einen zu großen oder zu kleinen Faktor

2.1.32.8

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Überzeugen Sie sich auch in den Betriebsmeldungen oder Spontanmeldungen, dass keine anderen Störungsmeldungen des Gerätes vorliegen.

Auch die Anpassungsfaktoren der Messeingange sind in den Betriebsmeldungen zu finden. Es wird empfohlen, diese Faktoren zu überprüfen, auch dann, wenn keine der oben genannten Meldungen vorliegt. Die angezeigten Faktoren sind:

− allgemein die Verhältnisse der Nennströme bzw. Nennspannungen zu den Nenn-strömen bzw. Nennspannungen der Messwandler an den Messstellen;

− für den Differentialschutz das Verhältnis des Objektnennstromes zu den Nennströ-men der Stromwandler an den Messstellen;

− für den Erdfehlerdifferentialschutz das Verhältnis der Nennströme der zugeordne-ten Seite des Schutzobjektes zum Nennstrom des Stromwandlers im Sternpunkt.

Keiner der Faktoren sollte größer als 5 oder kleiner als 0,2 sein. Mit höheren Mess-toleranzen muss sonst gerechnet werden. Ist ein Faktor größer als 50 oder kleiner als 0,02, kann es zur unerwarteten Reaktionen des Gerätes kommen.

ULS Feh kein Q 01545 Temperaturaufnahme für Überlastschutz fehlt (von Thermobox) 2.1.12.9.3

ULS Feh Objekt 01549 Überlastschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich 2.1.22.1.4

ULS Fak-Wdl >< 01546 Die Anpassung der Stromwandler für den Überlastschutz ergibt einen zu großen oder zu kleinen Faktor

2.1.32.9

U/f Feh Objekt 05377 Übererregungsschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich 2.1.22.1.4

U/f Feh o.U-Wdl 05376 Übererregungsschutz ist ohne Spannungsanschluss nicht möglich 2.1.2

SVS Feh Objekt 01488 Schalterversagerschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich 2.1.22.1.4

AKU Rang.Fehler 06864 Für Auslösekreisüberwachung wurde nicht die richtige Zahl von Binärein-gängen eingestellt

2.14.1.43.1.2

Tabelle 3-23 Inkonsistenzmeldungen

Meldung FNr Bedeutung s.a. Ab-schnitt

Tabelle 3-24 Anzeige von Anpassungsfaktoren

Meldung FNr Bedeutung s. a. Ab-schnitt

ALL Wdl-M1: bis ALL Wdl-M5:

30060 bis

30064

Allgemein: Anpassungsfaktor für die angegebene Messstelle 2.1.3

ALL Wdl-U1: 30065 Allgemein: Anpassungsfaktor für 3-phasigen Messspannungseingang 2.1.3

Diff Wdl-M1: bis Diff Wdl-M5:

05733bis

05737

Differentialschutz: Anpassungsfaktor für die angegebene Messstelle (3-phasiges Schutzobjekt)

2.1.3

Diff Wdl-I1: bis DiffWdl-I12:

05721bis

05732

Differentialschutz: Anpassungsfaktor für die angegebene Messstelle (1-phasiger Sammelschienenschutz)

2.1.3

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3.3.6 Prüfungen für den Leistungsschalterversagerschutz

Wenn das Gerät über den Schalterversagerschutz verfügt und dieser verwendet wird, ist die Einbindung dieser Schutzfunktion in die Anlage praxisnah zu überprüfen.

Aufgrund der Vielfalt der Anwendungsmöglichkeiten und der möglichen Anlagenkon-figurationen ist eine detaillierte Beschreibung der notwendigen Prüfungen nicht mög-lich. Auf jeden Fall sind die örtlichen Gegebenheiten und die Anlagen- und Schutzplä-ne zu beachten.

Es wird empfohlen, vor Beginn der Prüfungen den Leistungsschalter des zu prüfenden Abzweigs beidseitig zu isolieren, d.h., Abzweigtrenner und Sammelschienentrenner sollen offen sein, damit der Schalter gefahrlos geschaltet werden kann.

Das Auslösekommando der anderen Schutzfunktionen zum getesteten Leistungs-schalter wird unterbrochen, damit dieser nur vom Schalterversagerschutz ausgelöst werden kann.

Die folgenden Listen erheben keinen Anspruch auf Vollständigkeit, können aber auch Punkte enthalten, die im aktuellen Anwendungsfall zu übergehen sind.

Leistungsschalter-hilfskontakte

Wenn Leistungsschalterhilfskontakte an das Gerät angeschlossen sind, bilden diese einen wesentlichen Bestandteil der Sicherheit des Schalterversagerschutzes. Verge-wissern Sie sich, dass die richtige Zuordnung überprüft worden ist (Abschnitt 3.3.4). Insbesondere müssen die Messstelle (Stromwandler) für den Schalterversager-schutz, der zu überwachende Leistungsschalter und dessen Hilfskontakte der glei-chen Messstelle oder Seite des Schutzobjektes zugeordnet sein.

Anwurfbedingun-gen extern

Wenn der Schalterversagerschutz auch von externen Schutzeinrichtungen gestartet werden kann, werden die externen Anwurfbedingungen überprüft.

Damit der Schalterversagerschutz angeworfen werden kann, muss zumindest über die geprüfte Phase ein Strom fließen. Dies kann ein sekundär eingeprägter Strom sein.

Diff Wdl-Z1: bis Diff Wdl-Z4:

05738bis

05741

Differentialschutz: Anpassungsfaktor für die angegebene 1-phasige Zusatzmessstelle

2.1.3

EDS Wdl-Stp: 05833 Erdfehlerdifferentialschutz: Anpassungsfaktor für den Sternpunktstrom 2.1.3

Tabelle 3-24 Anzeige von Anpassungsfaktoren

Meldung FNr Bedeutung s. a. Ab-schnitt

Vorsicht!

Auch bei den Prüfungen am örtlichen Abzweig-Leistungsschalter kann es zum Auslö-sebefehl für die nächste Sammelschiene kommen. Daher ist zunächst die Auslösung für die umliegenden Schalter (Sammelschiene) unwirksam zu machen, z.B. durch Ab-schalten der entsprechenden Steuerspannungen.

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Anwurf durch Auslösekommando des externen Schutzes: Binäreingabefunktionen „0*&*“ (FNr ) (in spontanen oder Störfall-meldungen).

Nach dem Anwurf muss die Meldung „0&?*&“ (FNr ) in den spontanen Meldungen oder Störfallmeldungen erscheinen.

Bei zweistufigem Schalterversagerschutz erfolgt normalerweise nach Ablauf von (Adresse ) das wiederholte Auslösekommando für den überwachten Schalter.

Bei ein- oder zweistufigem Schalterversagerschutz erscheint nach Ablauf der Zeit ( (Adresse ) Auslösekommando des Schalterversagerschutzes für die um-liegenden Leistungsschalter.

Prüfstrom abschalten.

Falls Start ohne Stromfluss möglich ist:

Zu überwachenden Leistungsschalter bei zu beiden Seiten offenen Trennern schließen.

Anwurf durch Auslösekommando des externen Schutzes: Binäreingabefunktionen „0*&*“ (FNr ) (in spontanen oder Störfall-meldungen).

Nach dem Anwurf muss die Meldung „0&?*&“ (FNr ) in den spontanen Meldungen oder Störfallmeldungen erscheinen.

Bei zweistufigem Schalterversagerschutz erfolgen normalerweise nach Ablauf von (Adresse ) das wiederholte Auslösekommando für den überwachten Schalter und die Meldung „02“ (FNr ).

Bei ein- oder zweistufigem Schalterversagerschutz erscheinen nach Ablauf der Zeit ( (Adresse ) Auslösekommando des Schalterversagerschutzes für die um-liegenden Leistungsschalter und die Meldung „02“ (FNr ).

Geprüften Leistungsschalter wieder öffnen.

Sammelschienen-auslösung

Für die Prüfung in der Anlage ist besonders wichtig, dass die Verteilung des Auslöse-kommandos bei Schalterversagen an die umliegenden Leistungsschalter richtig er-folgt.

Als umliegende Leistungsschalter werden alle die bezeichnet, welche bei Versagen des Abzweig-Leistungsschalters ausgelöst werden müssen, damit der Kurzschluss-strom unterbrochen wird. Dies sind also die Leistungsschalter aller Abzweige, über die die Sammelschiene oder der Sammelschienenabschnitt gespeist werden kann, an der der kurzschlussbehaftete Abzweig angeschlossen ist. Bei einem Transformator kann dazu auch der unterspannungsseitige oder an einer anderen Seite befindliche Leistungsschalter gehören, wenn der oberspannungsseitige überwacht werden soll und umgekehrt.

Eine allgemeine detaillierte Prüfvorschrift kann nicht aufgestellt werden, da die Defini-tion der umliegenden Leistungsschalter weitgehend vom Aufbau der Schaltanlage ab-hängig ist.

Insbesondere bei Mehrfach-Sammelschienen muss die Verteilungslogik für die umlie-genden Leistungsschalter überprüft werden. Hierbei ist für jeden Sammelschienenab-schnitt zu überprüfen, dass im Falle des Versagens des betrachteten Abzweig-Leis-tungsschalters alle Leistungsschalter ausgelöst werden, die mit dem gleichen Sam-melschienenabschnitt verbunden sind, und nur diese.

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Abschluss Alle provisorischen Maßnahmen, die für die Prüfung getroffen wurden, sind rückgän-gig zu machen, z.B. besondere Schaltzustände, unterbrochene Auslösekommandos, Änderungen an Einstellwerten oder Ausschalten einzelner Schutzfunktionen.

3.3.7 Symmetrische Stromprüfung (dreiphasig) am Schutzobjekt

Sollten Sekundärprüfeinrichtungen am Gerät angeschlossen sein, sind diese zu ent-fernen oder ggf. vorhandenen Prüfschalter in Betriebsstellung zu schalten.

Sämtliche Messgrößen der folgenden Prüfungen können Sie auch vom PC mit einem Web-Browser über das „IBS-Tool“ überprüfen. Dieses erlaubt ein bequemes Ausle-sen aller Messgrößen mit Visualisierung durch Zeigerdiagramme.

Wenn Sie mit dem „IBS-Tool“ arbeiten wollen, beachten Sie auch die zum „IBS-Tool“ gehörigen Hilfen. Die für den Browser benötigte IP-Adresse richtet sich danach, an welcher Schnittstelle der PC angeschlossen ist:

• Anschluss an die vordere Bedienschnittstelle: IP-Adresse 141.141.255.160

• Anschluss an die hintere Serviceschnittstelle: IP-Adresse 141.143.255.160

Die Übertragungsgeschwindigkeit ist 115 kBaud.

Die folgenden Beschreibungen beziehen sich auf das Auslesen der Messgrößen mit-tels DIGSI®. Sämtliche Messwerte lassen sich auch am Gerät auslesen.

Vorbereitung der Stromprüfungen

Die Stromprüfungen sind bei der Erstinbetriebnahme grundsätzlich vor dem ersten Einschalten an Spannung vorzunehmen, damit beim erstmaligen Erregen des Schutz-objektes mit Spannungsbeanspruchung der Differentialschutz als Kurzschlussschutz wirksam ist. Sollten die Stromprüfungen nur mit eingeschaltetem Schutzobjekt mög-lich sein (z.B. bei Netztransformatoren, wenn keine Niederspannungs-Prüfquelle ver-fügbar ist), muss zuvor zumindest an der Speiseseite ein externer Reserveschutz, z.B. Überstromzeitschutz, in Betrieb genommen werden, der auf den speisenden Leistungsschalter wirkt. Die Auslösekreise anderer Schutzeinrichtungen (z.B. Buch-holzschutz) müssen ebenfalls wirksam bleiben.

Bei Schutzobjekten mit mehr als 2 Messstellen sind die Stromprüfungen so oft zu wie-derholen, dass alle Seiten des Schutzobjektes mindestens einmal in die Stromfluss-prüfung einbezogen worden sind. Es ist nicht nötig, jeden möglichen Stromweg zu überprüfen. Es empfiehlt sich, mit der Messstelle M1 des Hauptschutzobjektes zu be-ginnen und diese gegen jede der anderen zu überprüfen. Hat eine Seite mehr als eine Messstelle, muss jede mindestens einmal in die Prüfung einbezogen werden. Die übrigen Messstellen bleiben stromfrei.

Sind weitere 3-phasige Schutzobjekte vorhanden, werden diese gesondert gemäß ih-rer Topologie überprüft.

Der Prüfaufbau variiert entsprechend dem Anwendungsfall.

Hinweis:

Es muss damit gerechnet werden, dass bei falschen Anschlüssen Auslösung erfolgt.

316 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bei Netztransformatoren und Asynchronmaschinen wird vorzugsweise eine Nieder-spannungsprüfung durchgeführt, bei der das völlig vom Netz isolierte Schutzobjekt von einer Niederspannungs-Prüfquelle mit Strom beaufschlagt wird (Bild 3-23). Der Prüfstrom wird von der symmetrischen Prüfquelle über eine außerhalb des Schutzbe-reiches eingebaute, mit dem Prüfstrom belastbare Kurzschlussbrücke oder den Mo-torsternpunkt erzeugt. Die Prüfstromquelle wird bei Transformatoren normalerweise an der Oberspannungsseite angeschlossen, die Kurzschlussbrücke an einer Unter-spannungsseite.

Bild 3-23 Prüfaufbau mit Niederspannungs-Stromquelle — Beispiele für Transformator und Motor

Bei Blocktransformatoren und Synchronmaschinen werden die Prüfungen bei den Stromfahrten durchgeführt, wobei die Maschine selber als Prüfstromquelle dient (Bild 3-24). Der Prüfstrom wird durch eine außerhalb des Schutzbereiches eingebaute, kurzzeitig mit Generatornennstrom belastbare Kurzschlussbrücke erzeugt.

Bild 3-24 Prüfaufbau im Kraftwerk mit Generator als Stromquelle — Beispiel

GEFAHR! Primäre Maßnahmen dürfen nur an spannungslosen und geerdeten Anlagen-teilen durchgeführt werden! Lebensgefahr besteht auch an spannungslosen Teilen durch kapazitive Einkopplung von anderen Anlagenteilen!

400 V3~400 V

M

400 V3~400 V

Prüfquelle Prüfquelle

7UT6 7UT6

7UT6

G

7UT6

7UT6

3177UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bei Sammelschienen und kurzen Leitungen kann eine Niederspannungs-Prüfquelle verwendet werden oder mit Betriebsstrom geprüft werden. Im letzteren Fall sind obige Hinweise bezüglich Reserveschutz unbedingt zu beachten!

Beim einphasigen Differentialschutz für Sammelschienen mit mehr als 2 Abzweigen ist keine symmetrische Stromprüfung notwendig (aber natürlich zulässig). Es kann mit einphasigem Strom geprüft werden. Allerdings ist die Stromprüfung für jeden mögli-chen Stromweg durchzuführen (z.B. Abzweig 1 gegen Abzweig 2, Abzweig 1 gegen Abzweig 3, usw.). Lesen Sie zuerst die Hinweise in Abschnitt 3.3.9 über „Prüfungen für den Sammelschienenschutz“ (Seite 329).

Durchführung der Stromprüfungen

Bevor Sie mit der ersten Stromprüfung beginnen, kontrollieren Sie anhand Adresse 1 die richtige Polaritätseinstellung für die Messstelle 1 und vergleichen Sie diese mit den wirklichen Stromanschlüssen. Näheres siehe auch Ab-schnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“ (Seite 42). Diese Überprüfung ist besonders bei Geräten mit Spannungseingängen wichtig, weil bei Nichtübereinstimmung möglicherweise alle weiteren falschen Polaritäten nicht erkannt werden, da die Schutzfunktionen auch richtig arbeiten, wenn alle Pola-ritäten falsch sind. Erst bei der Leistungsprüfung mit Spannung (Abschnitt 3.3.11) wür-den die Fehler entdeckt.

Für die Inbetriebsetzungsprüfungen ist ein durchfließender Strom von mindestens 2 % des Gerätenennstromes je Phase erforderlich.

Diese Überprüfungen können nicht die Sichtkontrolle der richtigen Stromwandleran-schlüsse ersetzen. Die abgeschlossenen Kontrollen gemäß Abschnitt 3.2.2 ist daher vorausgesetzt.

Mit den vom Gerät 7UT6 zur Verfügung gestellten Betriebsmesswerten ist eine rasche Inbetriebnahme ohne externe Instrumentierung möglich. Die Indizierung der gemes-senen und angezeigten Werte ist wie folgt:

Hinter dem Formelzeichen (I, ϕ) folgt die Leiterkennzeichnung mit L, danach ist die Kennziffer der Seite (also z.B. Trafowicklung) oder der Messstelle angegeben, z.B. IL1S1= Strom in Leiter L1 auf der Seite S1, IL1M1= Strom in Leiter L1 an der Messstelle M1.

Die folgende Vorgehensweise ist für dreiphasige Schutzobjekte bestimmt, und zwar für Messtelle M1 gegen Messstelle M2. Bei Transformatoren wird angenommen, dass Seite 1 die Oberspannungsseite des Transformators ist. Die weiteren möglichen Strompfade werden in analoger Weise überprüft.

Prüfstrom einschalten bzw. Generator auf Nenndrehzahl bringen und auf Prüfstrom erregen. Es darf keine der Messwertüberwachungen im 7UT6 ansprechen. Sollte doch eine Störungsmeldung vorliegen, so kann in den Betriebsmeldungen oder den spontanen Meldungen (siehe auch SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) nachgesehen werden, welche Ursachen in Frage kommen.

Bei Meldung von den Symmetrieüberwachungen ist es möglich, dass tatsächlich Unsymmetrien von der Primäranlage vorliegen. Sind diese normaler Betriebsfall, wird die entsprechende Überwachungsfunktion unempfindlicher eingestellt (siehe Abschnitt 2.14.2 unter Randtitel „Messwertüberwachungen“, Seite 226“).

Das Drehfeld ist in der Regel rechtsdrehend. Hat das Netz ein Linksdrehfeld, muss dies bei der Einstellung der Anlagendaten berücksichtigt worden sein (Adresse "!, siehe Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Phasenfolge“, Seite 36). Bei falschem Drehsinn wird auch „*3&.9&8+!“ (FNr ) gemeldet. Außer-dem ist auch eine Meldung mit Angabe der Messstelle mit falscher Phasenfolge vorhanden. Die Phasenzuordnung der Messgrößen ist ggf. zu überprüfen und nach

318 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Abschalten der betreffenden Messstelle zu berichtigen. Die Messung ist dann zu wiederholen.

Betragsmessung mit eingeschaltetem Prüfstrom:

Die vom Gerät unter ;;K → BF4J → :9;;;K;BF4J angezeigten Ströme mit den tatsächlich fließenden vergleichen. Dies betrifft alle Messstellen, die zu dem geprüften Stromweg gehören.

Hinweis: Das „IBS-Tool“ erlaubt ein bequemes Auslesen aller Messgrößen mit Visua-lisierung durch Zeigerdiagramme (Bild 3-25).

Ergeben sich Abweichungen, die nicht durch Messtoleranzen zu erklären sind, liegt ein Anschlussfehler oder ein Fehler im Prüfaufbau vor:

Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten (bzw. Generator abfahren) und erden.

Zuordnung der aktuell geprüften Messstelle prüfen (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 3-phasigen Messstellen“).

Parameter für die Betragsanpassung überprüfen (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“).

Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen. Wenn ein erheblicher Erdstrom 3I0 auftritt, liegt ein Fehlen oder eine Verpolung ein-zelner Phasen an der entsprechenden Messstelle vor:

− 3I0 ≈ Phasenstrom ⇒ ein oder zwei Phasenströme fehlen;

− 3I0 ≈ doppeltem Phasenstrom ⇒ ein oder zwei Phasenströme verpolt.

Messung wiederholen und Beträge erneut kontrollieren.

Winkelmessung für Messstelle M1 mit eingeschaltetem Prüfstrom:

Die vom Gerät unter ;;K → BF4J → =;23 angezeigten Win-kel für die Messstelle 1 kontrollieren. Alle Winkel beziehen sich auf IL1M1. Für ein Rechtsdrehfeld müssen also annähernd folgende Ergebnisse erscheinen: ϕL1M1 ≈ 0° ϕL2M1 ≈ 240° ϕL3M1 ≈ 120°

Stimmen die Winkel nicht, so liegen Polaritätsfehler beim Anschluss einzelner Leiter-ströme der Messstelle M1 vor.

Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten (bzw. Generator abfahren) und erden,

Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen,

Messung wiederholen und Winkel erneut kontrollieren.

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Bild 3-25 Messgrößen an den Seiten des Schutzobjektes — Beispiel für durchfließende Ströme

Winkelmessung für Messstelle M2 oder weitere zu prüfende Messstelle mit einge-schaltetem Prüfstrom:

Die vom Gerät unter ;;K → BF4J → =;23 angezeigten Win-kel für die Messstelle M2 kontrollieren. Alle Winkel beziehen sich auf IL1M1.

Beachten Sie ferner, dass immer die Ströme in das Schutzobjekt hinein als positiv de-finiert sind: bei durchfließendem Prüfstrom sind phasengleiche Ströme an Messstelle 2 um 180° gegenüber Seite 1 verschoben. Ausnahme: Querdifferentialschutz; bei die-sem müssen die Ströme entsprechender Leiter phasengleich sein.

Für ein Rechtsdrehfeld und ohne Phasenverschiebung sollten annähernd folgende Winkel erscheinen: ϕL1M2 ≈ 180° ϕL2M2 ≈ 60° ϕL3M2 ≈ 300°

Über einen Transformator gemessen ergeben sich, abhängig von der Schaltgruppe, annähernd die Ergebnisse nach Tabelle 3-25:

Sekundärwerte

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°


1.01 A,0.98 A,0.99 A,

0.0 °240.2 °119.1 °


0.99 A,0.97 A,0.98 A,

177.9 °58.3 °

298.2 °

I-Seite 1 I-Seite 2

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Stimmen die Winkel nicht, so liegen Polaritätsfehler oder Phasentausch beim An-schluss der Messstelle M2 oder der weiteren zu prüfende Seite an der geprüften Messstelle vor.

Wenn in einzelnen Phasen Abweichungen vorliegen, liegt ein Polaritätsfehler beim Anschluss dieser Leiterströme oder ein azyklischer Phasentausch vor.

Wenn alle Winkel um den gleichen Betrag abweichen, liegt ein zyklischer Tausch aller drei Phasen oder eine falsche Schaltgruppe bei Transformatoren vor. Kontrol-lieren Sie im letzten Fall die Schaltgruppenanpassung (Abschnitt 2.1.3 unter Rand-titel „Objektdaten bei Transformatoren“, Seite 36) in den Adressen für Seite 1, und für Seite 2, und für Seite 3, usw. Beachten Sie auch die Zu-ordnung der Messstellen zu den Seiten und die Zuordnung der Seiten zum Schutz-objekt.

Wenn alle Winkel um 180° differieren, stimmt die Polarität eines Stromwandlersat-zes für die 2. Messstelle nicht. Dies kann durch Überprüfen und ggf. Berichtigen der entsprechenden Anlagenparameter behoben werden (vgl. Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“, Seite 42): Adresse 1 für die Messstelle 1, Adresse 1( für die Messstelle 2, usw.

Beim einphasigen Sammelschienenschutz siehe Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten beim 1-phasigen Sammelschienenschutz“.

Bei vermuteten Anschlussfehlern:


Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen. Kontrollieren Sie auch die Einstellungen für die entsprechenden Stromwandlerdaten.

Messung wiederholen und Winkel erneut kontrollieren.

Alle vorbeschriebenen Prüfungen sind so oft zu wiederholen, bis alle Messtellen für das Hauptschutzobjekt mindestens einmal in eine Prüfung einbezogen worden sind.

Messung der Diffe-rential- und Stabili-sierungsströme

Zum Abschluss der symmetrischen Prüfungen für jeden Stromweg werden die Diffe-rential- und Stabilisierungsmessgrößen überprüft. Wenn auch die bisherigen symme-trischen Messungen weitgehend die Anschlussfehler aufgedeckt haben sollten, sind dennoch Irrtümer bei der Anpassung und bei der Schaltgruppenzuordnung nicht aus-zuschließen.

Die Differential- und Stabilisierungsströme beziehen sich auf den Nennstrom des Schutzobjektes. Dies ist zu beachten, wenn sie mit den Prüfströmen verglichen wer-

Tabelle 3-25 Winkelanzeige abhängig vom Schutzobjekt (dreiphasig)

Schutzobjekt → Generator/Motor/

S-Schiene/Leitung

Transformator mit Schaltgruppenziffer 1)

↓ Phasenwinkel 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ϕL1M2 180° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210°

ϕL2M2 60° 60° 30° 0° 330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90°

ϕL3M2 300° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90° 60° 30° 0° 330°1) Winkel gelten für die geprüfte Seite, wenn die Oberspannungsseite als Seite 1 definiert ist. Sonst gilt 360° minus dem angegebenen

Winkel

3217UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


den. Bei mehr als 2 Seiten ist der Nennstrom des Schutzobjektes gleich dem höchsten Nennstrom aller Seiten des Schutzobjektes.

Bild 3-26 Differential- und Stabilisierungsströme — Beispiel für plausible Messgrößen

Lesen Sie die Differential- und Stabilisierungsströme unter ;;K → HG → ;;K :??L 9 aus.

Im „IBS-Tool“ sind die Differential- und Stabilisierungsströme grafisch in einem Dia-gramm der Kennlinie dargestellt. Ein Beispiel ist in Bild 3-26 gezeigt.

Die Differentialströme IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 müssen gering sein, d.h. mindestens eine Größenordnung niedriger als die durchfließenden Prüfströme.

Die Stabilisierungsströme IStabL1, IStabL2, IStabL3 entsprechen dem Doppelten der durchfließenden Prüfströme.

Auslösekennlinie

IDiffL1 = IDiffL2 = IDiffL3 =

0.03 I/InO0.02 I/InO0.10 I/InO

1

2

3

1 2 3

Diff.-StromI/InO

Stab.-StromI/InO

IStabL1 = IStabL2 = IStabL3 =

0.80 I/InO0.74 I/InO0.78 I/InO

Diff.-Strom Stab.-Strom

Parameter I DIFF >: I/InOParameter I DIFF> >:

0.3 7.5 I/InO

322 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Treten Differentialströme in der Größenordnung der Stabilisierungsströme (etwa das Doppelte der durchfließenden Ströme) auf, liegt eine Verpolung des oder der Stromwandler(s) an einer Seite vor. Überprüfen Sie nochmals die Polarität und stel-len Sie sie nach Kurzschließen aller sechs Stromwandler richtig. Wenn Sie an Stromwandlern Änderungen vorgenommen haben, machen Sie auch nochmals die Winkelprüfung.

Treten nennenswerte Differentialströme auf, die in allen Phasen annähernd gleich sind, liegt vermutlich eine Fehlanpassung der Messgrößen vor. Falsche Schalt-gruppenanpassung bei Transformatoren kann ausgeschlossen werden, da sie be-reits bei der Winkelprüfen hätten entdeckt werden müssen. Kontrollieren Sie die für die Stromanpassung relevanten Einstellungen des Gerätes. Dies sind insbesonde-re die Daten des Schutzobjektes und die Stromwandlerdaten (Abschnitt 2.1.3):

− Bei Transformatoren aller Art Adressen , , für Seite 1 unter Randtitel „Ob-jektdaten bei Transformatoren“ (Seite 36) und die entsprechenden Einstellungen für die andere(n) in die Prüfung einbezogene(n) Seite(n), sowie Adressen und , für Messstelle 1 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“ (Seite 42) und die entsprechenden Einstellungen für die andere(n) in die Prüfung einbezogene(n) Messstelle(n).

− Bei Generatoren, Motoren, Drosseln Adressen und unter Randtitel „Ob-jektdaten bei Generatoren, Motoren oder Drosseln“ (Seite 39) sowie Adressen und für Messstelle 1 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasi-gen Messstellen“ (Seite 42) und die entsprechenden Einstellungen für die ande-re(n) in die Prüfung einbezogene(n) Messstelle(n).

− Bei Kleinsammelschienen (3-phasig) Adresse unter Randtitel „Objektdaten bei Kleinsammelschienen oder kurzen Leitungen (3-phasig)“ (Seite 39) für Ab-zweig 1 und die entsprechenden Einstellungen für die andere(n) in die Prüfung einbezogene(n) Abzweig(e), sowie Adressen und für Messstelle 1 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 3-phasigen Messstellen“ (Seite 42) und die entsprechenden Einstellungen für die andere(n) in die Prüfung einbezogene(n) Messstelle(n).

− Beim einphasigen Sammelschienenschutz Adressen unter Randtitel „Ob-jektdaten bei Sammelschienen, einphasiger Anschluss mit bis zu 6, 9 bzw. 12 Abzweigen“ (Seite 40) sowie Adressen und unter Randtitel „Stromwandlerdaten beim 1-phasigen Sammelschienenschutz“ (Seite 44) für den Abzweig 1 und die entsprechenden Einstellungen für die andere(n) in die Prüfung einbezogene(n) Abzweig(e). Bei Einsatz von Mischwandlern können Fehlanpassungen auch durch falsche Anschlüsse an den Mischwandlern verur-sacht werden.

Zum Schluss Prüfquelle und Schutzobjekt wieder abschalten (bzw. Generator abfah-ren).

Falls für die Prüfungen Parameter geändert wurden, diese wieder auf die im Betrieb erforderlichen Werte einstellen.

Es sei noch einmal daran erinnert, dass vorstehende Prüfungen für jeden Stromweg durchzuführen sind.

3237UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


3.3.8 Nullstromprüfung am Schutzobjekt

Die nachstehend beschriebenen Nullstromprüfungen sind nur erforderlich, wenn bei dreiphasigen Schutzobjekten oder Einphasentransformatoren der Sternpunkt einer Wicklung oder Seite geerdet ist. Sind mehrere Sternpunkte geerdet, sind die Null-stromprüfungen für jede der geerdeten Wicklungen durchzuführen.

Wenn der Sternpunktstrom verfügbar und über einen 1-phasigen Zusatzstrommess-eingang an das Gerät geführt ist, ist die Polarität des Erdstromanschlusses essentiell für die Berücksichtigung des Sternpunktstromes beim Differentialschutz und den Erd-fehlerdifferentialschutz. Ist der Sternpunktstrom nicht verfügbar, dienen die Nullstrom-prüfungen der Verifikation der richtigen Behandlung der Nullströme im Differential-schutz.

Vorbereitung der Nullstrom-prüfungen

Die Nullstrommessungen werden stets von der Seite oder 3-phasigen Messtelle aus vorgenommen, deren Sternpunkt geerdet ist, bei Spartransformatoren von der Ober-spannungsseite. Bei Transformatoren muss eine Dreieckswicklung vorhanden sein (d-Wicklung oder Ausgleichswicklung). Die nicht in die Prüfung einbezogenen Wick-lungen bleiben offen, da die Dreieckswicklung die Niederohmigkeit des Nullstrompfa-des von sich aus herstellt.

Der Prüfaufbau variiert entsprechend dem Anwendungsfall. Bild 3-27 zeigt schema-tisch ein Beispiel für den Prüfaufbau an einem geerdeten Stern-Dreieck-Transforma-tor. In den Bildern 3-28 bis 3-34 wird der Sternpunktstrom in die Messung einbezogen. Ist er nicht zugänglich, wird er weggelassen (vgl. Bild 3-27 mit Bild 3-28).

Hinweis:

Es muss damit gerechnet werden, dass bei falschen Anschlüssen Auslösung erfolgt.

GEFAHR! Primäre Maßnahmen dürfen nur an spannungslosen und geerdeten Anlagen-teilen durchgeführt werden! Lebensgefahr besteht auch an spannungslosen Teilen durch kapazitive Einkopplung von anderen Anlagenteilen!

324 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-27 Nullstrommessung an einem Stern-Dreieck-Transformator — ohne Sternpunkt-strommessung

Bild 3-28 Nullstrommessung an einem Stern-Dreieck-Transformator

Bild 3-29 Nullstrommessung an einem Stern-Stern-Transformator mit Ausgleichswicklung

~ Prüfquelle

7UT6

~ Prüfquelle

7UT6

~ Prüfquelle

7UT6

3257UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-30 Nullstrommessung an einem Spartransformator mit Ausgleichswicklung

Bild 3-31 Nullstrommessung an einer Zickzack-Wicklung

Bild 3-32 Nullstrommessung an einer Dreieck-Wicklung mit künstlichem Sternpunkt im Schutzbereich

~ Prüfquelle

7UT6

~ Prüfquelle

7UT6

~ Prüfquelle

7UT6

326 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-33 Nullstrommessung an einer geerdeten Längsreaktanz (Drossel, Generator, Motor)

Bild 3-34 Nullstrommessung an einem einseitig geerdeten Einphasentransformator

Durchführung der Nullstrom-prüfungen

Für die Inbetriebsetzungsprüfungen ist ein Nullstrom in Höhe von mindestens 2 % des Gerätenennstromes je Phase erforderlich, d.h. Prüfstrom mindestens 6 %.

Diese Überprüfungen können nicht die Sichtkontrolle der richtigen Stromwandleran-schlüsse ersetzen. Die abgeschlossenen Kontrollen gemäß Abschnitt 3.2.2 ist daher vorausgesetzt.

Prüfstrom einschalten.

Betragsmessung mit eingeschaltetem Prüfstrom:

Die vom Gerät unter ;;K → BF4J → :9;;;K;BF4J angezeigten Ströme mit den tatsächlich fließenden vergleichen:

− Alle Leiterströme der geprüften Messstelle entsprechen etwa 1/3 des Prüfstromes (bei Einphasentrafo 1/2),

− 3I0 der geprüften Messstelle entspricht dem Prüfstrom,

− Leiterströme und Nullstrom an der nicht geprüften Messstelle sind an Transforma-toren annähernd 0,

− der Strom des 1-phasigen Zusatzmesseingangs — sofern in die Messung einbezo-gen — entspricht dem Prüfstrom.

7UT6~Prüfquelle

~ Prüfquelle

7UT6

3277UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Abweichungen können eigentlich nur beim 1-phasigen Zusatzmesseingang (sofern gemessen) auftreten, da Anschlussfehler in den Leiterströmen schon bei der symme-trischen Prüfung erkannt sein sollten. Bei Abweichungen:


Zuordnung des aktuell geprüften Zusatzmesseingangs prüfen (Abschnitt 2.1.2 un-ter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingänge“.

Parameter für die Betragsanpassung überprüfen (Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten für 1-phasige Zusatzeingänge“).

Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen.


Messung der Diffe-rential- und Stabili-sierungsströme

Die Differential- und Stabilisierungsströme beziehen sich auf den Nennstrom der ge-prüften Seite des Hauptschutzobjektes, der der getestete 1-phasige Messeingang zu-geordnet ist. Ist der getestete 1-phasigen Messeingang nicht einer Seite des Haupt-schutzobjektes zugeordnet, sondern einer weiteren 3-phasigen Messstelle (z.B. einer geerdeten Querdrossel oder einem geerdeten Sternpunktbildner), gilt der Nennstrom der 3-phasigen Messstelle, der der 1-phasige Messeingang zugeordnet ist und an der die Nullstromprüfung vorgenommen wird. Dies ist zu beachten, wenn sie mit den Prüf-strömen verglichen werden.

Prüfstrom einschalten.

Nur wenn der Sternpunktstrom verfügbar ist:

Lesen Sie die Differential- und Stabilisierungsströme unter ;;K → HG → ;;K :??L 9 aus.

Der Differentialstrom des Erdfehlerdifferentialschutzes IDiffEDS muss gering sein, d.h. mindestens eine Größenordnung niedriger als der Prüfstrom.

Der Stabilisierungsstrom IStabEDS entspricht dem Doppelten des Prüfstromes.

Tritt ein Differentialstrom in der Größenordnung des doppelten Prüfstromes auf, liegt eine Verpolung des Sternpunktstromwandlers am zugehörigen 1-phasigen Zu-satzmesseingang vor. Überprüfen Sie nochmals die Polarität und vergleichen Sie sie mit der Einstellung für den aktuell zugeordneten Zusatzeingang, z.B. Adresse &" für Zusatzeingang IZ1 usw. (vgl. auch Abschnitt 2.1.3 un-ter Randtitel „Stromwandlerdaten für 1-phasige Zusatzeingänge“, Seite 46).

Tritt ein nennenswerter Differentialstrom auf, der nicht dem Doppelten des Prüfstro-mes entspricht, liegt vermutlich eine Fehlanpassung des Stromes am aktuell zuge-ordneten Zusatzeingang vor. Kontrollieren Sie die für die Stromanpassung relevan-ten Einstellungen des Gerätes. Dies sind insbesondere die Daten des Schutzobjek-tes (Abschnitt 2.1.3) und seiner Messtellen:

− bei Transformatoren Adressen , usw. (je nach geprüfter Wicklung), un-ter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“ (Seite 36) sowie

− in allen Fällen Adressen , oder , usw. (je nach benutzten 1-pha-sigen Mess-eingang), unter Randtitel „Stromwandlerdaten für 1-phasige Zusat-zeingänge“ (Seite 46).

In allen Fällen (Sternpunktstrom verfügbar oder nicht):

Kontrollieren Sie die Differentialströme IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3.

Die Differentialströme müssen gering sein, d.h. mindestens eine Größenordnung niedriger als der Prüfstrom. Treten nennenwerte Differentialströme auf, überprüfen Sie die Einstellungen für die Sternpunkte:

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− die Behandlung der Sternpunkte des Transformators: Adressen , (, usw. (je nach geprüfter Wicklung), Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“ (Seite 36), sowie

− die Zuordnung des Sternpunktwandlers am geprüften 1-phasigen Strommess-eingang (wenn verfügbar): Adresse , , usw. je nach geprüftem Eingang, Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der 1-phasigen Zusatzmesseingän-ge“ (Seite 32).

Zur Kontrolle: Die Stabilisierungsströme des Differentialschutzes IStabL1, IStabL2, IStabL3 sind ebenfalls nur gering. Wenn alle bisherigen Prüfungen erfolgreich wa-ren, dürfte dies sichergestellt sein.

Zum Schluss Prüfquelle und Schutzobjekt wieder abschalten.

Falls für die Prüfungen Parameter geändert wurden, diese wieder auf die im Betrieb erforderlichen Werte einstellen.

Es sei noch einmal daran erinnert, dass vorstehende Prüfungen ggf. für jede geerdete Seite durchzuführen sind.

3.3.9 Prüfungen für den Sammelschienenschutz

Allgemeines Beim Einsatz als einphasiger Sammelschienenschutz mit einem Gerät pro Phase oder mit Mischwandlern gelten im Prinzip die gleichen Prüfungen wie oben für „Sym-metrische Stromprüfung (dreiphasig) am Schutzobjekt“ in Abschnitt 3.3.7 beschrie-ben. Hierzu sind vier wesentliche Anmerkungen zu machen:

1. Die Prüfungen werden häufig mit Betriebsströmen oder Primärprüfeinrichtungen durchgeführt. Entsprechend gelten die im angeführten Abschnitt gemachten Ge-fahrenhinweise und die Notwendigkeit eines Reserveschutzes in der einspeisen-den Stelle besonders.

2. Die Prüfungen müssen für jeden möglichen Stromweg, ausgehend vom einspei-senden Abzweig, durchgeführt werden.

3. Die Prüfungen müssen bei einem Gerät pro Phase für jede Phase durchgeführt werden. Für Mischwandler sind anschließend noch einige Hinweise gegeben.

4. Jede Prüfung beschränkt sich jedoch auf ein Strompaar, d.h. auf den einen durch-fließenden Prüfstrom. Angaben für Schaltgruppenanpassung und Winkel (außer dem Winkelvergleich des durchfließenden Stromes = 180° an den geprüften Sei-ten) o.ä. sind irrelevant.

Mischwandler-anschluss

Bei Verwendung von Mischwandlern gibt es verschiedenen Anschlussmöglichkeiten. Im Folgenden ist der Normalanschluss L1–L3–E gemäß Bild 3-35 angenommen. Bei Anschluss L1–L2–L3 gilt Bild 3-36.

Einphasige Primärprüfungen sind zu bevorzugen, da sie deutlichere Unterschiede in den Messströmen hervorrufen und auch Anschlussfehler im Erdstrompfad erkennen lassen.

Der in den Betriebsmesswerten auszulesende Messstrom entspricht dem Prüfstrom nur bei dreiphasiger symmetrischer Prüfung. In allen anderen Fällen ergeben sich Ab-weichungen, die in den Bildern als Faktor des Prüfstromes tabellarisch aufgelistet sind.

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Bild 3-35 Mischwandleranschluss L1–L3–E

Bild 3-36 Mischwandleranschluss L1–L2–L3

Abweichungen, die nicht durch Messtoleranzen zu erklären sind, können ihre Ursache auch in Anschlussfehlern des Mischwandlers oder in Anpassungsfehlern am Misch-wandler haben:

Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten und erden,

Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen.


Die Winkel müssen in allen Fällen 180° betragen.

Differential- und Stabilisierungsströme sind für jede Phase zu überprüfen.

Wenn einphasige Primärprüfungen nicht möglich sind, sondern nur mit symmetri-schen Betriebsströmen geprüft werden kann, werden Verpolung oder Anschlussfehler im Erdstrompfad bei Mischwandleranschluss L1–L3–E gemäß Bild 3-35 bei den vor-stehenden Prüfungen nicht erkannt. In diesem Fall muss eine Unsymmetrie durch se-kundäre Manipulation erreicht werden.

Hierzu wird der Stromwandler der Phase L2 sekundär kurzgeschlossen, wie Bild 3-37 zeigt.

IL3

L1

IL1 MW IM

3I0

1

2

3

L2 L3

Prüfstrom Messstrom


1,001,150,580,582,891,732,31

Prüfstrom Messstrom


1,000,581,150,581,150,581,73

IL2

L1

IL1 MW IM

IL3

1

2

3

L2 L3

GEFAHR! Arbeiten an den Messwandlern erfordern höchste Vorsichtsmaßnahmen! Stromwandler kurzschließen, bevor irgendwelche Stromzuleitungen zum Gerät unterbrochen werden!

330 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-37 Unsymmetrische Prüfung bei Mischwandleranschluss L1–L3–E

Der Messtrom beträgt nun das 2,65-fache des Stromwertes bei symmetrischer Prü-fung.

Diese Prüfungen sind für jeden Mischwandler durchzuführen.

3.3.10 Prüfung für nicht zugeordnete 1-phasige Stromeingänge

Soweit 1-phasige Strommesseingänge solchen 1-phasigen Messstellen der Anlage zugeordnet sind, die zum Hauptschutzobjekt gehören, also auch einer Seite des Hauptschutzobjektes zugeordnet sind, wurden sie bei den Nullstromprüfungen ge-mäß Abschnitt 3.3.8 überprüft.

Auch wenn sie nicht dem Hauptschutzobjekt zugeordnet sind, aber eine 3-phasigen Messstelle eines weiteren Schutzobjektes (z.B. Erdfehlerdifferentialschutz für eine gesonderte Erdungsdrossel), gilt die Vorgehensweise wie in Abschnitt 3.3.8. Führen Sie in diesem Fall die Nullstromprüfungen durch, soweit nicht schon geschehen.

Einphasige Messstromeingänge können auch für beliebige 1-phasige Schutzfunktio-nen verwendet werden. Wenn dies der Fall ist und ein solcher Eingang nicht gleich-zeitig als Sternpunktstrom für das Hauptschutzobjekt bei der Nullstromprüfung getes-tet wurde, ist eine zusätzlich Überprüfung dieser Messeingänge notwendig.

Die Prüfungen hängen stark vom Anwendungszweck dieses Messeingangs ab.

Auf jeden Fall sind die Anpassungsfaktoren für den Betrag (Adresse , , usw. je nach Messeingang, siehe auch Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Stromwandlerdaten für 1-phasige Zusatzeingänge“, Seite 46) zu überprüfen. Auch ist zu beachten, ob der zu prüfende Eingang ein empfindlicher 1-phasiger Messeingang ist (Adresse für IZ3 bzw. für IZ4, siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Hochempfindliche 1-phasige Zusatzmesseingänge“). Beachten Sie bei der Betragsmessung ggf. die An-passungsfaktoren (Adressen bzw. ).

Eine Polaritätsprüfung ist nicht erforderlich, da nur Strombeträge erfasst werden.

Bei Anwendung als Hochimpedanzschutz entspricht der Strom am entsprechenden 1-phasigen Messeingang dem Fehlerstrom im Schutzobjekt. Wichtig ist hier die einheit-liche Polarität aller Stromwandler, die auf den Widerstand speisen, dessen Strom an dem Messeingang gemessen wird. Hierzu werden, wie bei den Differentialschutzprü-fungen, durchfließende Ströme verwendet. Jeder der Stromwandler muss in eine

IL3

L1

IL1 MW IM

3I0

1

2

3

L2 L3

3317UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Messung einbezogen werden. In keinem Fall darf dieser Strom die Hälfte des An-sprechwertes des einphasigen Überstromzeitschutzes überschreiten.

3.3.11 Überprüfung der Spannungsanschlüsse

Spannungs- und Drehfeldprüfung

Sofern das Gerät an Spannungswandler angeschlossen ist, werden diese Anschlüsse mit Primärgrößen überprüft. Für Geräte ohne Spannungswandleranschluss kann der Rest diese Abschnitts übergangen werden.

Die Spannungswandleranschlüsse werden für die Messstelle oder Seite überprüft der sie zugeordnet sind (Adresse , siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuord-nung der Spannungsmesseingänge“, Seite 34).

Nach Einschalten des Spannungswandlersatzes darf keine der Messwertüberwa-chungen im Gerät ansprechen.

Sollte doch eine Störungsmeldung vorliegen, so kann in den Betriebsmeldungen oder den spontanen Meldungen nachgesehen werden, welche Ursachen in Frage kommen.

Bei Spannungssummenfehler sind auch die Zuordnung des 1-phasigen Span-nungsanschlusses und die Anpassungsfaktoren (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der Spannungsmesseingänge“, Seite 34) zu überprüfen.

Bei Meldung von der Symmetrieüberwachung ist es möglich, dass tatsächlich Un-symmetrien von der Primäranlage vorliegen. Sind diese normaler Betriebsfall, wird die entsprechende Überwachungsfunktion unempfindlicher eingestellt (siehe Ab-schnitt 2.14.2 unter Randtitel „Spannungssymmetrie“, Seite 218).

Die Spannungen können im Anzeigenfeld auf der Front bzw. über die Bedien- oder Serviceschnittstelle mittels PC abgelesen und mit den tatsächlichen Messgrößen ver-glichen werden, als Primär- und Sekundärgrößen. Neben den Beträgen der Leiter-Er-de- und verketteten Spannungen werden auch die Phasendifferenzen der Spannun-gen zueinander angezeigt, so dass auch die richtige Phasenfolge und Verpolung ein-zelner Wandler ersichtlich sind. Die Spannungen können auch mit dem „IBS-Tool“ ausgelesen werden (Beispiel in Bild 3-38).

Die Spannungen müssen annähernd gleich sein. Die Winkel untereinander müssen annähernd 120° sein.

Sind die Messgrößen nicht plausibel, müssen die Anschlüsse nach Abschalten der Messstelle kontrolliert und berichtigt werden. Beträgt z.B. die Phasendifferenz zwi-schen zwei Spannungen 60° statt 120°, muss eine verpolt sein. Das gleiche gilt, wenn verkettete Spannungen auftreten, die etwa gleich den Phasenspannungen sind, anstatt des √3-fachen. Die Messungen sind nach Korrektur der Anschlüsse zu wiederholen.

Das Drehfeld ist in der Regel rechtsdrehend. Hat das Netz ein Linksdrehfeld, muss dies bei der Einstellung der Anlagendaten berücksichtigt worden sein (Adresse "!, siehe Abschnitt 2.1.3 unter Randtitel „Phasenfolge“, Seite 36). Bei falschem Drehsinn wird auch „*3&9&8+“ (FNr ) gemeldet. Die Phasenzuordnung der Messgrößen ist zu überprüfen und ggf. nach Abschalten der betreffenden Messstelle zu berichtigen. Die Messung ist dann zu wiederholen.

Das Schutzobjekt bzw. die Spannungsmessstelle wird wieder abgeschaltet.

332 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 3-38 Ströme und Spannungen im „IBS-Tool“ — Beispiel

Zuordnungs- und Richtungsprüfung

Die Spannungen werden auch für die Ermittlung der Leistungen und Energiezähler verwendet. Es ist daher zu überprüfen, dass die angeschlossenen Spannungen in der richtigen Beziehung zu den Strömen stehen, mit denen die Leistung berechnet wird.

Vorzugsweise ist eine Primärprüfung vorzunehmen, da bei einer Sekundärprüfung die Polarität der Wandler nicht mit überprüft wird.

Der Laststrom von mindestens 5 % des Betriebsnennstromes ist weiterhin erforder-lich. Die Richtung ist beliebig, muss aber bekannt sein.

Kontrollieren Sie zunächst anhand der Spannungswandlerzuordnung, dass die Leis-tungsmessung an der gewünschten Messstelle erfolgt. Die Leistungen werden immer aus den angeschlossenen dreiphasigen Spannungen und den Strömen derjenigen Messstelle berechnet, der die Spannungseingänge zugeordnet sind. Die Spannungs-eingänge können auch einer Seite des Hauptschutzobjektes mit mehreren Messstel-len zugeordnet sein; dann gilt die Summe der auf das Schutzobjekt zufließenden Strö-me.

Maßgebend ist Adresse " '('&". Näheres siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Zuordnung der Spannungsmesseingänge“ (Seite 34).

Bei eingeschalteten Leistungsschaltern werden nun die Leistungen im Anzeigenfeld auf der Front bzw. über die Bedien- oder Serviceschnittstelle mittels PC abgelesen, als Primär- und Sekundärgrößen.

Seite 1 – Primärwerte

Adresse: 2

–90°

0° 0°±180° ±180°

+90° +90°

–90°

Frequenz: 50.00 Hz

IL1 = IL2 = IL3 =

199.71 A,200.44 A,199.34 A,

0.0 °–119.6 °

120.1 °

UL1E = UL2E = UL3E =

132.71 kV,133.44 kV,132.34 kV,

10.4 °–109.3 °

130.3 °

I-Seite 1 U-Wandler

3337UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Auch hier ist das „IBS-Tool“ eine bequeme Hilfe, da die Zeigerdiagramme auch die Zuordnung zwischen den Strömen und den Spannungen erkennen lassen (Bild 3-38). Zyklische und azyklische Phasenvertauschungen sind ohne Weiteres erkennbar.

Am Gerät selber oder in DIGSI® kann man sich an Hand der Leistungsmesswerte überzeugen, dass diese der Leistungsrichtung entsprechen (Bild 3-39):

P positiv, wenn Wirkleistung in das Schutzobjekt fließt,

P negativ, wenn Wirkleistung aus dem Schutzobjekt heraus fließt,

Q positiv, wenn induktive Blindleistung in das Schutzobjekt fließt,

Q negativ, wenn induktive Blindleistung aus dem Schutzobjekt heraus fließt.

Bild 3-39 Lastscheinleistung

Wenn alle Vorzeichen der Leistungen invertiert sind, kann dies beabsichtigt sein. Kon-trollieren Sie anhand von Adresse ',% in den Anlagendaten 2 (siehe auch Abschnitt 2.1.9 unter „Leistungs-Vorzeichen“ (Seite 67), ob die Polarität invertiert ist. Dann gelten für Wirk- und Blindleistung umgekehrte Vorzeichen.

Ansonsten liegt wahrscheinlich eine Polaritätsvertauschung bei den Spannungsan-schlüssen vor. Ist dies nicht der Fall und trotzdem ergeben sich die falschen Vorzei-chen, müssen alle Stromwandler verpolt sein!

Wenn die Spannungseingänge einer Seite mit mehreren Messstellen zugeordnet sind, ist es möglich, dass Ströme durch die Messstellen fließen, die nicht in die Seite des Schutzobjektes hinein fließen, sondern sich gegenseitig aufheben. Dann ist keine Leistungsmessung möglich. Stellen Sie also sicher, dass die zur Leistungsmessung verwendeten Ströme auch wirklich ist das Schutzobjekt fließen. Am besten benutzen Sie nur eine Messstelle für den Test.

Zum Schluss schalten Sie die Anlage ab.

3.3.12 Anwenderdefinierbare Funktionen

Da das Gerät über anwenderdefinierbare Funktionen, insbesondere die CFC-Logik verfügt, müssen auch die erstellten Funktionen und Verknüpfungen überprüft werden.

Eine allgemeine Verfahrensweise kann naturgemäß nicht angegeben werden. Die Projektierung dieser Funktionen und die Soll-Bedingungen müssen vielmehr bekannt

SLast

P

jQ

Positive Wirkleistung in das Schutzobjekt

Positive Blindleistung in das Schutzobjekt

Negative Blindleistung in das Schutzobjekt

334 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


sein und überprüft werden. Insbesondere sind etwaige Verriegelungsbedingungen der Schaltmittel (Leistungsschalter, Trenner, Erder) zu beachten und zu prüfen.

3.3.13 Prüfung der Stabilität und Anlegen eines Test-Messschriebes

Um die Stabilität des Schutzes auch bei Einschaltvorgängen zu überprüfen, können zum Abschluss noch Einschaltversuche durchgeführt werden. Ein Maximum an Infor-mationen über das Verhalten des Schutzes liefern Messschriebe.

Voraussetzung Neben den Möglichkeiten der Speicherung einer Störwertaufzeichnung durch Schutz-anregung ermöglicht 7UT6 auch den Anstoß einer Messwertaufzeichnung über das Bedienprogramm DIGSI®, über die seriellen Schnittstellen und über Binäreingabe. In letzterem Fall muss hierzu die Information „*3&5.*&*“ auf einen Binäreingang rangiert worden sein. Die Triggerung der Aufzeichnung erfolgt dann z.B. über Binär-eingabe mit dem Einschalten des Schutzobjektes.

Derartige von extern (d.h. ohne Schutzanregung) gestartete Testmessschriebe wer-den vom Gerät wie normale Störwertaufzeichnungen behandelt, d.h. es wird zu jedem Messschrieb ein Störfallprotokoll unter eigener Nummer eröffnet, um eine eindeutige Zuordnung zu schaffen. Allerdings werden diese Messschriebe nicht in den Störfall-Meldepuffer im Display aufgelistet, da sie keine Netzstörung darstellen.

Testmessschrieb starten

Um einen Testmessschrieb über DIGSI® zu starten, wählen Sie im linken Teil des Fensters die Bedienfunktion ;. Doppelklicken Sie in der Listenansicht auf den Ein-trag ;;M;I=:9 (siehe Bild 3-40).

Bild 3-40 Fenster Testmessschrieb in DIGSI® starten — Beispiel

3357UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Der Testmessschrieb wird sofort gestartet. Während der Aufzeichnung wird eine Mel-dung im linken Bereich der Statuszeile ausgegeben. Balkensegmente informieren Sie zusätzlich über den Fortschritt des Vorganges.

Zum Anzeigen und Auswerten der Aufzeichnung benötigen Sie eines der Programme SIGRA oder ComtradeViewer.

Besonders bei Transformatoren sind Test-Messschriebe aufschlussreich, die mit dem Zuschalten des unbelasteten Transformators synchronisiert sind. Da sich der Ein-schaltstromstoß (Rushstrom) wie ein einseitig gespeister Fehler auswirkt, der aber nicht zur Auslösung führen darf, wird in mehreren Zuschaltversuchen die Wirksamkeit der Einschaltstabilisierung geprüft.

Während der Einschaltversuche soll das Auslösekommando unterbunden oder der Differentialschutz auf = 3*( geschaltet werden (Adresse ), damit der Transformator im Falle eines Auslösekommandos nicht abgeschal-tet wird.

Da die Anregung des Differentialschutzes nicht stabilisiert ist, wird der Einschaltstrom die Störwertaufzeichnung automatisch starten, sofern er groß genug ist.

Aus den aufgezeichneten Störwerten und den Oberschwingungsanteilen im Differen-tialstrom lassen sich Rückschlüsse auf die Wirksamkeit der Rushstabilisierung zie-hen. Gegebenenfalls kann man die Einschaltstabilisierung stärker (= niedrigerer Wert der 2. Harmonischen in Adresse ( ) einstellen, wenn es bei Einschaltversuchen zur Auslösung kommt oder die Störwertaufzeichnungen zeigen, dass der Anteil zweiter Harmonischer im Differentialstrom den Einstellwert (Adresse ) nicht sicher überschreitet. Eine weitere Möglichkeit, die Einschaltstabilität zu erhöhen, ist, die „Crossblock“-Funktion mittels einer höher eingestellten Wirksam-keitsdauer (Adresse () einzuschalten (Näheres siehe auch Abschnitt 2.2.7 unter Randtitel „Stabilisierung mit Harmonischen“, Seite 103).

Hinweis:

Nach Abschluss der Versuche nicht vergessen, den Differentialschutz zuschalten (Adresse ).

336 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

3.4 Bereitschalten des Gerätes

3.4 Bereitschalten des Gerätes

Die Schrauben sind fest anzuziehen. Alle Klemmenschrauben — auch nicht benutz-te — müssen angezogen werden.

Die Einstellwerte sollten nochmals überprüft werden, falls sie während der Prü-fungen geändert wurden. Insbesondere kontrollieren, ob alle Schutz-, Steuer- und Zusatzfunktionen bei den Projektierungsparametern richtig eingestellt sind (siehe auch Kapitel 2) und alle gewünschten Funktionen geschaltet sind. Stellen Sie si-cher, dass eine Kopie der Einstellwerte auf dem PC gespeichert ist.

Die geräteinterne Uhr sollte kontrolliert, und ggf. gestellt/synchronisiert werden, sofern sie nicht automatisch synchronisiert wird. Hinweise hierzu im Systemhandbuch, Be-stell-Nr. E50417–H1100–C151.

Die Meldepuffer werden unter → 24F3 → "M;I=G ge-löscht, damit diese künftig Informationen nur über wirkliche Ereignisse und Zustände enthalten. Die Zähler der Schaltstatistik werden in der gleichen Auswahl auf die Aus-gangswerte gesetzt.

Die Zähler der Betriebsmesswerte (z.B. Arbeitszähler, sofern vorhanden) werden un-ter → ;;K → CIB;G zurückgesetzt.

Man betätigt die Taste (ggf. mehrmals), um in das Grundbild zurückzugelangen. Im Anzeigenfeld erscheint das Grundbild (z.B. die Anzeige von Betriebsmesswerten).

Die Anzeigen auf der Frontkappe des Gerätes werden durch Betätigen der Taste gelöscht, damit diese künftig Informationen nur über wirkliche Ereignisse und Zustän-de liefern. Dabei werden auch evtl. gespeicherte Ausgangsrelais zurückgesetzt. Wäh-rend der Betätigung der Taste leuchten die rangierbaren Leuchtdioden auf der Frontkappe, so dass hiermit auch ein Leuchtdiodentest durchgeführt wird. Wenn Leuchtdioden Zustände anzeigen, welche zum aktuellen Zeitpunkt zutreffen, bleiben diese natürlich an.

Die grüne Leuchtdiode „RUN“ muss leuchten, die rote Leuchtdiode „ERROR“ darf nicht leuchten.

Falls ein Prüfschalter vorhanden ist, muss dieser in Betriebsstellung geschaltet sein.

Das Gerät ist nun betriebsbereit.

Vorsicht!

Keine Gewalt anwenden! Die zulässigen Anzugsdrehmomente dürfen nicht über-schritten werden, da die Gewinde und Klemmenkammern sonst beschädigt werden können!

ESC

LED

LED

3377UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


338 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Technische Daten 4In diesem Kapitel finden Sie die Technischen Daten des Gerätes SIPROTEC® 7UT6 und seiner Einzelfunktionen einschließlich der Grenzwerte, die auf keinen Fall über-schritten werden dürfen. Nach den elektrischen und funktionellen Daten für den maxi-malen Funktionsumfang folgen die mechanischen Daten mit Maßbildern.

4.1 Allgemeine Gerätedaten 340

4.2 Differentialschutz 351

4.3 Erdfehlerdifferentialschutz 356

4.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme 357

4.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom) 364

4.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz 365

4.7 Einphasiger Überstromzeitschutz 366

4.8 Schieflastschutz 367

4.9 Thermischer Überlastschutz 368

4.10 Thermoboxen für Überlastschutz 370

4.11 Übererregungsschutz 371

4.12 Leistungsschalterversagerschutz 373

4.13 Externe Einkopplungen 373

4.14 Überwachungsfunktionen 374

4.15 Zusatzfunktionen 375

4.16 Abmessungen 378

3397UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.1 Allgemeine Gerätedaten

4.1.1 Analoge Eingänge

Nennfrequenz fN 50 Hz / 60 Hz / 16,7 Hz (einstellbar)

Stromeingänge Nennstrom IN 1 A oder 5 A oder 0,1 A (umschaltbar)

Verbrauch je Eingang – bei IN = 1 A ca. 0,05 VA – bei IN = 5 A ca. 0,3 VA – bei IN = 0,1 A ca. 1 mVA – für empf. Stromfassung bei 1 A ca. 0,05 VA

Belastbarkeit Strompfade je Eingang – thermisch (effektiv) 100 · IN für 1 s

30 · IN für 10 s 4 · IN dauernd

– dynamisch (Stoßstrom) 250 · IN (Halbschwingung)

Belastbarkeit Eingang für empf. Stromerfassung – thermisch (effektiv) 300 A für 1 s

100 A für 10 s 15 A dauernd

– dynamisch (Stoßstrom) 750 A (Halbschwingung)

Stromwandler-anforderungen

Überdimensionierungsfaktor

max. Verhältnis des primären Nennstromes der Stromwandler zum Objektnennstrom

4.1.2 Hilfsspannung

Gleichspannung Spannungsversorgung über integrierten Umrichter:

überlagerte Wechselspannung, Spitze–Spitze ≤15 % der Hilfsnennspannung

Leistungsaufnahme– nicht angeregt ca. 6 W – angeregt 7UT613 ca. 12 W

7UT633/7UT635 ca. 20 W

Überbrückungszeit bei Ausfall/Kurz- ≥50 ms bei UH = 48 V und UH ≥ 110 V schluss der Hilfsgleichspannung ≥20 ms bei UH = 24 V und UH = 60 V

n’ 4Ikd max

IN prim------------------⋅≥ für τ ≤ 100 ms

n' nPN Pi+

P' Pi+-------------------⋅=

n’ 5Ikd max

IN prim------------------⋅≥ für τ > 100 ms

INprim Wdl

INprim Obj------------------------

4 für Phasenströme

8 für Erdstrom

≤

Nennhilfsgleichspannung UH– 24/48 V– 60/110/125 V– 110/125/220/250 V–zulässige Spannungsbereiche 19 bis 58 V– 48 bis 150 V– 88 bis 300 V–

340 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Wechselspannung Spannungsversorgung über integrierten Umrichter

Leistungsaufnahme– nicht angeregt ca. 12 VA – angeregt 7UT613 ca. 19 VA

7UT633/7UT635 ca. 28 VA

Überbrückungszeit bei Ausfall/Kurzschluss ≥ 50 ms

4.1.3 Binäre Ein- und Ausgänge

Binäreingänge Anzahl (siehe auch Übersichtspläne im Anhang A.2) 7UT613 5 (rangierbar) 7UT633 21 (rangierbar) 7UT635 29 (rangierbar)

Nennspannungsbereich 24 V– bis 250 V– in 2 Bereichen, bipolar

Schaltschwellen über Brücken umsteckbar – für Nennspannungen 24/48 V– Uan ≥ 19 V–

60/110/125 V– Uab ≤ 14 V–

– für Nennspannungen 110/125/ Uan ≥ 88 V– 220/250 V– Uab ≤ 66 V–

Stromaufnahme, erregt ca. 1,8 mA unabhängig von der Betätigungsspannung

Max. zulässige Spannung 300 V–

Eingangsimpulsunterdrückung 220 nF Koppelkapazität bei 220 V mit einer Erholzeit >60 ms

Ausgangsrelais Melde-/Kommandorelais (siehe auch Übersichtspläne im Anhang A.2)

Anzahl7UT613 8 (rangierbar) 7UT633 24 (rangierbar) 7UT635 24 (rangierbar)

Schaltleistung EIN 1000 W/VA AUS 30 VA

40 W ohmisch 25 W bei L/R ≤ 50 ms

Alarmrelais 1 mit 1 Öffner oder 1 Schließer (umschaltbar)

Schaltleistung EIN 1000 W/VA AUS 30 VA

40 W ohmisch 25 W bei L/R ≤ 50 ms

Schaltspannung 250 V

Nennhilfswechselspannung UH~ 115/230 V~zulässige Spannungsbereiche 92 bis 265 V~

3417UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

zulässiger Strom pro Kontakt 5 A dauernd 30 A für 0,5 s (Schließer)

zulässiger Gesamtstrom 5 A dauernd für gewurzelte Kontakte 30 A für 0,5 s (Schließer)

4.1.4 Kommunikationsschnittstellen

Bedienschnittstelle – Anschluss frontseitig, nicht abgeriegelt, RS 232 9-polige DSUB-Buchse

zum Anschluss eines Personalcomputers

– Bedienung mit DIGSI®

– Übertragungsgeschwindigkeit min. 4 800 Baud; max. 115200 Baud Lieferstellung: 115200 Baud; Parität: 8E1

– überbrückbare Entfernung max. 15 m

Service-/Modem- Schnittstelle (wahlweise)

RS232/RS485/LWL potentialfreie Schnittstelle für Datentransfer je nach Bestellvariante für Bedienung mit DIGSI® oder

für Anschluss einer Thermobox

RS232

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „C“ 9-polige DSUB-Buchse

bei Aufbaugehäuse im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite

geschirmtes Datenkabel

– Prüfspannung 500 V; 50 Hz

– Übertragungsgeschwindigkeit min. 4 800 Baud; max. 115200 Baud Lieferstellung 38400 Baud

– überbrückbare Entfernung ca. 15 m

RS485

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „C“ 9-polige DSUB-Buchse


geschirmtes Datenkabel


– Übertragungsgeschwindigkeit min. 4 800 Baud; max. 115200 Baud Lieferstellung 38400 Baud

– überbrückbare Entfernung ca. 1 km

Lichtwellenleiter (LWL)

– Anschluss Lichtwellenleiter ST-Stecker bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „C“ bei Aufbaugehäuse im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite

– optische Wellenlänge λ = 820 nm

342 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


– Laserklasse 1 nach EN 60825–1/ –2 bei Einsatz Glasfaser 50/125 µm oder bei Einsatz Glasfaser 62,5/125 µm

– zulässige Streckendämpfung max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm

– überbrückbare Entfernung ca. 1.5 km

– Zeichenruhelage umschaltbar; Lieferstellung „Licht aus“

System-schnittstelle (wahlweise)

RS232/RS485/LWL potentialfreie Schnittstelle für DatentransferProfibus RS485/Profibus LWL zu einer Leitstelle je nach Bestellvariante

RS232

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „B“ 9-polige DSUB-Buchse



– Übertragungsgeschwindigkeit min. 300 Baud, max. 57600 Baud Lieferstellung 9600 Baud

– überbrückbare Entfernung ca. 15 m

RS485



– Prüfspannung 500 V, 50 Hz

– Übertragungsgeschwindigkeit min. 300 Baud, max. 57600 Baud Lieferstellung 9600 Baud



– Anschluss Lichtwellenleiter ST-Stecker bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „B“ bei Aufbaugehäuse im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite




– überbrückbare Entfernung ca. 1,5 km


Profibus RS485 (FMS und DP)




3437UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

– Übertragungsgeschwindigkeit bis 1,5 MBd

– überbrückbare Entfernung 1000 m bei ≤ 93,75 kBd 500 m bei ≤ 187,5 kBd 200 m bei ≤ 1,5 MBd

Profibus LWL (FMS und DP)

– LWL-Stecker Typ ST-Stecker Einfachring / Doppelring je nach Bestellung bei FMS; bei DP nur Doppelring

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „B“ bei Aufbaugehäuse nur mit externem OLM

– Übertragungsgeschwindigkeit bis 1,5 MBd empfohlen: > 500 kBd



– optisches Budget max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm

– überbrückbare Entfernung zwischen ca. 1,6 km bei 500 kB/s 2 Modulen bei redundanter optischer ca. 530 m bei 1500 kB/s Ringtopologie und Glasfaser 62,5/125 µm

– Zeichenruhelage „Licht aus“

– Anzahl von Modulen im optischen Ringmax. 41 bei 500 kB/s oder 1500 kB/s

DNP3.0 RS485




– Übertragungsgeschwindigkeit bis 19200 Baud


DNP3.0 LWL

– LWL–Stecker Typ ST-Stecker Sender/Empfänger

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „B“ bei Aufbaugehäuse nur mit externem Konverter






344 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


MODBUS RS485






MODBUS LWL

– LWL-Stecker Typ ST-Stecker Sender/Empfänger

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „B“ bei Aufbaugehäuse nur mit externem Konverter




– zulässige Streckendämpfung max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm – überbrückbare Entfernung ca. 1,5 km

Zusatzschnittstelle (wahlweise)

RS485/LWL potentialfreie Schnittstelle für je nach Bestellvariante Anschluss einer Thermobox

RS485

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „D“ 9-polige DSUB-Buchse

bei Aufbaugehäuse im Pultgehäuse an der Gehäuseoberseite

– Prüfspannung 500 V, 50 Hz

– Übertragungsgeschwindigkeit 9600 Baud



– Anschluss Lichtwellenleiter ST-Stecker bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „D“ bei Aufbaugehäuse im Pultgehäuse an der Gehäuseoberseite






Zeitsynchronisa-tionsschnittstelle

– Zeitsynchronisation DCF77/IRIG B Signal

3457UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

– Anschluss bei Einbaugehäuse rückseitig, Einbauort „A“ 9-polige DSUB-Buchse

bei Aufbaugehäuse an der Doppelstockklemme auf der Gehäuseunterseite

– Signalnennspannungen wahlweise 5 V, 12 V oder 24 V

– Signaleigenschaften DCF77/IRIG B:

4.1.5 Elektrische Prüfungen

Vorschriften Normen: IEC 60255 (Produktnormen) IEEE Std C37.90.0/.1/.2 VDE 0435 weitere Normen siehe Einzelprüfungen

Isolationsprüfun-gen

Normen: IEC 60255–5 und IEC 60870–2–1

– Spannungsprüfung (Stückprüfung) 2,5 kV (eff), 50 Hz alle Kreise außer Hilfsspannung, Binäreingänge und Kommunikations-und Zeitsynchronisations-Schnittstellen

– Spannungsprüfung (Stückprüfung) 3,5 kV– Hilfsspannung und Binäreingänge

– Spannungsprüfung (Stückprüfung) 500 V (eff), 50 Hz nur abgeriegelte Kommunikations-und Zeitsynchronisations-Schnittstellen

– Stoßspannungsprüfung (Typprüfung) 5 kV (Scheitel); 1,2/50 µs; 0,5 J; 3 positive alle Kreise, außer Kommunikations- und 3 negative Stöße in Abständen von 5 sund Zeitsynchronisations-Schnitt-stellen, Klasse III

EMV-Prüfungen zur Störfestigkeit(Typprüfungen)

Normen: IEC 60255–6 und –22 (Produktnormen) EN 61000–6–2 (Fachgrundnorm) VDE0435

– Hochfrequenzprüfung 2,5 kV (Scheitel); 1 MHz; τ = 15 µs; IEC 60255–22–1, VDE 0435 Teil 301 400 Stöße je s; Prüfdauer 2 s; Ri = 200 Ω Klasse III

– Entladung statischer Elektrizität 8 kV Kontaktentladung; IEC 60255–22–2, IEC 61000–4–2 15 kV Luftentladung; Klasse IV beide Polaritäten; 150 pF; Ri = 330 Ω

Signalnenneingangsspannung5 V 12 V 24 V

UIHigh 6,0 V 15,8 V 31 VUILow 1,0 V bei IILow = 0,25 mA 1,4 V bei IILow = 0,25 mA 1,9 V bei IILow = 0,25 mA

IIHigh 4,5 mA bis 9,4 mA 4,5 mA bis 9,3 mA 4,5 mA bis 8,7 mARI 890 Ω bei UI = 4 V

640 Ω bei UI = 6 V1930 Ω bei UI = 8,7 V1700 Ω bei UI = 15,8 V

3780 Ω bei UI = 17 V3560 Ω bei UI = 31 V

346 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


– Bestrahlung mit HF-Feld, Frequenzdurchlauf IEC 60255–22–3, IEC 61000–4–3 10 V/m; 80 MHz bis 1000 MHz; Klasse III 80 % AM; 1 kHz

– Bestrahlung mit HF-Feld, Einzelfrequenzen IEC 60255–22–3, IEC 61000–4–3 Klasse III 10 V/m

amplitudenmoduliert 80 MHz; 160 MHz; 450 MHz; 900 MHz; 80 % AM; Einschaltdauer >10 s

pulsmoduliert 900 MHz; 50 % PM; Wiederholfrequenz 200 Hz

– schnelle transiente Störgrößen/Burst 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; Burstlänge = 15 ms; IEC 60255–22–4, IEC 61000–4–4 Wiederholrate 300 ms; beide Polaritäten; Klasse IV Ri = 50 Ω; Prüfdauer 1 min

– Energiereiche Stoßspannungen (SURGE)IEC 61000–4–5, Installationsklasse 3 Impuls: 1,2/50 µs

Hilfsspannung common mode: 2 kV; 12 Ω; 9 µF diff. mode: 1 kV; 2 Ω; 18 µF

analoge Messeingänge, common mode: 2 kV; 42 Ω; 0,5 µF Binäreingänge und Relaisausgänge diff. mode: 1 kV; 42 Ω; 0,5 µF

– leitungsgeführte HF, amplitudenmodul.10 V; 150 kHz bis 80 MHz; 80 % AM; 1 kHz IEC 61000–4–6, Klasse III

– Magnetfeld mit energietechnischer Frequenz IEC 61000–4–8, IEC 60255–6 30 A/m dauernd; 300 A/m für 3 s; 50 Hz Klasse IV 0,5 mT; 50 Hz

– Oscillatory Surge Withstand Capability 2,5 kV (Scheitel); 1 MHz; τ = 15µs; IEEE Std C37.90.1 400 Stöße je s; Ri = 200 Ω; Dauer 2 s

– Fast Transient Surge Withstand Cap. 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; Burstlänge 15 ms; IEEE Std C37.90.1 Wiederholrate 300 ms; beide Polaritäten;

Ri = 80 Ω; Dauer 1 min

– Gedämpfte Schwingungen 2,5 kV (Scheitelwert), Polarität alternierend IEC 60694, IEC 61000–4–12 100 kHz, 1 MHz, 10 MHz und 50 MHz,

Ri = 200 Ω

EMV-Prüfungen zur Störaussendung (Typprüfung)

Norm: EN 50081–∗ (Fachgrundnorm)

– Funkstörspannung auf Leitungen, 150 kHz bis 30 MHz nur Hilfsspannung Grenzwertklasse B IEC–CISPR 22

– Funkstörfeldstärke 30 MHz bis 1000 MHz IEC–CISPR 22 Grenzwertklasse B

– Oberschwingungsströme auf der Grenzwerte der Klasse A werden Netzzuleitung bei 230 VAC eingehaltenIEC 61000–3–2

– Spannungsschwankungen und Flicker Grenzwerte werden eingehalten auf der Netzzuleitung bei 230 VAC IEC 61000–3–3

3477UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.1.6 Mechanische Prüfungen

Schwing- und Schockbeanspru-chung bei statio-närem Einsatz

Normen: IEC 60255–21 und IEC 60068

– Schwingung sinusförmig IEC 60255–21–1, Klasse 2 10 Hz bis 60 Hz: ± 0,075 mm Amplitude; IEC 60068–2–6 60 Hz bis 150 Hz: 1 g Beschleunigung

Frequenzdurchlauf 1 Oktave/min 20 Zyklen in 3 Achsen senkrecht zueinand.

– Schock halbsinusförmig IEC 60255–21–2, Klasse 1 Beschleunigung 5 g, Dauer 11 ms, IEC 60068–2–27 je 3 Schocks in beiden Richtungen der

3 Achsen

– Schwingung bei Erdbeben sinusförmig IEC 60255–21–3, Klasse 1 1 Hz bis 8 Hz ± 3,5 mm Amplitude IEC 60068–3–3 (horizontale Achse)

1 Hz bis 8 Hz: ± 1,5 mm Amplitude (vertikale Achse) 8 Hz bis 35 Hz: 1 g Beschleunigung(horizontale Achse) 8 Hz bis 35 Hz: 0,5 g Beschleunigung(vertikale Achse) Frequenzdurchlauf 1 Oktave/min 1 Zyklus in 3 Achsen senkrecht zueinander

Schwing- und Schockbean-spruchung beim Transport

Normen: IEC 60255–21 und IEC 60068

– Schwingung sinusförmig IEC 60255–21–1, Klasse 2 5 Hz bis 8 Hz: ± 7,5 mm Amplitude; IEC 60068–2–6 8 Hz bis 150 Hz: 2 g Beschleunigung

Frequenzdurchlauf 1 Oktave/min 20 Zyklen in 3 Achsen senkrecht zueinand.

– Schock halbsinusförmig IEC 60255–21–2, Klasse 1 Beschleunigung 15 g, Dauer 11 ms, IEC 60068–2–27 je 3 Schocks in beiden Richtungen der

3 Achsen

– Dauerschock halbsinusförmig IEC 60255–21–2, Klasse 1 Beschleunigung 10 g, Dauer 16 ms, IEC 60068–2–29 je 1000 Schocks in beiden Richtungen der

3 Achsen

Hinweis:

Alle Beanspruchungsdaten gelten für werksmäßige Verpackung!

348 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


4.1.7 Klimabeanspruchungen

Temperaturen – Typprüfung(nach IEC 60068–2–1 und –2) –25 °C bis +85 °C (Test Bd für 16 h)

– vorübergehend zulässig bei Betrieb –20 °C bis +70 °C (geprüft für 96 h)

– empfohlen für Dauerbetrieb (IEC 60255–6) –5 °C bis +55 °C

– Grenztemperaturen bei dauernder Lagerung –25 °C bis +55 °C

– Grenztemperaturen bei Transport –25 °C bis +70 °C

Lagerung und Transport mit werksmäßiger Verpackung!

Feuchte zulässige Feuchtebeanspruchung im Jahresmittel ≤75 % relative Feuchte; an 56 Tagen im Jahr bis zu 93 % relative Feuchte; Betauung im Betrieb unzulässig!

Die Geräte sind so anzuordnen, dass sie keiner direkten Sonneneinstrahlung und kei-nem starken Temperaturwechsel, bei dem Betauung auftreten kann, ausgesetzt sind.

4.1.8 Einsatzbedingungen

Das Schutzgerät ist für den Einbau in üblichen Relaisräumen und Anlagen ausgelegt, so dass die elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) bei sachgemäßem Einbau si-chergestellt ist. Zusätzlich ist zu empfehlen:

• Schütze und Relais, die innerhalb desselben Schrankes oder auf der gleichen Re-laistafel mit den digitalen Schutzeinrichtungen arbeiten, sollen grundsätzlich mit ge-eigneten Löschgliedern versehen werden.

• Bei Schaltanlagen ab 100 kV sollen externe Anschlussleitungen mit einer strom-tragfähigen beidseitig geerdeten Abschirmung verwendet werden. In Mittelspan-nungsanlagen sind üblicherweise keine besonderen Maßnahmen erforderlich.

• Es ist unzulässig, einzelne Baugruppen unter Spannung zu ziehen oder zu stecken. Im ausgebauten Zustand sind manche Bauelemente elektrostatisch gefährdet; bei der Handhabung sind die EGB-Vorschriften (für Elektrostatisch Gefährdete Baue-lemente) zu beachten. Im eingebauten Zustand besteht keine Gefährdung.

Ablesbarkeit des Displays ab +55 °C evtl. beeinträchtigt

3497UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.1.9 Konstruktive Ausführungen

Gehäuse 7XP20

Abmessungen siehe Maßbilder, Abschnitt 4.16

Gewicht (Maximalbestückung) etwa – 7UT613 im Aufbaugehäuse 1/2 13,5 kg

im Einbaugehäuse 1/2 8,7 kg

Gewicht (Maximalbestückung) etwa – 7UT633 im Aufbaugehäuse 1/1 22,0 kg *)

im Einbaugehäuse 1/1 13,8 kg

Gewicht (Maximalbestückung) etwa – 7UT635 im Aufbaugehäuse 1/1 22,7 kg

im Einbaugehäuse 1/1 14,5 kg *)

*) mit Transportsicherung zuzüglich ca. 3,3 kg

Schutzart gemäß IEC 60529 – für das Betriebsmittel

im Aufbaugehäuse IP 51im Einbaugehäuse

vorne IP 51hinten IP 50

– für den Personenschutz IP 2x mit aufgesetzter Abdeckkappe

350 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



4.2.1 Allgemein

Ansprechwerte Differentialstrom IDIFF>/INObj 0,05 bis 2,00 (Stufung 0,01)

Hochstromstufe IDIFF>>/INObj 0,5 bis 35,0 (Stufung 0,1) oder ∞ (Stufe unwirksam)

Ansprechwerterhöhung beim Zuschalten als Faktor von IDIFF> 1,0 bis 2,0 (Stufung 0,1)

Zusatzstabilisierung bei externem Fehler(ISTAB > Einstellwert) Iext.Feh/INObj 2,00 bis 15,00 (Stufung 0,01) Wirkzeit 2 bis 250 Perioden (Stufung 1 Per.)

oder ∞ (wirksam bis Rückfall)

Ansprechkennlinie siehe Bild 4-1

Toleranzen (bei voreingestellten Kennlinienparametern; bei 2 Seiten mit je 1 Mess-stelle) – IDIFF>–Stufe und Kennlinie 5 % vom Einstellwert – IDIFF>>–Stufe 5 % vom Einstellwert

Verzögerungs-zeiten

Verzögerung der IDIFF>–Stufe 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) TI-DIFF> oder ∞ (keine Auslösung)

Verzögerung der IDIFF>>–Stufe 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) TI-DIFF>> oder ∞ (keine Auslösung)

Ablauftoleranz 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten


1 2 3 4 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Auslösen

IstabINObj----------------

IdiffINObj---------------- Fehlerkennlinie

Sperren


5

Legende: Idiff Differentialstrom = |I1 + I2| Istab Stabilisierungsstrom = |I1| + |I2| INObj Nennstrom des Schutzobjektes

3517UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.2.2 Transformatoren


Rush-Stabilisierungsverhältnis 10 % bis 80 % (Stufung 1 %) (2. Harmonische) I2fN/IfN siehe auch Bild 4-2

Stabilisierung weitere (n-te) Harmonische 10 % bis 80 % (Stufung 1 %) (wahlweise 3. oder 5.) InfN/IfN siehe auch Bild 4-3

Crossblock-Funktion zu- und abschaltbar max. Wirkzeit für Crossblock 2 bis 1000 Perioden (Stufung 1 Per.)

oder 0 (Crossblock unwirksam) oder ∞ (wirksam bis Rückfall)

Eigenzeiten Ansprechzeiten/Rückfallzeit bei einseitiger Speisung

Rückfallverhältnis ca. 0,7

Anpassung für Transformatoren

Schaltgruppenanpassung 0 bis 11 (× 30°) (Stufung 1)

Sternpunktbehandlung geerdet oder nicht geerdet (für jede Wicklung)

Arbeitsbereich Frequenz

Frequenznachführung im Bereich 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 Frequenzeinfluss siehe Bild 4-4

Bild 4-2 Stabilisierungseinfluss der 2. Harmonischen beim Transformatordifferentialschutz

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

30 ms11 ms

27 ms11 ms

78 ms20 ms

54 ms 46 ms 150 ms

Ansprechzeit bei Frequenz, ca.

Stufe IDIFF>, min.Stufe IDIFF>>, min.

Rückfallzeit, ca.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

0,2

0,5

0,1

1,0

10,0

5,0

2,0 einstellbarz.B. 2. Harmonische = 15 %

einstellbar z.B. IDIFF>/INObj = 0,15

einstellbarz.B. IDIFF>>/INObj = 10

I2fIfN

IfNINObj

SperrenAus-lösen

Legende: Idiff Differentialstrom

= |I1 + I2| INObj Nennstrom

des Schutzobjektes IfN Strom mit NennfrequenzI2f Strom mit doppelter

Frequenz

352 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 4-3 Stabilisierungseinfluss der n-ten Harmonischen beim Transformatordifferential-schutz

Bild 4-4 Frequenzeinfluss beim Transformatordifferentialschutz

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

0,2

0,5

0,1

1,0

10,0

5,0

2,0einstellbarz.B. n-te Harmonische = 40 %

einstellbarz.B. IDIFF>/INObj = 0,15

einstellbarz.B. IDIFFmax n.HM/INObj = 5

ΙnfIfN

IfNINObj

Sperren

Auslösen

Legende: Idiff Differentialstrom

= |I1 + I2| INObj Nennstrom

des Schutzobjektes IfN Strom mit NennfrequenzInf Strom mit n-facher

Frequenz (n = 3 oder 4)

0 0,2 0,4 0,6 0,8

0,2

0,5

0,1

1,0

20,0

5

2

Einstellwert z.B. 0,15IDIFF>/INObj (einstellbar)

IDIFF>>/INObj (einstellbar)

1,0 1,2 1,4

0,3

3

10

f/fN

Einstellwert z.B. 5,0

Legende: Idiff Differentialstrom = |I1 + I2| INObj Nennstrom des Schutzobjektes IXf Strom mit beliebiger Frequenz

im spezifizierten Bereich

Auslösen

SperrenSperren

IXf

INObj

3537UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.2.3 Generatoren, Motoren, Drosseln




Frequenznachführung im Bereich 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 Frequenzeinfluss siehe Bild 4-5

Bild 4-5 Frequenzeinfluss beim Generator-/Motordifferentialschutzdifferentialschutz und Sammelschienenschutz

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

30 ms11 ms

27 ms11 ms

78 ms20 ms

54 ms 46 ms 150 ms

Ansprechzeit bei Frequenz, ca.

Stufe IDIFF>, min. Stufe IDIFF>>, min.

Rückfallzeit, ca.

0 0,2 0,4 0,6 0,8

0,2

0,1

0,3

0,6

0,4

IDIFF>/INObj (einstellbar)

1,0 1,2 1,4

1

f/fN

Einstellwert z.B. 0,15

Legende:Idiff Differentialstrom = |I1 + I2| INObj Nennstrom des SchutzobjektesIXf Strom mit beliebiger Frequenz

im spezifizierten Bereich

Auslösen

Sperren

IXf

INObj

354 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


4.2.4 Sammelschienen, kurze Leitungen

Anmerkung: Bei IN = 0,1 A (Anschluss an Mischwandler) ist mit höheren Toleranzen zu rechnen. Auch sind die Messfehler der Mischwandler und die Magnetisierungsströme nicht in den Gerätetoleranzen enthalten.

Differenzstrom-überwachung

Stationäre Differenzstromüberwachung IÜberw/INObj 0,15 bis 0,80 (Stufung 0,01)

Verzögerung für Blockierung bei Differenzstrom TÜberw 1 s bis 10 s (Stufung 1 s)

Auslösefreigabe Stromfreigabe I>Frg/INObj 0,20 bis 2,00 (Stufung 0,01) durch Abzweigstrom oder 0 (Freigabe immer erteilt)




Frequenznachführung im Bereich 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1

Frequenzeinfluss siehe Bild 4-5

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

11 ms11 ms

11 ms11 ms

18 ms18 ms

54 ms 46 ms 150 ms

Ansprechzeit bei Frequenz

Stufe IDIFF>, min. Stufe IDIFF>>, min.

Rückfallzeit, ca.

3557UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten


Einstellbereich Differentialstrom IEDS>/INObj 0,05 bis 2,00 (Stufung 0,01)

Grenzwinkel ϕEDS 100° (fest)

Ansprechkennlinie siehe Bild 4-6

Ansprechtoleranz (bei voreingestellten Kennlinienparametern und 1 dreiphasigen Messstelle) 5 % bei I < 5 · IN

Zeitverzögerung TEDS 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Ablauftoleranz 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten

Eigenzeiten

Rückfallverhältnis, ca. 0,7

Frequenzeinfluss Frequenzeinfluss 1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN

Bild 4-6 Auslösekennlinie des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit vom Nullstrom-Speiseverhältnis 3I0"/3I0' (beide Ströme in Phase bzw. Gegenphase); IEDS = Einstellwert

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

35 ms33 ms

30 ms29 ms

110 ms87 ms

26 ms 23 ms 51 ms


bei 1,5 · Einstellwert IEDS>, ca.bei 2,5 · Einstellwert IEDS>, ca.

Rückfallzeit, ca.

-0,3 -0,2 -0,1 0,0 0,1 0,2 0,3

4

3

2

1

IausIEDS>

3Io"3Io'

Auslösen

Sperren

356 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Kennlinien unabhängige Stufen (UMZ) IPh>>, 3I0>>, IPh>, 3I0>

stromabhängige Stufen (AMZ) IP, 3I0P (nach IEC oder ANSI) es kann eine der Kennlinien gemäß Bilder

4-7 bis 4-9 ausgewählt werden

alternativ Anwenderkennlinie mit selbstspezifizierbarer Auslöse- und Rückfallkennlinie

Rückfallkennlinien (AMZ) siehe Bilder 4-10 und 4-11 (nach ANSI mit Disk-Emulation)

Stromstufen Hochstromstufen IPh>> 0,10 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (Stufe unwirksam)

TIPh>> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

3I0>> 0,05 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (Stufe unwirksam)

T3I0>> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Überstromstufen IPh> 0,10 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (Stufe unwirksam)

TIPh> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

3I0> 0,05 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (Stufe unwirksam)

T3I0> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

abhängige Stromstufen IP 0,10 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A) (IEC)

TIP 0,05 s bis 3,20 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

3I0P 0,05 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

T3I0P 0,05 s bis 3,20 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

abhängige Stromstufen IP 0,10 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A) (ANSI)

DIP 0,50 s bis 15,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

3I0P 0,05 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

D3I0P 0,50 s bis 15,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Toleranzen 2) Ströme 3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom bei UMZ Zeiten 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

3577UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

Toleranzen 2) Ströme Ansprechen bei 1,05 ≤ I/IP ≤ 1,15; bei AMZ bzw. 1,05 ≤ I/3I0P ≤ 1,15 (IEC) Zeiten 5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz

5 % ± 45 ms bei fN = 16,7 Hz für 2 ≤ I/IP ≤ 20 und TIP/s ≥ 1; bzw. 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 und T3I0P/s ≥ 1

(ANSI) Zeiten 5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz 5 % ± 45 ms bei fN = 16,7 Hz

für 2 ≤ I/IP ≤ 20 und DIP/s ≥ 1; bzw. 2 ≤ I/3I0P ≤ 20 und D3I0P/s ≥ 1

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten. 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren. 2) bei 1 dreiphasigen Messstelle und IN = 1 A/5 A.

Eigenzeiten der un-abhängigen Stufen

Ansprechzeiten/Rückfallzeit Phasenstromstufen

Ansprechzeiten/Rückfallzeit Nullstromstufen

Rückfallverhält-nisse

Stromstufen ca. 0,95 für I/IN ≥ 0,5


Rush-Stabilisierungsverhältnis 10 % bis 45 % (Stufung 1 %) (2. Harmonische) I2fN/IfN

Untere Arbeitgrenze I > 0,2 A 1)

Maximalstrom für Stabilisierung 0,30 A bis 25,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

Crossblock-Funktion zwischen Phasen zu- und abschaltbar max. Wirkzeit für Crossblock 0,00 s bis 180 s (Stufung 0,01 s) 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.

Frequenz Frequenzeinfluss 1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

11 ms 11 ms 16 ms

33 ms 29 ms 76 ms

35 ms 35 ms 60 ms


ohne Einschaltstabilisierung, min.

mit Einschaltstabilisierung, min.

Rückfallzeit, ca.

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

21 ms 19 ms 46 ms

31 ms 29 ms 56 ms

45 ms 43 ms 90 ms




Rückfallzeit, ca.

358 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 4-7 Auslösezeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes und Schieflastschutzes, nach IEC

0,1

0,2

0,4

1,6

3,2

0,05

Extrem invers:(Typ C)

I/Ip

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

Invers: Stark invers:(Typ B)

Tp

t [s] t [s]

I/Ip I/Ip

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

[s] [s]

1 2 3 5 10 20

0,3

0,1

100

20

10

2

0,05

5

[s]

0,2

0,5

1

t [s]

3

3

30 30

3

t0 14,

I Ip⁄( )0 02,

1–------------------------------------ Tp⋅=

(Typ A)t 13 5,

I Ip⁄( )1

1–---------------------------- Tp⋅=

t 80

I Ip⁄( )2

1–---------------------------- Tp⋅=

0,8

0,1

0,2

0,4

1,6

3,2

0,05

0,8

7

Tp

0,1 0,20,4

1,6

3,2

0,8

Tp

0,05

t AuslösezeitTp Einstellwert ZeitfaktorI FehlerstromIp Einstellwert des Stromes

Anmerkung: Bei 16,7 Hz kürzeste Auslösezeit 100 ms. Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip und T3I0p statt Tp zu lesenfür Erdstrom ist IEp statt Ip und TIEp statt Tp zu lesenfür Schieflast ist I2p statt Ip und TI2p statt Tp zu lesen

0,1

0,2

0,4

3,2

0,05

10

3

1

1 2 3 5 10 20

1000

200

100

50

20

5

2

0,5

Langzeit invers:

Tp

t [s]

I/Ip

[s]

30

300

0,8

7

t120

I Ip⁄( )1

1–---------------------------- Tp⋅=

1,6

nicht für Schieflastschutz

3597UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

Bild 4-8 Auslösezeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes und Schieflastschutzes, nach ANSI/IEEE

Moderately inverse

I/Ip

D [s]

1

2

5

10

15

0,5

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

0,5

0,2

0,05

t 0 0103,

I Ip⁄( )0 02,

1–------------------------------------ 0 0228,+

D⋅= [s]

3

5

t [s]

2

50

Extremely inverse

I/Ip

t 5 64,

I Ip⁄( )2

1–---------------------------- 0 02434,+

D⋅= [s] t 8 9341,

I Ip⁄( )2 0938,

1–------------------------------------------ 0 17966,+

D⋅=

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

Inverse

D [s]

t [s]

I/Ip

1

2

5

10

15

0,5

[s]

3

30

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

Very inverse

D [s]

t [s]

I/Ip

1

2

5

10

15

0,5

[s]t 3 922,

I Ip⁄( )2

1–---------------------------- 0 0982,+

D⋅=

30

3

t AuslösezeitD Einstellwert ZeitfaktorI FehlerstromIp Einstellwert des Stromes

Anmerkung: Bei 16,7 Hz kürzeste Auslösezeit 100 ms. Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip zu lesenfür Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesenfür Schieflast ist I2p statt Ip zu lesen

D [s]

12

5

10

15

0,5

2 3 5 10 20

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

200

3

50

1

360 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 4-9 Auslösezeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes, nach ANSI/IEEE

t 0 2663,

I Ip⁄( )1 2969,

1–------------------------------------------ 0 03393,+

D⋅=Short inverse

t [s]

I/Ip

D [s]

12

5

10

15

0,5

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 20

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

[s]

30

3

Definite inverse

D [s]

I/Ip

1

2

5

10

15

0,5

1 2 3 5 10 20

0,3

0,1

100

20

10

2

0,05

5

[s]

0,2

0,5

1

t [s]

3

t 0 4797,

I Ip⁄( )1 5625,

1–------------------------------------------ 0 21359,+

D⋅=

30

t Auslösezeit D Einstellbarer Zeitfaktor I Fehlerstrom Ip Einstellwert des Stromes

Long inverse

D [s]

I/Ip

1

2

5

10

15

0,5

1 2 3 5 10 20

0,3

0,1

100

20

10

2

0,05

5

[s]t 5 6143,I Ip⁄( ) 1–

------------------------- 2 18592,+ D⋅=

0,2

0,5

1

t [s]

3

50

Anmerkung: Bei 16,7 Hz kürzeste Auslösezeit 100 ms. Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip zu lesenfür Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesen

3

50

3617UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

Bild 4-10 Rückfallzeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes und des Schieflastschutzes mit Disk-Emulation, nach ANSI/IEEE

Extremely inverse [s]t 5 82,

I Ip⁄( )2

1–----------------------------

D⋅= Inverse t8 8,

I Ip⁄( )2 0938,

1–---------------------------------------------

D⋅=

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

0,3

200

3

50 5

2

1

0,5

10

D [s]

15

[s]

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

10010

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

D [s]

15

Moderately inverse [s]t0 97,

I Ip⁄( )2

1–----------------------------

D⋅=

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50D [s]

15

Very inverse [s]t 4,32

I Ip⁄( )2

1–----------------------------

D⋅=

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

15

D [s]

t RückfallzeitD Einstellwert ZeitfaktorI abgeschalteter StromIp Einstellwert des Stromes

Anmerkung: Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip zu lesenfür Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesenfür Schieflast ist I2p statt Ip zu lesen

362 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 4-11 Rückfallzeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes mit Disk-Emulation, nach ANSI/IEEE

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

15

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

D [s]

Short inverse [s]t 0 831,

I Ip⁄( )1 2969,

1–---------------------------------------------

D⋅=

Definite inverse [s]t1,0394

I Ip⁄( )1 5625,

1–---------------------------------------------

D⋅=

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

15

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50D [s]

Long inverse t 12 9,

I Ip⁄( )1

1–----------------------------

D⋅= [s]

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

0,3

200

3

50

5

2

1

0,5

10

D [s]15

I/Ip

0,05 0,1 0,2 0,5 1,0

0,3

0,1

500

20

10

2

0,05

5

0,2

0,5

1

t [s]

30

100

15

10

5

2

1

0,5

0,3

200

3

50

D [s] t Rückfallzeit D Einstellbarer Zeitfaktor I abgeschalteter Strom Ip Einstellwert des Stromes

Anmerkung: Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip zu lesenfür Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesen

3637UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten


Kennlinien unabhängige Stufen (UMZ) IE>>, IE>

stromabhängige Stufen (AMZ) IEP (nach IEC oder ANSI) es kann eine der Kennlinien gemäß Bild

4-7 bis 4-9 ausgewählt werden

alternativ Anwenderkennlinie mit selbstspezifizierbarer Auslöse- und Rückfallkennlinie

Rückfallkennlinien (AMZ) siehe Bilder 4-10 und 4-11 (nach ANSI mit Disk-Emulation)

Stromstufen Hochstromstufe IE>> 0,05 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (Stufe unwirksam)

TIE>> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Überstromstufe IE> 0,05 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (Stufe unwirksam)

TIE> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

abhängige Stromstufe IEP 0,05 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A) (IEC)

TIEP 0,05 s bis 3,20 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

abhängige Stromstufe IEP 0,05 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A) (ANSI)

DIEP 0,50 s bis 15,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Toleranzen bei UMZ Ströme 3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom Zeiten 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

Toleranzen bei AMZ Ströme Ansprechen bei 1,05 ≤ I/IEP ≤ 1,15 (IEC) Zeiten 5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz

5 % ± 45 ms bei fN = 16,7 Hz für 2 ≤ I/IEP ≤ 20 und TIP/s ≥ 1


für 2 ≤ I/IEP ≤ 20 und DIEP/s ≥ 1

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten. 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.


Ansprechzeiten/Rückfallzeit

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

11 ms 11 ms 16 ms

33 ms 29 ms 76 ms

35 ms 35 ms 60 ms




Rückfallzeit, ca.

364 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1





Rush-Stabilisierungsverhältnis 10 % bis 45 % (Stufung 1 %) (2. Harmonische) I2fN/IfN

Untere Arbeitgrenze I > 0,2 A 1)

Maximalstrom für Stabilisierung 0,30 A bis 25,00 A 1) (Stufung 0,01 A) 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.



Zeitsteuerung Startkriterium Binäreingang von Leistungsschalter-hilfskontakt oder Stromkriterium LS I> (der jeweils zugeordneten Seite)

Unterbrechungszeit TUNTERBR 0 s bis 21600 s (= 6 h) (Stufung 1 s)

Wirkzeit Tdyn.PAR. WIRK 1 s bis 21600 s (= 6 h) (Stufung 1 s)

Schnellrückfallzeit TdynPAR. RÜCK 1 s bis 600 s (= 10 min) (Stufung 1 s) oder ∞ (Schnellrückfall inaktiv)

Einstellbereiche und umgeschaltete Werte

dynamische Parameter der Strom- Einstellbereiche und Stufungen wie bei anregungen und der Verzögerungs- den beeinflussten Funktionen zeiten bzw. Zeitmultiplikatoren

3657UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten


Stromstufen Hochstromstufe I>> 0,05 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) 0,003 A bis 1,500 A 2) (Stufung 0,001 A)oder ∞ (Stufe unwirksam)

TI>> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Überstromstufe I> 0,05 A bis 35,00 A 1) (Stufung 0,01 A) 0,003 A bis 1,500 A 2) (Stufung 0,001 A)oder ∞ (Stufe unwirksam)

TI> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Toleranzen Ströme 3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom bei IN = 1 A oder 5 A;

5 % vom Einstellwert bzw. 3 % Nennstrom bei IN = 0,1 A

Zeiten 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten. 1) Sekundärangaben bei „normalem“ Messeingang für IN = 1 A; für IN = 5 A sind die Ströme

mit 5 zu multiplizieren. 2) Sekundärangaben bei „empfindlichem“ Messeingang, unabhängig vom Gerätenennstrom

Eigenzeiten Ansprechzeiten/Rückfallzeit




50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

14 ms 13 ms 23 ms

25 ms 22 ms 66 ms


minimal

Rückfallzeit, ca.

366 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Kennlinien unabhängige Stufen (UMZ) I2>>, I2>

stromabhängige Stufen (AMZ) I2P (nach IEC oder ANSI) es kann eine der Kennlinien gemäß Bild

4-7 oder 4-8 ausgewählt werden

Rückfallkennlinien (AMZ) siehe Bild 4-10 (nach ANSI mit Disk-Emulation)

Arbeitsbereich 0,1 A bis 4 A 1) 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.

Stromstufen Hochstromstufe I2>> 0,10 A bis 3,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

TI2>> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Überstromstufe I2> 0,10 A bis 3,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

TI2> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

abhängige Stromstufe (IEC) I2P 0,10 A bis 2,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

TI2P 0,05 s bis 3,20 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

abhängige Stromstufe (ANSI) I2P) 0,10 A bis 2,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

DI2P 0,50 s bis 15,00 s (Stufung 0,01 s) oder ∞ (keine Auslösung)

Toleranzen 2) bei UMZ Ströme 3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom Zeiten 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

Toleranzen 2) bei AMZ Ströme Ansprechen bei 1,05 ≤ I2/I2P ≤ 1,15 (IEC) Zeiten 5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz

5 % ± 45 ms bei fN = 16,7 Hz für 2 ≤ I2/I2P ≤ 20 und TI2P/s ≥ 1;


für 2 ≤ I2/I2P ≤ 20 und DI2P/s ≥ 1

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten. 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren. 2) bei 1 dreiphasigen Messstelle.


Ansprechzeiten/Rückfallzeit


Stromstufen ca. 0,95 für I2/IN ≥ 0,5


50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

41 ms 34 mss 106 ms

23 ms 20 ms 60 ms


minimal

Rückfallzeit, ca.

3677UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten


4.9.1 Überlastschutz mit thermischem Abbild

Einstellbereiche Faktor k nach IEC 60255–8 0,10 bis 4,00 (Stufung 0,01)

Zeitkonstante τ 1,0 min bis 999,9 min (Stufung 0,1 min)

Verlängerungsfaktor bei MotorstillstandKτ–Faktor 1,0 bis 10,0 (Stufung 0,1)

Warnübertemperatur ΘWarn/ΘAus 50 % bis 100 % bezogen auf die Auslöse-übertemperatur (Stufung 1 %)

Strommäßige Warnstufe IWarn 0,10 A bis 4,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

Anlauferkennung IMotoranlauf 0,60 A bis 10,00 A 1) (Stufung 0,01 A) oder ∞ (keine Anlauferkennung)

Notanlauf-Nachlaufzeit TNotanlauf 10 s bis 15000 s (Stufung 1 s)1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.

Auslösekennlinie siehe Bild 4-12


Θ/ΘAus Rückfall mit ΘWarn

Θ/ΘWarn ca. 0,99

I/IWarn ca. 0,97

Toleranzen bei 1 dreiphasigen Messstelle

bezüglich k · IN 3 %, bzw. 10 mA 1); Klasse 3 % nachIEC 60 255–8

bezüglich Auslösezeit 3 % bzw. 1,2 s bei fN = 50/60 Hz 5 % bzw. 1,2 s bei fN = 16,7 Hz für I /(k·IN) > 1,25

1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.

Frequenzeinfluss bezüglich k · IN

Im Bereich 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1 1 % bei fN = 50/60 Hz 3 % bei fN = 16,7 Hz

t τ

Ik IN⋅-------------

2 Ivor

k IN⋅-------------

2

–

Ik IN⋅-------------

21–

-------------------------------------------------ln⋅=Auslösekennlinie

t Auslösezeit τ Erwärmungszeitkonstante I LaststromIvorVorlaststromk Einstellfaktor gemäß IEC 60255–8 IN Nennstrom des Schutzobjektes

Darin bedeuten:

für I /(k· IN) ≤ 8

368 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild 4-12 Auslösekennlinien des Überlastschutzes

1

0,3

0,1

1 2 3 5 10 12

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

t [min] t [min]

I / (k·IN)

1000

1

0,3

0,1

100

20

10

5

2

0,5

0,2

0,05

3

30 30

3

Parameter:Einstellwert Zeitkonstante

20

200

500

100

50

10

5

21

4 6 7 8

50

t τ

Ik IN⋅--------------

2

Ik IN⋅--------------

21–

--------------------------------ln⋅=

ohne Vorlast:

I / (k·IN)

1 2 3 5 10 12 4 6 7 8

mit 90 % Vorlast:

t τ

Ik IN⋅--------------

2 Ivork IN⋅--------------

2

–

Ik IN⋅--------------

21–

---------------------------------------------------ln⋅=

50

Parameter:Einstellwert Zeitkonstante

1000

500

200

100

50

2010521

τ [min]

τ [min]

[min][min]

3697UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.9.2 Heißpunktberechnung mit Lebensdauerermittlung

Temperaturdetek-toren

Anzahl Messstellen von 1 Thermobox (bis 6 Messstellen) oder von 2 Thermoboxen (bis 12 Messstellen)

Für Heißpunktberechnung wird der Anschluss eines Temperaturdetektors benötigt.

Kühlung Kühlungsmethode ON (oil natural = konvektive Kühlung) OF (oil forced = erzwungener Strömung) OD (oil directed = geführter Strömung)

Windungsexponent Y 1,6 bis 2,0 (Stufung 0,1)

Isolationstemperaturgradient Hgr 22 bis 29 (Stufung 1)

Meldungs-grenzwerte

Warntemperatur Heißpunkt 98 °C bis 140 °C (Stufung 1 °C) oder 208 °F bis 284 °F (Stufung 1 °F)

Alarmtemperatur Heißpunkt 98 °C bis 140 °C (Stufung 1 °C) oder 208 °F bis 284 °F (Stufung 1 °F)

Warnalterungsrate 0,125 bis 128,000 (Stufung 0,001)

Alarmalterungsrate 0,125 bis 128,000 (Stufung 0,001)

4.10 Thermoboxen für Überlastschutz

Temperaturdetek-toren

anschließbare Thermoboxen 1 oder 2

Anzahl Temperaturdetektoren je Thermobox max. 6

Messart Pt 100 Ω oder Ni 100 Ω oder Ni 120 Ω

Meldungs-grenzwerte

für jede Messtelle:

Warntemperatur (Stufe 1) –50 °C bis 250 °C (Stufung 1 °C) oder –58 °F bis 482 °F (Stufung 1 °F)

oder ∞ (keine Warnmeldung)

Alarmtemperatur (Stufe 2) –50 °C bis 250 °C (Stufung 1 °C) oder –58 °F bis 482 °F (Stufung 1 °F)

oder ∞ (keine Alarmmeldung)

370 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Einstellbereiche/Stufung Ansprechschwelle > 1,00 bis 1,20 (Stufung 0,01)

der Warnstufe

Ansprechschwelle > 1,00 bis 1,40 (Stufung 0,01)der Stufenkennlinie

Verzögerungszeiten T U/f>, T U/f>> 0,00 s bis 60,00 s (Stufung 0,01 s) (Warn- und Stufenkennlinie) oder ∞ (unwirksam)

Kennlinienwertepaare U/f 1,05 / 1,10 / 1,15 / 1,20 / 1,25 / 1,30 / 1,35 / 1,40

zugehörige Verzöge-rungszeiten für t(U/f) 0 s bis 20000 s (Stufung 1 s)thermische Kennlinie

Abkühlzeit TABKUEHL 0 s bis 20000 s (Stufung 1 s)

Zeiten Warn- und Stufenkennlinie; Ansprechzeiten/Rückfallzeit


Warnung, Auslösung ca. 0,95

Auslösekennlinie thermisches Abbild (Voreinstellung)und Stufenkennlinie) siehe Bild 4-13

Toleranzen – U/f-Anregung 3 % vom Einstellwert – Verzögerungszeiten T 1 % vom Einstellwert, bzw. 10 ms

(Warn- und Stufenkennlinie) – thermisches Abbild 5 %, bezogen auf U/f ± 600 ms

(Zeit-Kennlinie)

Einflussgrößen Hilfsgleichspannung im Bereich0,8 ≤ UH/UHN ≤ 1,15 ≤ 1 %

Temperatur im Bereich –5 °C ≤ ϑamb ≤ 55 °C ≤ 0,5 %/10 K

Frequenz im Bereich 0,95 ≤ f/fN ≤ 1,05 ≤ 1 %

Oberschwingungen– bis 10 % 3. Harmonische ≤ 1 % – bis 10 % 5. Harmonische ≤ 1 %

U UN⁄

f fN⁄----------------

U UN⁄

f fN⁄----------------

50 Hz 60 Hz 16,7 Hz

36 ms 31 ms 91 m

28 ms 23 ms 70 ms


bei 1,1 × Einstellwert

Rückfallzeit, ca.

3717UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

Bild 4-13 Resultierende Auslösekennlinie aus thermischem Abbild und Stufenkennlinie des Übererregungsschutzes (Voreinstellung)

1.1 1.2 1.3 1.4

1

23

5

10

2030

50

100

200300

500

1000

20003000

10000t [s]

U f⁄UN fN⁄-----------------

T U/f>>

(Anregung/Warnstufe)U/f> U/f>>

372 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Schalterüber-wachung

Stromflussüberwachung 0,04 A bis 1,00 A 1) (Stufung 0,01 A) für die gewählte Seite

Rückfallverhältnis ca. 0,9 für I ≥ 0,25 A 1)

Toleranz 5 % vom Einstellwert bzw. 0,01 A 1)

Positionsüberwachung über Leistungsschalterhilfskontakte Binäreingang für Schalterhilfskontakt 1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.

Anwurfbedingun-gen

für Schalterversagerschutz Auslösung intern extern (über Binäreingang)

Zeiten Ansprechzeit ca. 3 ms bei anstehenden Messgrößen, ca. 30 ms bei Zuschalten der Messgrößen

fN = 50/60 Hz ca. 60 ms bei Zuschalten der Messgrößen

fN = 16,7 Hz

Rückfallzeit ≤ 25 ms bei fN = 50/60 Hz, ≤ 75 ms bei fN = 16,7 Hz

Verzögerungszeit 0,00 s bis 60,00 s; ∞ (Stufung 0,01 s) Ablauftoleranz 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms


Binäreingänge für direkte Auslösung

Anzahl 2

Eigenzeit ca. 12,5 ms min. ca. 25 ms typisch

Rückfallzeit ca. 25 ms

Verzögerung 0.00 s bis 60,00 s (Stufung 0.01 s) Ablauftoleranz 1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms

Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten.

Transformator-meldungen

Eingekoppelte Meldungen Buchholz Warnung Buchholz Kessel Buchholz Auslösung

3737UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten


Messgrößen Stromsymmetrie |Imin| / |Imax| < + (für jede Seite) solange Imax / IN > + ! / IN

– SYM.FAK. I 0,10 bis 0,90 (Stufung 0,01) – SYM.IGRENZ 0,10 A bis 1,00 A 1) (Stufung 0,01 A)

Spannungssymmetrie |Umin| / |Umax| < + (sofern Spannungen verfügbar) solange |Umax| > +!

Spannungssumme |UL1 + UL2 + UL3 – kU · UEN| > 25 V (sofern Spannungen verfügbar)

Stromdrehfeld IL1 vor IL2 vor IL3 bei Rechtsdrehfeld IL1 vor IL3 vor IL2 bei Linksdrehfeld sofern |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN

Spannungsdrehfeld UL1 vor UL2 vor UL3 bei Rechtsdrehfeld (sofern Spannungen verfügbar) UL1 vor UL3 vor UL2 bei Linksdrehfeld

sofern |UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3

Drahtbruch falscher Erwartungswert und abrupte Stromunterbrechung oder fehlender Nulldurchgang

1) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Werte mit 5 zu multiplizieren.


Anzahl überwachter Kreise 1

Arbeitsweise je Kreis mit 1 Binäreingang oder 2 Binäreingängen

374 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



Anmerkung: Die Toleranzangaben in den folgenden Daten beziehen sich jeweils auf eine Mess-stelle bzw. eine Seite mit 2 Messstellen. Alle Werte ± Digit.

Betriebsmesswerte Betriebsmesswerte für Ströme IL1; IL2; IL3 3-phasig (für jede Messstelle) in A primär und sekundär

– Toleranz bei IN = 1 A oder 5 A 1 % vom Messwert bzw. 1 % von IN – Toleranz bei IN = 0,1 A 2 % vom Messwert bzw. 2 % von IN

Betriebsmesswerte für Ströme 3I0; I1; I2 3-phasig (für jede Messstelle) in A primär und sekundär

– Toleranz 2 % vom Messwert bzw. 2 % von IN

Betriebsmesswerte für Ströme IL1; IL2; IL3 3-phasig (für jede Seite) in A primär und in % INSeite

– Toleranz bei IN = 1 A oder 5 A 1 % vom Messwert bzw. 1 % von IN – Toleranz bei IN = 0,1 A 2 % vom Messwert bzw. 2 % von IN

Betriebsmesswerte für Ströme 3I0; I1; I2 3-phasig (für jede Seite) in A primär und in % INSeite


Betriebsmesswerte für Ströme I1 bis I12 oder IZ1 bis IZ4 1-phasig in A primär und sekundär


Betriebsmesswerte für Ströme für empfindliche Stromeingänge 1phasig in A primär und mA sekundär

– Toleranz 1 % vom Messwert bzw. 2 mA

Phasenwinkel Ströme ϕ(IL1); ϕ(IL2); ϕ(IL3) in ° 3-phasig (für jede Messstelle) bezogen auf ϕ(IL1)

– Toleranz 1° bei Nennstrom

Phasenwinkel Ströme ϕ(I1) bis ϕ(I12) oder ϕ(IZ1) bis ϕ(IZ4) in ° 1-phasig (für jede Messstelle) bezogen auf ϕ(I1)

– Toleranz 1° bei Nennstrom

Betriebsmesswerte für Spannungen UL1-E; UL2-E; UL3-E; UL1-L2; UL2-L3; UL3-L1 (3-phasig, wenn Spg. angeschlossen) in kV primär und V sekundär und % UNBetr

– Toleranz 0,2 % vom Messwert bzw. 0,2 V

Betriebsmesswerte für Spannungen U1; U2; U0 (3-phasig, wenn Spg. angeschlossen) in kV primär und V sekundär und % UNBetr


Betriebsmesswerte für Spannungen UEN; oder U4 (1-phasig, wenn Spg. angeschlossen) in kV primär und V sekundär und % UNBetr


Phasenwinkel für Spannungen ϕ(UL1-E); ϕ(UL2-E); ϕ(UL3-E) in ° (3-phasig, wenn Spg. angeschlossen) bezogen auf ϕ(I1)

– Toleranz 1° bei Nennspannung

Phasenwinkel für Spannungen ϕ(UEN) oder ϕ(U4) (1-phasig, wenn Spg. angeschlossen) bezogen auf ϕ(I1)

– Toleranz 1° bei Nennspannung

Übererregungsfaktor (U/f) / (UN/fN) – Toleranz 2 % vom Messwert

3757UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

Betriebsmesswert für Frequenz f in Hz und % fN

– Bereich 10 Hz bis 75 Hz – Toleranz 1 % im Bereich fN ±10 % bei I=IN

Betriebsmesswert für Leistungen P; Q; S (3-phasig, wenn Spg. angeschlossen) in kW; MW; kVA; MVA primär

– Toleranz 1,2 % vom Messwert bzw. 0,25 % SN

Betriebsmesswert für Leistung S (Scheinleistung) (1-ph., mit gemessener oder Nennspg) in kVA; MVA primär

Leistungsfaktor cos ϕ (3-phasig, wenn Spg. angeschlossen

Betriebsmesswert für thermischen Wert ΘL1; ΘL2; ΘL3; Θres (Überlastschutz nach IEC 60255–8) bezogen auf Auslöseübertemperatur ΘAUS

Betriebsmesswert für thermischen Wert ΘRTD1 bis ΘRTD12 (Überlastschutz nach IEC 60354) in °C oder °F

relative Alterungsrate, Lastreserve

Die Toleranzen beziehen sich auf voreingestellte Anpassparameter. Abhängig von der Höhe der Anpassungsfaktoren bei Strömen und Spannungen können sich bei er-rechneten Werten größere Abweichungen ergeben.

Messwerte Diffe-rentialströme

Messwerte des Differentialschutzes IdiffL1; IdiffL2; IdiffL3; IstabL1; IstabL2; IstabL3 in % des Betriebsnennstromes

– Toleranz (bei Voreinstellung) 2 % vom Messwert bzw. 2 % IN (50/60 Hz) (bei 2 Seiten mit je 1 Messstelle) 3 % vom Messwert bzw. 3 % IN (16,7 Hz)

Messwerte des Erdfehlerdifferential- IdiffEDS; IstabEDS schutzes in % des Betriebsnennstromes

– Toleranz (bei Voreinstellung) 2 % vom Messwert bzw. 2 % IN (50/60 Hz) (bei 1 Seite bzw. 1 Messstelle) 3 % vom Messwert bzw. 3 % IN (16,7 Hz)

Die Toleranzen beziehen sich auf voreingestellte Anpassparameter für ein Schutzob-jekt mit 2 Seiten mit je 1 Messstelle. Abhängig von der Höhe der Anpassungsfaktoren bei den Strömen und der Zahl der Messstellen können sich bei errechneten Werten größere Abweichungen ergeben.

Störfallprotokollie-rung

Speicherung der Meldungen der letzten 8 Störfälle mit insgesamt max. 200 Einträgen

Störwertspeiche-rung

Anzahl der gespeicherten Störfälle max. 8

Speicherzeit max. 5 s je Störfall ca. 5 s insgesamt

Raster bei fN = 50 Hz 1,25 ms Raster bei fN = 60 Hz 1,04 ms Raster bei 16,7 Hz 3,75 ms

Statistikwerte Anzahl der vom Gerät veranlasstenAusschaltungen

Summe der Ausschaltströme getrennt je Schalterpol und Seite

Betriebsstundenzählung bis zu 7 Dezimalstellen Kriterium Überschreiten einer einstellbaren

Stromschwelle ( )

376 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Echtzeitzuordnung und Pufferbatterie

Auflösung für Betriebsmeldungen 1 ms

Auflösung für Störfallmeldungen 1 ms

Pufferbatterie 3 V/1 Ah, Typ CR 1/2 AA Selbstentladezeit ca. 10 Jahre

Zeitsynchronisa-tion

Betriebsarten:

Intern Intern über RTC IEC 60870–5–103 Extern über Systemschnittstelle

(IEC 60870–5–103) Zeitzeichen IRIG B Extern über IRIG B Zeitzeichen DCF77 Extern über Zeitzeichen DCF77 Zeitzeichen Sync.-Box Extern über Synchro-Box Impuls über Binäreingang Extern mit Impuls über Binäreingang

Anwenderdefinier-bare Funktionen (CFC)

Bearbeitungszeiten der Funktionsbausteine:

Baustein, Grundbedarf 5 TICKS ab dem 3. zusätzlichen Eingang bei

generischen Bausteinen je Eingang 1 TICK Verknüpfung mit der Eingangsrandleiste 6 TICKS Verknüpfung mit der Ausgangsrandleiste 7 TICKS zusätzlich je Plan 1 TICK

Maximale Anzahl von TICKS in den Ablaufebenen:

&N (Messwertbearbeitung) 10000 TICKS" N (langsame PLC-Bearbeit.) 2000 TICKS"N (schnelle PLC-Bearbeitung) 200 TICKSN (Schaltfehlerschutz) 10000 TICKS

3777UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

4.16 Abmessungen

Schalttafelaufbau (Gehäusegröße 1/2)

Bild 4-14 Maßbild eines 7UT613 für Schalttafelaufbau (Gehäusegröße 1/2)

Schalttafelaufbau (Gehäusegröße 1/1)

Bild 4-15 Maßbild eines 7UT633 oder 7UT635 für Schalttafelaufbau (Gehäusegröße 1/1)

280

240219

225

320

344

10,5 260

29,5

71

266

Frontansicht Seitenansicht

9 1 25

26 50

51 75

76 100

Maße in mm

Seitenansicht

260

29,5

71

266

280

465444

450

320

344

10,5

Frontansicht

9 1 50

51 100

200

101

151

150

Maße in mm

378 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4.16 Abmessungen

Schalttafel- und Schrankeinbau (Gehäusegröße 1/2)

Bild 4-16 Maßbild eines 7UT613 für Schalttafel- und Schrankeinbau (Gehäusegröße 1/2)

225220

Rückansicht

221 +2

5 oder M4

6

Schalttafelausschnitt

255,

8 ±

0,3

245

+ 1

180 ± 0,5

206,5 ± 0,3

13,2

7,3

5,4

244

266

2

29,5 172

34

Montageplatte

Seitenansicht (mit Schraubklemmen)

244

266

2

29,5 172 34

Montageplatte

29 30

Seitenansicht (mit Steckklemmen)

Maße in mm

3797UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

Schalttafel- und Schrankeinbau (Gehäusegröße 1/1)

Bild 4-17 Maßbild eines 7UT633 oder 7UT635 für Schalttafel- und Schrankeinbau (Gehäusegröße 1/1)

450445

Rückansicht

Schalttafelausschnitt

446 +2

5 oder M4 6

255,

8 ±

0,3

245

+ 1

216,1 ± 0,3 13,2

7,35,4

13,2

425,5 ± 0,3 13,2

6

6 5 oder M4

65 oder M4

5 oder M4

244

266

2

29,5 172

34

Montageplatte

Seitenansicht (mit Schraubklemmen)

244

266

2

29,5 172 34

Montageplatte

29 30

Seitenansicht (mit Steckklemmen)

Maße in mm

(von der Gerätefrontseite gesehen)

380 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4.16 Abmessungen

Thermobox

Bild 4-18 Maßbild der Thermobox 7XV5662–∗AD10–0000

90

16,5

25

48

58

45

105

3

98116

140

61,8

3 Riegel (herausgezogen)

Seitenansicht

FrontansichtMaße in mm

bei Wandbefestigungmit SchraubenRiegelbohrung 4,2 mm

3 Riegel (eingeschoben)bei Schnappbefestigungauf Normschiene

3

3817UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

4 Technische Daten

382 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Anhang ADer Anhang dient in erster Linie als Nachschlagewerk für den erfahreneren Benutzer. Er enthält die Bestelldaten, Übersichts- und Anschlusspläne, Voreinstellungen, sowie Tabellen mit allen Parametern und Informationen des Gerätes für seinen maximalen Funktionsumfang.

A.1 Bestelldaten und Zubehör 384

A.2 Übersichtspläne 391

A.3 Anschlussbeispiele 400

A.4 Zuordnung der Schutzfunktionen zu Schutzobjekten 416

A.5 Voreinstellungen 417

A.6 Protokollabhängige Funktionen 422

A.7 Parameterübersicht 423

A.8 Informationslisten 453

A.9 Messwertliste 479

3837UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

A.1 Bestelldaten und Zubehör

A.1.1 Differentialschutz 7UT613 für 3 Messstellen

Nennstrom IN = 1 A 1IN = 5 A 5

Hilfsspannung (Stromversorgung, Schaltschwelle der Binäreingaben) DC 24 V bis 48 V, Schwelle Binäreingabe 17 V 2) 2DC 60 V bis 125 V 1), Schwelle Binäreingabe 17 V 2) 4DC 110 V bis 250 V 1), AC 115 bis 230 V, Schwelle Binäreingabe 73 V 2) 5

Gehäuse / Anzahl der Ein- und Ausgaben BE: Binäreingänge, BA: Ausgangsrelais Aufbaugehäuse mit Doppelstockklemmen, 1/2 × 19", 5 BE, 8 BA, 1 Lifekontakt BEinbaugehäuse mit Steckklemmen, 1/2 × 19", 5 BE, 8 BA, 1 Lifekontakt DEinbaugehäuse mit Schraubklemmen, 1/2 × 19", 5 BE, 8 BA, 1 Lifekontakt E

Regionspezifische Voreinstellungen/Funktionsausprägungen und Sprachvoreinstellungen Region DE, 50/60 Hz, 16,7 Hz, Sprache deutsch (Sprache änderbar) ARegion Welt, 50/60 Hz, 16,7 Hz, Sprache englisch, (Sprache änderbar) BRegion US, 60/50 Hz, Sprache amerikanisch (Sprache änderbar) CRegion Welt, 50/60 Hz, 16,7 Hz, Sprache spanisch (Sprache änderbar) E

Systemschnittstelle: Funktionalität und Hardware (Port B) keine Systemschnittstelle 0IEC Protokoll, elektrisch RS232 1IEC Protokoll, elektrisch RS485 2IEC Protokoll, optisch 820 nm, ST-Stecker 3Profibus FMS Slave, elektrisch RS485 4Profibus FMS Slave, optisch, Einfachring, ST-Stecker 3) 5Profibus FMS Slave, optisch, Doppelring, ST-Stecker 3) 6weitere Schnittstellen siehe Zusatzangabe L 9

Zusatzangabe L Profibus DP Slave, RS485 AProfibus DP Slave, optisch 820 nm, Doppelring, ST-Stecker 3) BModbus, elektrisch RS485 DModbus, optisch 820 nm, ST-Stecker 3) EDNP3.0, elektrisch RS485 GDNP3.0, optisch 820 nm, ST-Stecker 3) H

1) die beiden Hilfsspannungsbereiche sind durch Steckbrücken ineinander überführbar 2) die BE-Schwellen sind pro Binäreingang durch Steckbrücken in 2 Stufen einstellbar 3) nicht möglich bei Gehäuse für Aufbau (9. Stelle = B). Für Aufbau bestellen Sie bitte ein Gerät mit der

entsprechenden elektrischen RS485-Schnittstelle und Zubehör entsprechend A.1.3 unter „Externe Konverter“

siehe nächste Seite

_7UT6137 8 13 1514

_9 10 11 12

Differentialschutz

L+

0

0

A16

384 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


DIGSI/Modem-Schnittstelle / Thermobox (nur Port C) DIGSI/Modem/Browser, elektrisch RS232 1DIGSI/Modem/Browser/Thermobox, elektrisch RS485 2

DIGSI/Modem-Schnittstelle / Thermobox (Port C und D) weitere Schnittstellen siehe Zusatzangabe M 9

Zusatzangabe M Port C DIGSI/Modem/Browser, elektrisch RS232 1DIGSI/Modem/Browser/Thermobox, elektrisch RS485 2Port D (Zusatzschnittstelle) Thermobox, optisch 820 nm, ST-Stecker AThermobox, elektrisch RS485 F

FunktionalitätMessungBasismesswerte 1Basismesswerte, Trafo-Monitoringfunktionen 4(Anschluss an Thermobox/Hotspot, Überlastfaktor 4)

Differentialschutz + Grundfunktionen ADifferentialschutz Transformator, Generator, Motor, SammelschieneÜberlastschutz nach IEC 60354 für eine Wicklung 4)Lock outÜberstromzeitschutz Phasen: I>, I>>, Ip (Inrushstabilisierung)Überstromzeitschutz 3I0: 3I0>, 3I0>>, 3I0p (Inrushstabilisierung)Überstromzeitschutz Erde: IE>, IE>>, IEp (Inrushstabilisierung)

Differentialschutz + Grundfunktionen + Zusatzfunktionen (Strom) BErdfehlerdifferentialschutzUMZ 1-phasig, z.B. für Erdfehlerschutz Hochimpedanz (ohne Widerstand und Varistor 5) oder Kesselschutz Schieflastschutz Schalterversagerschutz Auslösekreisüberwachung

Zusatzfunktionen Spannung ohne Spannungsfunktionen Amit Übererregungsschutz und Spannungs-/Leistungsmessung B

4) externe Thermobox notwendig 5) externer Widerstand und Varistor notwendig

Bestellbeispiel: 7UT6131–4EA91–1AA0 +L0A

Differentialschutz hier: Pos. 11 = 9 zeigt auf L0A, also Ausführung mit Profibus-Schnittstelle DP Slave, RS485

_7UT6137 8 13 1514

_9 10 11 12

Differentialschutz 0A16

M+

3857UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

A.1.2 Differentialschutz 7UT633 und 7UT635 für 3 bis 5 Messstellen

Ein- und Ausgänge 12 Stromeingänge (3 × 3-phasig, + 3 × 1-phasig); 4 Spannungseingänge (1 × 3-phasig, + 1 × 1-phasig); Gehäuse 1/1 × 19", 21 BE, 24 BA, 1 Lifekontakt 316 Stromeingänge (5 × 3-phasig, + 1 × 1-phasig oder (4 × 3-phasig, + 4 × 1-phasig ); Gehäuse 1/1 × 19", 29 BE, 24 BA, 1 Lifekontakt 5

Nennstrom IN = 1 A 1IN = 5 A 5

Hilfsspannung (Stromversorgung, Schaltschwelle der Binäreingaben) DC 24 V bis 48 V, Schwelle Binäreingabe 17 V 2) 2DC 60 V bis 125 V 1), Schwelle Binäreingabe 17 V 2) 4DC 110 V bis 250 V 1), AC 115 bis 230 V, Schwelle Binäreingabe 73 V 2) 5

Gehäuse Aufbaugehäuse mit Doppelstockklemmen BEinbaugehäuse mit Steckklemmen DEinbaugehäuse mit Schraubklemmen E

Regionspezifische Voreinstellungen/Funktionsausprägungen und Sprachvoreinstellungen Region DE, 50/60 Hz, 16,7 Hz, Sprache deutsch (Sprache änderbar) ARegion Welt, 50/60 Hz, 16,7 Hz, Sprache englisch, (Sprache änderbar) BRegion US, 60/50 Hz, Sprache amerikanisch (Sprache änderbar) CRegion Welt, 50/60 Hz, 16,7 Hz, Sprache spanisch (Sprache änderbar) E

Systemschnittstelle: Funktionalität und Hardware (Port B) keine Systemschnittstelle 0IEC Protokoll, elektrisch RS232 1IEC Protokoll, elektrisch RS485 2IEC Protokoll, optisch 820 nm, ST-Stecker 3Profibus FMS Slave, elektrisch RS485 4Profibus FMS Slave, optisch, Einfachring, ST-Stecker 3) 5Profibus FMS Slave, optisch, Doppelring, ST-Stecker 3) 6weitere Schnittstellen siehe Zusatzangabe L 9

Zusatzangabe L Profibus DP Slave, RS485 AProfibus DP Slave, optisch 820 nm, Doppelring, ST-Stecker 3) BModbus, elektrisch RS485 DModbus, optisch 820 nm, ST-Stecker 3) EDNP3.0, elektrisch RS485 GDNP3.0, optisch 820 nm, ST-Stecker 3) H

1) die beiden Hilfsspannungsbereiche sind durch Steckbrücken ineinander überführbar 2) die BE-Schwellen sind pro Binäreingang durch Steckbrücken in 2 Stufen einstellbar 3) nicht möglich bei Gehäuse für Aufbau (9. Stelle = B). Für Aufbau bestellen Sie bitte ein Gerät mit der

entsprechenden elektrischen RS485-Schnittstelle und Zubehör entsprechend A.1.3 unter „Externe Konverter“

siehe nächste Seite

_7UT637 8 13 1514

_9 10 11 12

Differentialschutz

L+

0

0

A166

386 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


DIGSI/Modem-Schnittstelle / Thermobox (nur Port C) DIGSI/Modem/Browser, elektrisch RS232 1DIGSI/Modem/Browser/Thermobox, elektrisch RS485 2

DIGSI/Modem-Schnittstelle / Thermobox (Port C und D) weitere Schnittstellen siehe Zusatzangabe M 9

Zusatzangabe M Port C DIGSI/Modem/Browser, elektrisch RS232 1DIGSI/Modem/Browser/Thermobox, elektrisch RS485 2Port D (Zusatzschnittstelle) Thermobox, optisch 820 nm, ST-Stecker AThermobox, elektrisch RS485 F

FunktionalitätMessungBasismesswerte 1Basismesswerte, Trafo-Monitoringfunktionen 4(Anschluss an Thermobox/Hotspot, Überlastfaktor 4)

Differentialschutz + Grundfunktionen ADifferentialschutz Transformator, Generator, Motor, SammelschieneÜberlastschutz nach IEC 60354 für eine Wicklung 4)Lock outÜberstromzeitschutz Phasen: I>, I>>, Ip (Inrushstabilisierung)Überstromzeitschutz 3I0: 3I0>, 3I0>>, 3I0p (Inrushstabilisierung)Überstromzeitschutz Erde: IE>, IE>>, IEp (Inrushstabilisierung)

Differentialschutz + Grundfunktionen + Zusatzfunktionen (Strom) BErdfehlerdifferentialschutzUMZ 1-phasig, z.B. für Erdfehlerschutz Hochimpedanz (ohne Widerstand und Varistor 5) oder Kesselschutz Schieflastschutz Schalterversagerschutz Auslösekreisüberwachung

Zusatzfunktionen Spannung ohne Spannungsfunktionen Amit Übererregungsschutz und Spannungs-/Leistungsmessung (nur bei 7UT633) B

4) externe Thermobox notwendig 5) externer Widerstand und Varistor notwendig

Bestellbeispiel: 7UT6331–4EA91–1AA0 +L0A

Differentialschutz hier: Pos. 11 = 9 zeigt auf L0A, also Ausführung mit Profibus-Schnittstelle DP Slave, RS485

_7UT637 8 13 1514

_9 10 11 12

Differentialschutz 0A16

M+

6

3877UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

A.1.3 Zubehör

Thermobox Für bis zu 6 Temperaturmesspunkte (max. 2 Geräte an 7UT6 anschließbar)

Anpass-/Mischwandler

Für einphasigen Sammelschienenschutz

Externe Konverter Bei Aufbaugehäusen sind optische Schnittstellen für Profibus, Modbus und DNP3.0 nicht möglich. Bestellen Sie bitte ein Gerät mit der entsprechenden elektrischen RS485-Schnittstelle und zusätzlich die nachstehend genannten Konverter.

Schnittstellen-module

Austauschmodule für Schnittstellen

Benennung Bestellnummer

Temperaturmessgerät, UH = 24 bis 60 V AC/DC 7XV5662–2AD10

Temperaturmessgerät, UH = 90 bis 240 V AC/DC 7XV5662–5AD10


Anpass-/Mischwandler IN = 1 A 4AM5120–3DA00–0AN2

Anpass-/Mischwandler IN = 5 A 4AM5120–4DA00–0AN2

für Schnittstelle Gerät bestellen mit Zusätzlich Konverter

Profibus FMS Einfachring Profibus FMS RS485 6GK1502–3AB107XV5810–0BA00

Profibus FMS Doppelring Profibus FMS RS485 6GK1502–4AB107XV5810–0BA00

Profibus DP Doppelring Profibus DP RS485 6GK1502–4AB107XV5810–0BA00

Modbus 820 nm Modbus RS485 7XV5650–0BA00

DNP3.0 820 nm DNP3.0 RS485 7XV5650–0BA00


RS232 C53207–A351–D641–1

RS485 C53207–A351–D642–1

LWL 820 nm C53207–A351–D643–1

Profibus FMS RS485 C53207–A351–D603–1

Profibus FMS Doppelring C53207–A351–D606–1

Profibus FMS Einfachring C53207–A351–D609–1

Profibus DP RS485 C53207–A351–D611–1

Profibus DP Doppelring C53207–A351–D613–1

Modbus RS485 C53207–A351–D621–1

Modbus 820 nm C53207–A351–D623–1

DNP 3.0 RS485 C53207–A351–D631–1

DNP 3.0 820 nm C53207–A351–D633–1

388 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Abdeckkappen

Verbindungs-brücken

Buchsengehäuse

Winkelschiene

Pufferbatterie

Schnittstellen-leitung

Für die Kommunikation zwischen SIPROTEC Gerät und PC bzw. Laptop wird eine Schnittstellenleitung sowie die Bediensoftware DIGSI® benötigt: Voraussetzung ist MS WINDOWS 95 oder MS WINDOWS NT 4.

Bediensoftware DIGSI®

Software zur Projektierung und Bedienung von SIPROTEC® 4 Geräten

Grafisches Auswer-teprogramm SIGRA

Software für die grafische Visualisierung, Analyse und Auswertung von Störschrieben(Optionspaket für DIGSI® Komplettversion)

Abdeckkappe für Klemmentyp Bestellnummer

Spannungsklemme 18-polig, Stromklemme 12-polig C73334–A1–C31–1

Spannungsklemme 12-polig, Stromklemme 8-polig C73334–A1–C32–1

Verbindungsbrücken als Jumper-Kit Bestellnummer

3 Stück für Stromklemmen + 6 Stück für Spannungsklemmen

C73334–A1–C40–1

Buchsengehäuse Bestellnummer

2-polig C73334–A1–C35–1

3-polig C73334–A1–C36–1


Winkelschiene C73165–A63–C200–3

Lithium-Batterie 3 V/1 Ah, Typ CR 1/2 AA Bestellnummer

VARTA 6127 101 501

Schnittstellenleitung zwischen PC und SIPROTEC Bestellnummer

Kabel mit 9-poliger Buchse/9-poligem Stecker 7XV5100–4

Schutzbedien- und Projektierungssoftware DIGSI® Bestellnummer

DIGSI®, Basisversion mit Lizenz für 10 Rechner 7XS5400–0AA00

DIGSI®, Komplettversion mit allen Optionspaketen 7XS5402–0AA0

Auswerteprogramm SIGRA® Bestellnummer

Vollversion mit Lizenz für 10 Rechner 7XS5410–0AA0

3897UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Graphic Tools Software für die grafisch unterstützte Parametrierung von Kennlinien- bzw. Zonendi-agrammen von Überstrom- bzw. Distanzschutzgeräten(Optionspaket für DIGSI® Komplettversion)

DIGSI REMOTE 4 Software für die Fernbedienung von Schutzgeräten über Modem (und ggf. Sternkopp-ler) unter DIGSI®. Sprache: Deutsch (Optionspaket für DIGSI® Komplettversion)

SIMATIC CFC 4 Software für die grafische Parametrierung von Verriegelungsbedingungen und Erstel-lung von erweiterten Funktionen(Optionspaket für DIGSI® Komplettversion)

Varistor zur Spannungsbegrenzung bei Hochimpedanz-Differentialschutz

Graphic Tools 4 Bestellnummer


DIGSI REMOTE 4 Bestellnummer


SIMATIC CFC 4 Bestellnummer


Varistor Bestellnummer

125 Veff; 600 A; 1S/S256 C53207–A401–D76–1

240 Veff; 600 A; 1S/S1088 C53207–A401–D77–1

390 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.2 Übersichtspläne


A.2.1 Gehäuse für Schalttafel- und Schrankeinbau

7UT613

Bild A-1 Übersichtsplan 7UT613 (Schalttafel- und Schrankeinbau)

P17B

A

F1

F2( )~

+

-

F5

F7

BE1

F10

BE3

C

P9P10

BA7

P11P12

BA8

Life-kontakt

R1R2

IL1M2/I4

R3R4

IL2M2/I5

R5R6

IL3M2/I6

R7R8

IZ3

Q1Q2

IL1M1/I1

Q3Q4

IL2M1/I2

Q5Q6

IL3M1/I3

Q7Q8

IZ1

P7

P8

1 2

3 2BA6

R9R10

IZ3(empfindlich)

alternativ

N1N2

IL1M3/I7

N3N4

IL2M3/I8

N5N6

IL3M3/I9

N7N8

IZ2

P15 UL1-EUL2-E

P18P16

UL3-E

P13P14

UEN/U4

F6 BE2

F8 BE4F9 BE5

P6P5

BA5P4P3P2P1BA1

BA2BA3BA4

Zusatzschnittstelle D

R F

Q N

P

Anschlüsse(Rückansicht

Serviceschnittstelle/Thermobox

Systemschnittstelle

Zeitsynchronisation

Frontbedien-schnittstelle P

inbe

legu

ngen

der

S

chni

ttste

llen

sieh

e T

abel

len

3-20

und

3-2

1 im

Abs

chni

tt 3.

2.1

Störschutzkondensatorenan den Relaisausgängen,Keramik, 4,7 nF, 250 V

Erdung an derGehäuserückwand

Strom-versorgung

schematisch)

1 2

3 2

F3

F4

3917UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

7UT633

Bild A-2 Übersichtsplan 7UT633 (Schalttafel- und Schrankeinbau)

R F

Q N

P

G

H

J

K

Anschlüsse(Rückansicht schematisch)

P17

B

A

F1

F2( )~

+

-

F5

F7

BE1

F10

BE3

C

K17K18

BE6

P9P10

BA7

P11P12

BA8

R1R2

IL1M2/I4

R3R4

IL2M2/I5

R5R6

IL3M2/I6

R7R8

IZ3

Q1Q2

IL1M1/I1

Q3Q4

IL2M1/I2

Q5Q6

IL3M1/I3

Q7Q8

IZ1

P7

P8

1 2

3 2BA6

R9R10

IZ3(empfindlich)

alternativ

N1N2

IL1M3/I7

N3N4

IL2M3/I8

N5N6

IL3M3/I9

N7N8

IZ2

P15 UL1-EUL2-E

P18P16

UL3-E

P13P14

UEN/U4

F6 BE2

F8 BE4F9 BE5

P6P5

BA5P4P3P2P1BA1

BA2BA3BA4

D

K3

K4

1 2

3 2BA9

K8K5

BA12K7K6BA10

BA11

K9K10

BA13

K11K12

BA14

K13K14

BA15

K15K16

BA16

H3

H4

1 2

3 2BA17

H8H5

BA20H7H6BA18

BA19

H9H10

BA21

H11H12

BA22

H13H14

BA23

H15H16

BA24

J1J2

BE7

J3

J5

BE8J4 BE9J6 BE10

J7J8

BE11

J9J10

BE12

J11J12

BE13

H17H18

BE14

G1G2

BE15

G3

G5

BE16G4 BE17G6 BE18

G7G8

BE19

G9G10

BE20

G11G12

BE21

Strom-versorgung

Zusatzschnittstelle


Systemschnittstelle

Zeitsynchronisation



Pin

bele

gung

en d

er

Sch

nitts

telle

n si

ehe

Tab

elle

n 3-

20 u

nd 3

-21

im A

bsch

nitt

3.2.

1

Störschutzkondensa-toren an den Relais-ausgängen, Keramik, 4,7 nF, 250 V

Life-kontakt

1 2

3 2

F3

F4

392 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


7UT635

Bild A-3 Übersichtsplan 7UT635 (Schalttafel- und Schrankeinbau) (Blatt 1 von 2)

R F

Q N

P


G

H

J

K

L

M

B

A

F1

F2( )~

+

-

C

R1R2

IL1M2/I4

R3R4

IL2M2/I5

R5R6

IL3M2/I6

R7R8

IL2M5/IZ3

Q1Q2

IL1M1/I1

Q3Q4

IL2M1/I2

Q5Q6

IL3M1/I3

Q7Q8

IL1M5/IZ1

R9R10

IZ3(empfindlich)

alternativ

N1N2

IL1M3/I7

N3N4

IL2M3/I8

N5N6

IL3M3/I9

N7N8

IL3M5IZ2

D

P1P2

IL1M4/I10

P3P4

IL2M4/I11

P5P6

IL3M4/I12

P7P8

IZ4

P9P10

IZ4(empfindlich)

alternativ

Fortsetzung Bild A-4

Strom-versorgung

Zusatzschnittstelle


Systemschnittstelle

Zeitsynchronisation



Pinbelegungen der Schnittstellen siehe Tabellen 3-20 und 3-21 im Abschnitt 3.2.1

Life-kontakt

1 2

3 2

F3

F4

3937UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-4 Übersichtsplan 7UT635 (Schalttafel- und Schrankeinbau) (Blatt 2 von 2)

R F

Q N

P


G

H

J

K

L

M

F5

F7

BE1

F10

BE3

M17M18

BE6

F6 BE2

F8 BE4F9 BE5

K3

K4

1 2

3 2BA9

K8K5

BA12K7K6BA10

BA11

K9K10

BA13

K11K12

BA14

K13K14

BA15

K15K16

BA16

H3

H4

1 2

3 2BA17

H8H5

BA20H7H6BA18

BA19

H9H10

BA21

H11H12

BA22

H13H14

BA23

H15H16

BA24

L1L2

BE7

L3

L5

BE8L4 BE9L6 BE10

L7L8

BE11

L9L10

BE12

L11L12

BE13

K17K18

BE14

J1J2

BE15

J3

J5

BE16J4 BE17J6 BE18

J7J8

BE19

J9J10

BE20

J11J12

BE21

H17H18

BE22

G1G2

BE23

G3

G5

BE24G4 BE25G6 BE26

G7G8

BE27

G9G10

BE28

G11G12

BE29

M3

M4

1 2

3 2BA1

M8M5

BA4M7M6BA2

BA3

M9M10

BA5

M11M12

BA6

M13M14

BA7

M15M16

BA8


394 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


A.2.2 Gehäuse für Schalttafelaufbau

7UT613

Bild A-5 Übersichtsplan 7UT613 (Schalttafelaufbau)

8

B

15

16( )~

+

-

58

56

BE1

83

BE3

C

8661

BA7

8560

BA8

52

51Life-kontakt

2146

IL1M2/I4

2045

IL2M2/I5

1944

IL3M2/I6

1843

IZ3

2550

IL1M1/I1

2449

IL2M1/I2

2348

IL3M1/I3

2247

IZ1

87

62

1 2

3 2BA6

1742

IZ3(empfindlich)

alternativ

1439

IL1M3/I7

1338

IL2M3/I8

1237

IL3M3/I9

1136

IZ2

9 UL1-EUL2-E

3334

UL3-E

1035

UEN/U4

57 BE2

55 BE454 BE5

6388

BA589649065BA1

BA2BA3BA4

DZusatzschnittstelle


Systemschnittstelle


Erdung an derGehäuseseite

Strom-versorgung


Pin

bele

gung

en d

er S

chni

tt-st

elle

n si

ehe

Tab

elle

3-2

0 im

Abs

chni

tt 3.

2.1

Erdungs-klemme (26)

2273

29

284

1

Zeitsynchronisation

IN 12 VIN SYNC

COM SYNCCOMMON

IN 24 VSchirm

IN 5 V

1 2

3 2

3957UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

7UT633

Bild A-6 Übersichtsplan 7UT633 (Schalttafelaufbau) (Blatt 1 von 2)

33

B

37

38( )~

+

-

C

102

101Life-Kontakt

4696

IL1M2/I4

4595

IL2M2/I5

4494

IL3M2/I6

4393

IZ3

50100

IL1M1/I1

4999

IL2M1/I2

4898

IL3M1/I3

4797

IZ1

4292

IZ3(empfindlich)

alternativ

4191

IL1M3/I7

4090

IL2M3/I8

3989

IL3M3/I9

3686

IZ2

34 UL1-EUL2-E

8384

UL3-E

3585

UEN/U4

D

2523

54

534

1

IN 12 VIN SYNC

COM SYNCCOMMON

IN 24 VSchirm

IN 5 V

Strom-versorgung

Erdungs-klemme (51)

Zeitsynchronisation

Zusatzschnittstelle


Systemschnittstelle



Pin

bele

gung

en d

er S

chni

tt-st

elle

n si

ehe

Tab

elle

3-2

0 im

Abs

chni

tt 3.

2.1


1 2

3 2

396 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



108

106

BE1

158

BE3

7525

BE6

186136

BA7

185135

BA8

187

137

1 2

3 2BA6

107 BE2

105 BE4104 BE5 138

188BA5

189139190140BA1

BA2BA3BA4

174

124

1 2

3 2BA9

122173

BA12172123BA10

BA11

171121

BA13

170120

BA14

169119

BA15

168118

BA16

166

116

1 2

3 2BA17

114165

BA20164115BA18

BA19

163113

BA21

162112

BA22

161111

BA23

160110

BA24

7424

BE7

73

72

BE823 BE922 BE10

7121

BE11

7020

BE12

6919

BE13

6818

BE14

6717

BE15

66

65

BE1616 BE1715 BE18

6414

BE19

6313

BE20

6212

BE21


3977UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

7UT635


B

37

38( )~

+

-

C

102

101Life-Kontakt

4696

IL1M2/I4

4595

IL2M2/I5

4494

IL3M2/I6

4393

IL2M5/IZ3

50100

IL1M1/I1

4999

IL2M1/I2

4898

IL3M1/I3

4797

IL1M5/IZ1

4292

IZ3(empfindlich)

alternativ

4191

IL1M3/I7

4090

IL2M3/I8

3989

IL3M3/I9

3686

IL3M5IZ2

D3585

IL1M4/I10

3484

IL2M4/I11

3383

IL3M4/I12

3282

IZ4

3181

IZ4(empfindlich)

alternativ

2523

54

534

1

IN 12 VIN SYNC

COM SYNCCOMMON

IN 24 VSchirm

IN 5 V

Strom-versorgung

Erdungs-klemme (51)

Zeitsynchronisation

Zusatzschnittstelle


Systemschnittstelle



Pin

bele

gung

en d

er S

chni

ttste

llen

sieh

e T

abel

le 3

-20

im A

bsch

nitt

3.2.

1


1 2

3 2

398 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



108

106

BE1

158

BE3

7828

BE6

107 BE2

105 BE4104 BE5

174

124

1 2

3 2BA9

122173

BA12172123BA10

BA11

171121

BA13

170120

BA14

169119

BA15

168118

BA16

166

116

1 2

3 2BA17

114165

BA20164115BA18

BA19

163113

BA21

162112

BA22

161111

BA23

160110

BA24

7727

BE7

76

75

BE826 BE925 BE10

7424

BE11

7323

BE12

7222

BE13

7121

BE14

7020

BE15

69

68

BE1619 BE1718 BE18

6717

BE19

6616

BE20

6515

BE21

6414

BE22

6313

BE23

62

61

BE2412 BE2511 BE26

6010

BE27

599

BE28

588

BE29

182

132

1 2

3 2BA1

130181

BA4180131BA2

BA3

179129

BA5

178128

BA6

177127

BA7

176126

BA8


3997UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

A.3 Anschlussbeispiele

Stromwandler-beispiele

Bild A-10 Anschlussbeispiele 7UT613 für einen Dreiphasentransformator ohne (oben) oder mit (unten) geerdetem Sternpunkt

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

M2 M1KL

kl

K L

k l

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

M2 M1KL

kl

K L

k l

400 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-11 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen Dreiphasentransformator mit geerdetem Sternpunkt und Stromwandler in der Sternpunktzuführung

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

IZ1

Q8

47

Q7

22

M2 M1

K

L

k

l

KL

kl

K L

k l

4017UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-12 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen Dreiphasentransformator mit geerdetem Sternpunktbildner und Stromwandler in der Sternpunktzuführung

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

Q8

47

Q7

22

IZ1

M2 M1KL

kl

K L

k l

L

l

K

k

402 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-13 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen Dreiwicklungstransformator

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

59

Q5

Q6

23

58IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

M3

M1

K L

k l

L1

L2

L3

IL1M3

N1

N2

14

39

N3

N4

13

38

N5

N6

12

37IL3M3

IL2M3

M2

KL

kl

K L

k l

4037UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-14 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen geerdeten Spartransformator mit Stromwand-ler in der Sternpunktzuführung

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IZ1

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M2

R1

R2

21

46

7UT613

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

IL1M1

Q1

Q2

25

50

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

Q8

47

Q7

22

M1 M2KL

kl

K L

k lK

L

k

l

404 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-15 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen geerdeten Spartransformator mit herausgeführter und belastbarer Drei-eckswicklung (/Tertiärwicklung) und Stromwandler in der Sternpunktzuführung

M2L1

L2

L3

IZ1

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M3

N1

N2

14

39

7UT613

N3

N4

13

38

N5

N6

12

37IL3M3

IL2M3

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

Q8

47

Q7

22

M1 KL

kl

K

L

k

l

KL

kl

L1

L2

L3

M3L

k l

L1

L2

L3

IL1M1

Q1

Q2

25

50

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

K

4057UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-16 Anschlussbeispiel 7UT613 für eine Spartrafobank mit einzeln zugänglichen Erdungsanschlüssen mit Strom-wandlern (M3). Die Stromwandler der Erdungsseite bilden eine eigene Seite für einen Stromvergleich für jeden Transformator der Bank. Der Sternpunkt der Stromwandler an M3 ist über einen Zusatzeingang (IZ1) geschleift, wodurch ein Erdfehler-differentialschutz und/oder Erd-Überstromzeitschutz ermöglicht wird.

L

k l

K

M2L1

L2

L3

IZ1

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M3

N1

N2

14

39

7UT613

N3

N4

13

38

N5

N6

12

37IL3M3

IL2M3

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

Q8

47

Q7

22

M1 KL

kl

KL

kl

M3

L1

L2

L3

IL1M1

Q1

Q2

25

50

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

406 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-17 Anschlussbeispiel 7UT613 für eine Einphasentransformator mit Stromwandler in der Sternpunktzuführung

Bild A-18 Anschlussbeispiel 7UT613 für eine Einphasentransformator mit nur einem Strom-wandler (rechts)

L1

L3

L1

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

Q8

47

Q7

22

IZ1

M2M1

K

L

k

l

KL

kl

K L

k l

L1

L3

L1

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

M2 M1KL

kl

k l

K L

4077UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-19 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen Generator oder Motor

Bild A-20 Anschlussbeispiel 7UT613 als Querdifferentialschutz für einen Generator mit 2 Strängen pro Phase

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

M2 M1KL

kl

K L

k l

L1

L2

L3

M2 M1

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

53

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

KL

kl

KL

kl

408 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-21 Anschlussbeispiel 7UT613 für eine geerdete Querdrossel mit Stromwandler in der Sternpunktzuführung

L1

L2

L3

L1

L2

L3

IZ1

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

Q8

47

Q7

22

M1M2KL

kl

K L

k l

K

L

k

l

4097UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-22 Anschlussbeispiel 7UT613 als Hochimpedanzdifferentialschutz für eine geerdete Transformatorwicklung (dargestellt ist der Teilanschluss für den Hochimpedanz-differentialschutz); IZ3 als empfindlicher Eingang geschaltet

L1

L2

L3

IZ3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

R10

42

R9

17

V R

K L

k l

K

L

k

l

410 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-23 Anschlussbeispiel 7UT613 für einen Dreiphasentransformator mit Stromwandler in der Sternpunktzuführung, zusätzlich Anschluss für Hochimpedanzdifferentialschutz; IZ3 als empfindlicher Eingang geschaltet

L1

L2

L3

L1

L2

L3

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

IL1M1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48IL3M1

IL2M1

IL1M2

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44IL3M2

IL2M2

IZ1

Q8

47

Q7

22

M2 M1

K

L

k

l

KL

kl

K L

k l

R10

42

R9

17

K

L

k

l

IZ3

K L

k l

V

R

4117UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Bild A-24 Anschlussbeispiel 7UT613 als einphasiger Sammelschienenschutz für 7 Abzweige, dargestellt für L1

L1

L2

L3


Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

I1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48I3

I2

I4

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44

I5

Abzweig 2 Abzweig 4 Abzweig 5 Abzweig 6

I6

I7

N1

N2

14

39

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

412 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-25 Anschlussbeispiel 7UT613 als Sammelschienenschutz für 6 Abzweige mit Anschluss über externe Mischwandler (MW) — Teildarstellung für Abzweige 1, 2 und 6

L1

L2

L3

Abzweig 1 Abzweig 6

L1 L2 L3 E

Abzweig 2

L1 L2 L3 E L1 L2 L3 E

MW

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

I1

Q1

Q2

25

50

7UT613

Q3

Q4

24

49

Q5

Q6

23

48I3

I2

I4

R1

R2

21

46

R3

R4

20

45

R5

R6

19

44

I5

I6

MW MW

Abzweig 1

Abzweig 2

Abzweig 3

Abzweig 4

Abzweig 5

Abzweig 6

K

L

k

l

K

L

k

l

K

L

k

l

4137UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Spannungswand-lerbeispiele

Bild A-26 Spannungswandleranschlüsse an 3 in Stern geschaltete Spannungswandler (nur bei 7UT613 und 7UT633)

7UT613 (Gehäusegröße 1/2)

Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

L1

L2

L3

P15

P17

P18

UL1

UL2

9

8

33UL3

7UT613

P1634


Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

L1

L2

L3

P15

P17

P18

UL1

UL2

34

33

83UL3

7UT633

P1684

u v

U V

u v

U V

414 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Bild A-27 Spannungswandleranschlüsse an 3 in Stern geschaltete Spannungswandler mit zu-sätzlicher offener Dreieckswicklung (e-n-Wicklung) (nur bei 7UT613 und 7UT633)


Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

L1

L2

L3

P15

P17

P18

UL1

UL2

9

8

33UL3

7UT613

P1634

P13U4

10

P1435


Aufbaugehäuse

Einbaugehäuse

L1

L2

L3

P15

P17

P18

UL1

UL2

34

33

83UL3

7UT633

P1684

P13U4

35

P1485

u v

U V

e n

u v

U V

e n

4157UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

A.4 Zuordnung der Schutzfunktionen zu Schutzobjekten

Nicht jede in 7UT6 implementierte Schutzfunktion ist für jedes angedachte Schutzob-jekt sinnvoll oder anwendbar. Tabelle A-1 zeigt, welche Schutzfunktionen für welche Schutzobjekte möglich sind. Ist ein Schutzobjekt konfiguriert (gemäß Abschnitt 2.1.1), sind nur die gemäß der Tabelle gültigen Schutzfunktionen möglich und einstellbar.

Tabelle A-1 Verwendung der Schutzfunktionen bei verschiedenen Schutzobjekten

Schutzfunktion2-Wicklungs-

TrafoEinphasen-

TrafoSpartrafo

Generator/Motor

Sammelsch., 3-phasig

Sammelsch., 1-phasig

Differentialschutz X X X X X X

Erdfehlerdifferential-schutz

X X — X — —

Überstromzeitschutz Phasen

X X X X X —

Überstromzeitschutz 3I0

X — X X X —

Überstromzeitschutz Erde

X X X X X X

Überstromzeitschutz 1-phasig

X X X X X X

Schieflastschutz X — X X X —

Überlastschutz IEC 60255–8

X X X X X —

Überlastschutz IEC 60354

X X X X X —

Übererregungsschutz X X X X X —

Leistungsschalter-versagerschutz

X X X X X —

Messwertüberwachung X X X X X X

Auslösekreis-überwachung

X X X X X X

Direkte Einkopplung 1 X X X X X X

Direkte Einkopplung 2 X X X X X X

Betriebsmesswerte X X X X X X

Legende: X Funktion anwendbar — Funktion nicht anwendbar

416 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.5 Voreinstellungen


Binäreingänge Die Anzahl der Binäreingänge ist geräteabhängig. 7UT613 hat 5, 7UT633 hat 21 und 7UT635 hat 29 Binäreingänge. Es sind die Eingänge BE1 und BE2 voreingestellt.

Binärausgänge Die Anzahl der Binärausgänge ist geräteabhängig. 7UT613 hat 8, 7UT633 und 7UT635 haben 24 Binäreingänge. Es sind die Eingänge BA1 bis BA4 voreingestellt.

LED-Anzeigen Es sind 14 LED-Anzeigen verfügbar. Davon sind LED 1 bis LED3 sowie LED 13 und 14 voreingestellt.

Tabelle A-2 Voreingestellte Binäreingänge

Binäreingabe Kurztext FNr Bemerkungen

BE1 >LED-Quittung 00005 Rückstellen der LED-Anzeigen, H-aktiv

BE2 >Buchh. Meldung 00392 Buchholzschutz Meldung, H-aktiv

weitere — — keine Voreinstellung

Tabelle A-3 Voreingestellte Ausgangsrelais

Ausgangsrel. Kurztext FNr Bemerkungen

BA1 Gerät AUS 00511 Gerät (allg.) Auslösekommando, ungespeichert

BA2 Ger. Anregung 00501 Gerät (allgemein) Anregung, ungespeichert

BA3 >Buchh. Meldung 00392 Buchholzschutz Meldung, ungespeichert

BA4 Stör-Sammelmel.Warn-Sammelmel.

0014000160

Stör- und Warn-Sammelmeldungen, ungespeichert

weitere — — keine Voreinstellung

Tabelle A-4 Voreingestellte LED-Anzeigen

Leuchtdiode Kurztext FNr Bemerkungen

LED1 Gerät AUS 00511 Gerät (allg.) Auslösekommando, gespeichert

LED2 Ger. Anregung 00501 Gerät (allgemein) Anregung, gespeichert

LED3 >Buchh. Meldung 00392 Buchholzschutz Meldung, gespeichert

LED4 bis LED 12

— — keine Voreinstellung

LED13 Stör-Sammelmel.Warn-Sammelmel.

0014000160

Stör- und Warn-Sammelmeldungen, ungespeichert

LED14 Fehl.Proj/Param 00311 Fehler bei der Projektierung oder Parametrierung, ungespeichert

4177UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Funktionstasten Die 4 Funktionstasten auf der Front haben folgende Voreinstellung:

Tabelle A-5 Voreingestellte Funktionstasten

Funktionstaste Kurztext Bemerkungen

F1 Sprung in das Menü „6*&"7.“

F2 Sprung in das Menü „6*&"4FD-&“ (Betriebsmesswerte primär)

F3 Sprung in das Menü *3+7. → „*'*&“ Störfall

F4 >QuittGAUS Quittierung der Wiedereinschaltverriegelung (siehe auch Bild A-29)

418 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Grundbilder bei 4-zeiligem Display

Bei Geräten mit 4-zeiligem Display können folgende Grundbildern geblättert werden. Die Zahlenwerte sind Beispiele. Es erscheinen nur solche Grundbilder, die für den An-wendungsfall einen Sinn ergeben. Zum Beispiel Spannungen nur, wenn das Gerät Spannungseingänge hat und diese konfiguriert wurden; Phase L2 entfällt bei Ein-phasentransformator.

9++*".. *) *)

%&G. #0.. #0.. #0.

G!A.!A.!A.

G!A.!A.!A.! A.!A.!A.

%&!A+A .'!A!A

%&!A!A!A! A!A!A

+A .'1)4ϕA.A.0%A.FA.0/

9++*"......

%&G. #0.. #0.. #0.

G**......

G**......

%&**

%&**.#.#.#

3-phasige Schutzobjekte 1-phasiger Sammelschienenschutz

*) je nach angeschlossener Phase (Adresse " &")

4197UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Grundbilder bei grafischem Display

Bei Geräten mit grafischem Display können folgende Grundbildern erscheinen. Die Zahlenwerte sind Beispiele. Es erscheinen nur solche Werte, die für den Anwen-dungsfall einen Sinn ergeben. Zum Beispiel Spannungen und Leistungen nur, wenn das Gerät Spannungseingänge hat und diese konfiguriert wurden; Phase L2 entfällt bei Einphasentransformator.

=/(96!9

!H%&G@@@@H@@@@@@@@@@@@@@@H.H.H.H.#.H.#.H.#.H .H .H .H .H .H . H . H . H .

H%&G@@@H@@@@@@@@@@@@@@@@H. #0.H. #0.H. #0.

H9++*"@@H@@@@@@@@@@@@@@@@@H..H..H..

+A .'1)4ϕA.A.0%A.FA.0/

=/(96!9

!H%&G@@@H@@@@@@@@@@@@@@@@!H.!H.!H.!H.! H.!H.!H.!H.!H.!H.!H.!H.

H%&G@@@H@@@@@@@@@@@@@@@@H. #0.H. #0.H. #0.

H9++*"@@H@@@@@@@@@@@@@@@@@H..H *)H *)

+A .'

3-phasige Schutzobjekte 1-phasiger Sammelschienenschutz

*) je nach angeschlossener Phase (Adresse " &")

420 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


Vorgefertigte CFC-Pläne

7UT6 enthält Arbeitsblätter mit vorgefertigten CFC-Plänen. Bild A-28 zeigt einen Plan, der die Binäreingabe „-&&“ von Einzelmeldung (EM) in interne Einzelmel-dung (IE) umwandelt. Nach Bild A-29 wird eine Wiedereinschaltverriegelung realisiert, die die Einschaltung des Leistungsschalters nach Auslösung des Gerätes bis zur ma-nuellen Quittierung verriegelt.

Bild A-28 CFC-Plan für Übertragungssperre

Bild A-29 CFC-Plan für Wiedereinschaltverriegelung

"OUT: ""IN: "

"OUT: "

"IN: "

!

"

#

$

%

&

'(()"

"&

0

000

0

"IN: "

zusätzlich auf Aus-löserelais rangieren!

4217UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

A.6 Protokollabhängige Funktionen

Pro

toko

ll →

IEC

608

70–5

–103

Pro

fibus

FM

SP

rofib

us D

PD

NP

3.0

Mod

bus

AS

CII/

RT

UZ

usät

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zu

1,5

MB

aud

2400

bis

192

0024

00 b

is 1

9200

2400

bis

384

00

Typ

RS

232

RS

485

Lich

twel

lenl

eite

r

RS

485

Lich

twel

lenl

eite

r

•E

infa

chrin

g

•D

oppe

lring

RS

485

Lich

twel

lenl

eite

r

•D

oppe

lring

RS

485

Lich

twel

lenl

eite

rR

S48

5Li

chtw

elle

nlei

ter

RS

232

RS

485

Lich

twel

lenl

eite

r

Tem

pera

turm

essg

erät

7X

V56

5Ja

422 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.7 Parameterübersicht


Anmerkungen:

Abhängig von Typ und Bestellvariante können Adressen fehlen oder abweichende Voreinstellungen haben.

In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Re-lative Werte beziehen sich auf den Nennstrom der jeweiligen Seite bzw. Messstelle.

Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® unter „Weitere Parameter“ änderbar.


103 PARAMET.-UMSCH. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Parametergruppenumschaltung

105 SCHUTZOBJEKT DreiphasentrafoEinphasentrafoSpartrafoGenerator/MotorSammelschiene 3phasigSammelschiene 1phasig

Dreiphasentrafo Schutzobjekt

112 DIFF.SCHUTZ nicht vorhandenvorhanden

vorhanden Differentialschutz

113 ERD.DIFF nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Erdfehlerdifferentialschutz

117 dynPAR.UMSCH. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden dynamische Parameterumschal-tung

120 U/AMZ PHASE nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinienanwenderspezifische Anr.-Kennlinieanwenderspezifische Rück-fallkennlinie

nicht vorhanden U/AMZ Phase

122 U/AMZ 3I0 nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinienanwenderspezifische Anr.-Kennlinieanwenderspezifische Rück-fallkennlinie

nicht vorhanden U/AMZ 3I0

124 U/AMZ ERDE nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinienanwenderspezifische Anr.-Kennlinieanwenderspezifische Rück-fallkennlinie

nicht vorhanden U/AMZ Erde

127 UMZ 1-PHASIG nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden UMZ 1-phasig

4237UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

140 SCHIEFLAST nicht vorhandenUMZ ohne AMZUMZ/AMZ: IEC KennlinienUMZ/AMZ: ANSI Kennlinien

nicht vorhanden Schieflastschutz

142 ÜBERLAST nicht vorhandenmit therm. Abbildnach IEC354

nicht vorhanden Überlastschutz

143 ÜBERERREGUNG nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Übererregungsschutz

170 SCHALTERVERSAG. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Schalterversagerschutz

180 MESSST.FREISCH. nicht vorhandenvorhanden

nicht vorhanden Messstellenfreischaltung

181 MESSWERTÜBERW. nicht vorhandenvorhanden

vorhanden Messwertüberwachung

182 AUSKREISÜBERW. nicht vorhandenmit 2 Binäreingabenmit 1 Binäreingabe

nicht vorhanden Auslösekreisüberwachung





190 THERMOBOX nicht vorhandenSchnittstelle CSchnittstelle D

nicht vorhanden Thermobox

191 THERMOBOX-ART 6 RTD Simplex6 RTD HalbDuplex12 RTD HalbDuplex

6 RTD Simplex Thermobox-Anschlussart


Adr. Parameter Funktion Einstellmöglich-keiten

Voreinstellung Erläuterung

201 FEHLERANZEIGE Gerät mit Anregungmit Auskommando

mit Anregung Fehleranzeige an den LED/LCD

202 SPONT.STÖRANZEI Gerät NeinJa

Nein Spontane Anzeige von Störfall-Infos

211 ANZ.ANG.MESSST. Anlagendaten 1 2345

3 Anzahl angeschlossener 3ph. Messstellen

212 ANZ.ZUG.MESSST. Anlagendaten 1 2345

3 Anz. dem Schutzobj. zuge-ord. 3ph.Messst.

213 ANZ. SEITEN Anlagendaten 1 2345

3 Seitenanzahl

424 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


216 ANZ. ENDEN Anlagendaten 1 3456789101112

6 Endenanzahl für 1phasige-Sammelschiene

220 ZUORDNUNG 2M,2S

Anlagendaten 1 S1:M1, S2:M2 S1:M1, S2:M2 Zuordnung bei 2 zug. Messst. / 2 Seiten

221 ZUORDNUNG 3M,2S

Anlagendaten 1 S1:M1+M2, S2:M3S1:M1, S2:M2+M3

S1:M1+M2, S2:M3 Zuordnung bei 3 zug. Messst. / 2 Seiten

222 ZUORDNUNG 3M,3S

Anlagendaten 1 S1:M1, S2:M2, S3:M3

S1:M1, S2:M2, S3:M3


223 ZUORDNUNG 4M,2S

Anlagendaten 1 S1:M1+M2, S2:M3+M4S1:M1+M2+M3, S2:M4S1:M1, S2:M2+M3+M4

S1:M1+M2, S2:M3+M4


224 ZUORDNUNG 4M,3S

Anlagendaten 1 S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4S1:M1, S2:M2+M3, S3:M4S1:M1, S2:M2, S3:M3+M4

S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4


225 ZUORDNUNG 4M,4S

Anlagendaten 1 S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4

S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4


226 ZUORDNUNG 5M,2S

Anlagendaten 1 S1:M1+M2+M3, S2:M4+M5S1:M1+M2, S2:M3+M4+M5S1:M1+M2+M3+M4, S2:M5S1:M1, S2:M2+M3+M4+M5

S1:M1+M2+M3, S2:M4+M5


227 ZUORDNUNG 5M,3S

Anlagendaten 1 S1:M1+M2, S2:M3+M4, S3:M5S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4+M5S1:M1, S2:M2+M3, S3:M4+M5S1:M1+M2+M3, S2:M4, S3:M5S1:M1, S2:M2+M3+M4, S3:M5S1:M1, S2:M2, S3:M3+M4+M5

S1:M1+M2, S2:M3+M4, S3:M5




4257UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

228 ZUORDNUNG 5M,4S

Anlagendaten 1 S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4, S4:M5S1:M1, S2:M2+M3, S3:M4, S4:M5S1:M1, S2:M2, S3:M3+M4, S4:M5S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4+M5

S1:M1+M2, S2:M3, S3:M4, S4:M5


229 ZUORDNUNG 5M,5S

Anlagendaten 1 S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4, S5:M5

S1:M1, S2:M2, S3:M3, S4:M4, S5:M5


230 ZUORDNUNG FEHL Anlagendaten 1 Anz. dem Schutz-obj. zugeord. 3ph.Messst.Seitenanzahl

keine Zuordnungsfehler Seiten/Messstellen

241 SEITE 1 Anlagendaten 1 Sparwicklung Sparwicklung Seite 1 ist zugeordnet der

242 SEITE 2 Anlagendaten 1 Sparwicklung Sparwicklung Seite 2 ist zugeordnet der

243 SEITE 3 Anlagendaten 1 SparwicklungAusgleichswickl. mit LeistungsabführungErdungswicklung

Sparwicklung Seite 3 ist zugeordnet der

244 SEITE 4 Anlagendaten 1 SparwicklungAusgleichswickl. mit LeistungsabführungErdungswicklung

Ausgleichswickl. mit Leistungsabführung

Seite 4 ist zugeordnet der

251 ZUSATZWDL. IZ1 Anlagendaten 1 nicht angeschlossenangeschlossen / nicht zugeordnetErde Seite 1Erde Seite 2Erde Seite 3Erde Seite 4Erde Messstelle 1Erde Messstelle 2Erde Messstelle 3Erde Messstelle 4

nicht angeschlossen Zusatzwandler IZ1, ver-wendet als





426 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1




254 ZUSATZWDL. IZ4 Anlagendaten 1 nicht angeschlossenangeschlossen / nicht zugeordnetErde Seite 1Erde Seite 2Erde Seite 3Erde Seite 4Erde Seite 5Erde Messstelle 1Erde Messstelle 2Erde Messstelle 3Erde Messstelle 4Erde Messstelle 5


255 Z-WDL. IZ3 TYP Anlagendaten 1 1A/5A-Wandlerempfindl. Wandler


256 Z-WDL. IZ4 TYP Anlagendaten 1 1A/5A-Wandlerempfindl. Wandler


261 UL1,2,3-WDLSATZ Anlagendaten 1 nicht angeschlossenSeite 1Seite 2Seite 3Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Sammelschiene

Messstelle 1 UL1,UL2,UL3-WdlSatz, angeschlossen an

262 U4-WANDLER Anlagendaten 1 nicht angeschlossenangeschlossen / nicht zugeordnetSeite 1Seite 2Seite 3Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Sammelschiene

Messstelle 1 U4-Wandler, angeschlos-sen an

263 U4-WANDLER TYP Anlagendaten 1 Uen-WandlerUL1E-WandlerUL2E-WandlerUL3E-WandlerUL12-WandlerUL23-WandlerUL31-WandlerUx-Wandler

Uen-Wandler U4-Wandler, angeschlos-sen als



4277UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

270 NENNFREQUENZ Anlagendaten 1 50 Hz60 Hz16,7 Hz

50 Hz Nennfrequenz

271 PHASENFOLGE Anlagendaten 1 L1 L2 L3L1 L3 L2

L1 L2 L3 Phasenfolge

276 TEMP.EINHEIT Anlagendaten 1 Grad CelsiusGrad Fahrenheit

Grad Celsius Temperatureinheit

302 AKTIVIERUNG Parametergrup-penumschal-tung

Parameter-Gruppe AParameter-Gruppe BParameter-Gruppe CParameter-Gruppe D über Binäreingabe über Protokoll

Parameter-Gruppe A

Aktivierung

311 UN WICKL S1 Anlagendaten 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspannung der Seite 1 ist

312 SN WICKL S1 Anlagendaten 1 0.20..5000.00 MVA 38.10 MVA Nennscheinleistung der Seite 1 ist

313 STERNPUNKT S1 Anlagendaten 1 geerdetisoliert


314 SCHALT.ART S1 Anlagendaten 1 YDZ








325 SCHALTGRUPPE S2

Anlagendaten 1 01234567891011





428 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1







335 SCHALTGRUPPE S3









345 SCHALTGRUPPE S4



351 UN WICKL S5 Anlagendaten 1 0.4..800.0 kV 11.0 kV Nennspannung der Seite 5

352 SN WICKL S5 Anlagendaten 1 0.20..5000.00 MVA 10.00 MVA Nennscheinleistung der Seite 5


geerdet Sternpunkt der Seite 5


Y Schaltungsart der Seite 5



4297UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

355 SCHALTGRUPPE S5



361 UN GEN/MOTOR Anlagendaten 1 0.4..800.0 kV 21.0 kV Nennspannung

362 SN GEN/MOTOR Anlagendaten 1 0.20..5000.00 MVA 70.00 MVA Nennscheinleistung

370 UN SAMMELSCH. Anlagendaten 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspannung

371 IN-BTR PRIM SS Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Betriebsnennstrom Sam-melschiene

372 IN-BTR PRIM S1 Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Prim. Betriebs-Nennstrom Seite 1





381 IN-BTR PRIM 1 Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Prim. Betriebs-Nennstrom vom Ende 1











430 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1





396 LEITERAUSWAHL Anlagendaten 1 Leiter 1Leiter 2Leiter 3

Leiter 1 Leiterauswahl

403 IN-BTR PRIM M3 Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Nennstrom der nicht zuge-ord.Messstelle 3



408 UN-BTR PRIM M3 Anlagendaten 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspg. der nicht zuge-ord. Messstelle 3

409 UN-BTR PRIM U4 Anlagendaten 1 0.4..800.0 kV 110.0 kV Nennspg. des nicht zuge-ord. U4-Wandlers

413 ERDDIFF ZUORD Anlagendaten 1 Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Sparwicklungnicht zugeordnete Messstelle 3nicht zugeordnete Messstelle 4nicht zugeordnete Messstelle 5

Seite 1 Erdfehlerdiff.schutz wird angewendet an

420 U/AMZ PH. ZUORD Anlagendaten 1 Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5

Seite 1 U/AMZ Phase wird ange-wendet an

422 U/AMZ 3I0 ZUORD Anlagendaten 1 Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5

Seite 1 U/AMZ 3I0 wird angewen-det an



4317UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

424 U/AMZ ERD ZUORD Anlagendaten 1 keine Zuordnung möglichZusatzwandler IZ1Zusatzwandler IZ2Zusatzwandler IZ3Zusatzwandler IZ4

Zusatzwandler IZ1 U/AMZ Erde wird angewen-det an

427 UMZ 1-PH. ZUORD Anlagendaten 1 keine Zuordnung möglichZusatzwandler IZ1Zusatzwandler IZ2Zusatzwandler IZ3Zusatzwandler IZ4

Zusatzwandler IZ1 UMZ 1-phasig wird ange-wendet an

440 SCHIEFL. ZUORD Anlagendaten 1 Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5

Seite 1 Schieflastschutz wird ange-wendet an

442 ÜBERLAST ZUORD Anlagendaten 1 Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5

Seite 1 Überlastschutz wird ange-wendet an

470 SCHALTERV ZUORD

Anlagendaten 1 Seite 1Seite 2Seite 3Seite 4Seite 5Messstelle 1Messstelle 2Messstelle 3Messstelle 4Messstelle 5Externes Schaltmit-tel 1

Seite 1 Schalterversag.schutz wird angewendet an

511 STRNPKT->OBJ M1 Anlagendaten 1 JaNein


512 IN-PRI WDL IM1 Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Prim. Nennstrom Stromwdl. Messstelle 1

513 IN-SEK WDL IM1 Anlagendaten 1 1A5A









432 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

















561 STRNPKT->SS I1 Anlagendaten 1 JaNein

Ja I-Wdlsternpkt I1 Richtung Sammelschiene

562 IN-PRI WDL I1 Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Prim. Nennstrom Strom-wandler I1

563 IN-SEK WDL I1 Anlagendaten 1 1A5A0.1A

1A Sek. Nennstrom Strom-wandler I1
















4337UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang



































434 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1












711 ERDSEIT WDL IZ1 Anlagendaten 1 Klemme Q7Klemme Q8

Klemme Q7 Erdungsseit. Anschl. des IZ1-Wandlers an

712 IN-PRI WDL IZ1 Anlagendaten 1 1..100000 A 200 A Prim. Nennstrom Zusatz-Stromwandler IZ1

713 IN-SEK WDL IZ1 Anlagendaten 1 1A5A

1A Sek. Nennstrom Zusatz-Stromwandler IZ1

721 ERDSEIT WDL IZ2 Anlagendaten 1 Klemme N7Klemme N8

Klemme N7 Erdungsseit. Anschl. des IZ2-Wandlers an




731 ERDSEIT WDL IZ3 Anlagendaten 1 Klemme R7Klemme R8

Klemme R7 Erdungsseit. Anschl. des IZ3-Wandlers an




734 FAKTOR WDL IZ3 Anlagendaten 1 1.0..300.0 60.0 Übersetzungsfaktor Prim./Sek. IZ3

741 ERDSEIT WDL IZ4 Anlagendaten 1 Klemme P7Klemme P8

Klemme P7 Erdungsseit. Anschl. des IZ4-Wandlers an




744 FAKTOR WDL IZ4 Anlagendaten 1 1.0..300.0 60.0 Übersetzungsfaktor Prim./Sek. IZ4

801 UN-PRI UL1,2,3 Anlagendaten 1 1.0..1200.0 kV 110.0 kV Prim. Nennspannung UL1,UL2,UL3-WdlSatz



4357UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

802 UN-SEK UL1,2,3 Anlagendaten 1 80..125 V 100 V Sek. Nennspannung UL1,UL2,UL3-WdlSatz

811 UN-PRI U4-SATZ Anlagendaten 1 1.0..1200.0 kV 110.0 kV Prim. Nennspannung U4-WdlSatz

812 UN-SEK U4-SATZ Anlagendaten 1 80..125 V 100 V Sek. Nennspannung U4-WdlSatz

816 Uph/Uen WDL Anlagendaten 1 0.10..9.99 1.73 Anpassungsfaktor Uph / Uen

817 Uph(U4)/Uen WDL Anlagendaten 1 0.10..9.99 1.73 Anpassungsfaktor Uph(U4-WdlSatz) / Uen

831 SCHALT/HIKO S1 Anlagendaten 1 Schaltgerät / Hilfskontakte an Seite 1





836 SCHALT/HIKO M1 Anlagendaten 1 Schaltgerät / Hilfskontakte an Messst. 1





841 SCHALT/HIKO E1 Anlagendaten 1 Schaltg. / Hikos von ext. Schaltmittel 1

851A T AUSKOM MIN. Anlagendaten 1 0.01..32.00 s 0.15 s Mindestdauer des Auskom-mandos

901 FUNKTION Störschreibung Speichern mit Anre-gungSpeichern mit Schutz-AUSStart bei Schutz-AUS

Speichern mit Anre-gung

Startbedingung f. Störwert-speicherung

903 T MAX Störschreibung 0.30..5.00 s 1.00 s Max.Länge pro Aufzeich-nung T-max

904 T VOR Störschreibung 0.05..0.50 s 0.10 s Vorlaufzeit T-vor

905 T NACH Störschreibung 0.05..0.50 s 0.10 s Nachlaufzeit T-nach



436 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


906 T EXTERN Störschreibung 0.10..5.00 s; ∞ 0.50 s Aufzeichnungszeit bei externem Start

1107 P,Q VORZEICHEN Anlagendaten 2 nicht invertiertinvertiert

nicht invertiert Vorzeichen von P,Q Betriebsmesswerten

1111 I-REST SEITE 1 Anlagendaten 2 0.04..1.00 I/InS 0.10 I/InS I-Rest: Erkennung abge-schaltete Seite 1





1121 I-REST MESSST.1 Anlagendaten 2 0.04..1.00 A 0.04 A I-Rest: Erkennung abge-schaltete Messst.1





1131 I-REST ENDE 1 Anlagendaten 2 0.04..1.00 A 0.04 A I-Rest: Erkennung abge-schaltetes Ende 1












4377UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang



1151 I-REST ZUSWDL 1 Anlagendaten 2 0.04..1.00 A 0.04 A I-Rest:Erkennung abge-schalt. Zusatzwdl.1




1201 DIFF.SCHUTZ Differential-schutz

AusEinBlockierung des Auslösekommandos

Aus Differentialschutz

1205 KL-ERHÖH ANLAUF Differential-schutz

AusEin

Aus Ansprechwerterhöhung bei Anlauf

1206 INRUSH 2.HARM. Differential-schutz

AusEin

Ein Inrush-Stabilis. mit 2. Har-monischer

1207 STAB n.HARM. Differential-schutz

Aus3. Harmonische5. Harmonische

Aus Stabilisierung mit n. Harmo-nischer

1208 DIFF-ÜBERW. Differential-schutz

AusEin

Ein Differenzstromüberwa-chung

1210 I> FREIGABE Differential-schutz

0.20..2.00 I/InS; 0 0.00 I/InS Strom I> für Freigabe des AUS-Signals

1211A DIFF m.IE1-MESS Differential-schutz

NeinJa

Nein Diff-Schutz mit gemess. Erdstrom Seite 1


NeinJa



NeinJa



NeinJa



NeinJa


1221 I-DIFF> Differential-schutz

0.05..2.00 I/InO 0.20 I/InO Ansprechwert der Auslöse-stufe IDIFF>

1226A T I-DIFF> Differential-schutz

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Zeitverzögerung der Auslö-sestufe IDIFF>

1231 I-DIFF>> Differential-schutz

0.5..35.0 I/InO; ∞ 7.5 I/InO Ansprechwert der Auslöse-stufe IDIFF>>

1236A T I-DIFF>> Differential-schutz

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Zeitverzögerung der Auslö-sestufe IDIFF>>



438 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


1241A STEIGUNG 1 Differential-schutz

0.10..0.50 0.25 Steigung 1 der Auslöse-kennlinie

1242A FUSSPUNKT 1 Differential-schutz

0.00..2.00 I/InO 0.00 I/InO Fußpunkt für Steigung 1 der Auslösekennl

1243A STEIGUNG 2 Differential-schutz

0.25..0.95 0.50 Steigung 2 der Auslöse-kennlinie

1244A FUSSPUNKT 2 Differential-schutz

0.00..10.00 I/InO 2.50 I/InO Fußpunkt für Steigung 2 der Auslösekennl

1251A ANLAUF-STAB Differential-schutz

0.00..2.00 I/InO 0.10 I/InO Ansprechwert ISTAB für Anlauferkennung

1252A ANLAUF-FAKTOR Differential-schutz

1.0..2.0 1.0 Ansprechwerterhöhung bei Anlauf

1253 Max.ANLAUFZEIT Differential-schutz

0.0..180.0 s 5.0 s Maximale Anlaufzeit

1261A EXF-STAB Differential-schutz

2.00..15.00 I/InO 4.00 I/InO Ansprechwert ISTAB der Zusatzstabil.

1262A T EXF-STAB Differential-schutz

2..250 Per.; ∞ 15 Per. Zeitdauer der Zusatzstabil. ext. Fehler

1263A CROSSB. EXF Differential-schutz

2..1000 Per.; 0; ∞ 15 Per. Zeitdauer für CrossBlock ext. Fehler

1271 2. HARMONISCHE Differential-schutz

10..80 % 15 % Ansprechschwelle für die Blockierung

1272A CROSSB. 2. HARM Differential-schutz

2..1000 Per.; 0; ∞ 3 Per. Zeitdauer für CrossBlock 2.Harmon.

1276 n. HARMONISCHE Differential-schutz

10..80 % 30 % Ansprechschwelle für die Blockierung

1277A CROSSB. n. HARM Differential-schutz

2..1000 Per.; 0; ∞ 0 Per. Zeitdauer für CrossBlock n.Harmon.

1278A IDIFFmax n.HM Differential-schutz

0.5..20.0 I/InO 1.5 I/InO Diff.strom für das Aufhe-ben der Block.

1281 I-DIFF> ÜBERW. Differential-schutz

0.15..0.80 I/InO 0.20 I/InO Differentialstrom für die Überwachung

1282 T ÜBERW. Differential-schutz

1..10 s 2 s Zeitverzögerung für die Blockierung

1301 ERD-DIFF. Erdfehlerdiffe-rentialschutz


Aus Erdfehlerdifferentialschutz

1311 I-EDS> Erdfehlerdiffe-rentialschutz

0.05..2.00 I/InS 0.15 I/InS Ansprechwert des EDS

1312A T I-EDS> Erdfehlerdiffe-rentialschutz

0.00..60.00 s; ∞ 0.00 s Zeitverzögerung für das AUS-Kommando

1313A STEIGUNG Erdfehlerdiffe-rentialschutz

0.00..0.95 0.00 Steigung Kennlinie I-EDS> = f(I-SUM)



4397UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

1701 dynPAR.UMSCH. dynamische Parameterum-schaltung

AusEin

Aus dynamische Parameterum-schaltung

1702 dynPAR.START Ph dynamische Parameterum-schaltung

StromkriteriumLS-Position

Stromkriterium Startbedingung für dyn. Paraumsch. Phase

1703 dynPAR.START3I0 dynamische Parameterum-schaltung


Stromkriterium Startbedingung für dyn. Paraumsch. 3I0

1704 dynPAR.START E dynamische Parameterum-schaltung


Stromkriterium Startbedingung für dyn. Paraumsch. Erde

1711 T UNTERBRE-CHUNG

dynamische Parameterum-schaltung

0..21600 s 3600 s Unterbrechungszeit

1712 T dynPAR. WIRK dynamische Parameterum-schaltung

1..21600 s 3600 s Wirkzeit für dyn. Parame-terumschaltung

1713 T dynPAR. RÜCK. dynamische Parameterum-schaltung

1..600 s; ∞ 600 s Schnellrückfallzeit

2001 U/AMZ PHASE U/AMZ Phase EinAusBlockierung des Auslösekommandos

Aus Überstromzeitschutz Phase

2002 RUSHSTAB. PHASE U/AMZ Phase EinAus

Aus Einschaltrush-Stabilisie-rung Phase

2008A HAND-EIN PHASE U/AMZ Phase I>> unverzögertI> unverzögertIp unverzögertunwirksam

I>> unverzögert Hand-Ein-Behandlung Phase

2011 I>> U/AMZ Phase 0.10..35.00 A; ∞ 4.00 A Anregestrom I>>

2012 I>> U/AMZ Phase 0.10..35.00 I/InS; ∞ 4.00 I/InS Anregestrom I>>

2013 T I>> U/AMZ Phase 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Verzögerungszeit T I>>

2014 I> U/AMZ Phase 0.10..35.00 A; ∞ 2.00 A Anregestrom I>

2015 I> U/AMZ Phase 0.10..35.00 I/InS; ∞ 2.00 I/InS Anregestrom I>

2016 T I> U/AMZ Phase 0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Verzögerungszeit T I>

2021 Ip U/AMZ Phase 0.10..4.00 A 2.00 A Anregestrom Ip

2022 Ip U/AMZ Phase 0.10..4.00 I/InS 2.00 I/InS Anregestrom Ip

2023 T Ip U/AMZ Phase 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T Ip

2024 D Ip U/AMZ Phase 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D Ip

2025 RÜCKFALL U/AMZ Phase sofortDisk Emulation




440 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2026 KENNLINIE IEC U/AMZ Phase InversStark inversExtrem inversLangzeit invers


2027 KENNLINIE ANSI U/AMZ Phase Very inverseInverseShort inverseLong inverseModerately inverseExtremely inverseDefinite inverse


2031 I/Ip Anr T/Tp U/AMZ Phase 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Anregekennlinie I/Ip - TI/TIp

2032 I/Ip Rf T/Tp U/AMZ Phase 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Rückfallkennlinie I/Ip - TI/TIp

2041 2.HARMON. PHASE U/AMZ Phase 10..45 % 15 % Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung

2042 I INR MAX PHASE U/AMZ Phase 0.30..25.00 A 7.50 A Maximaler Strom für Inrus-herkennung

2043 I INR MAX PHASE U/AMZ Phase 0.30..25.00 I/InS 7.50 I/InS Maximaler Strom für Inrus-herkennung

2044 CROSSBL. PHASE U/AMZ Phase NeinJa

Nein Blockierung durch Crossblock-Funktion

2045 T CROSSBL PHASE U/AMZ Phase 0.00..180.00 s 0.00 s Blockierungszeit der Crossblock-Funktion

2111 I>> U/AMZ Phase 0.10..35.00 A; ∞ 10.00 A Anregestrom I>>

2112 I>> U/AMZ Phase 0.10..35.00 I/InS; ∞ 10.00 I/InS Anregestrom I>>

2113 T I>> U/AMZ Phase 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Verzögerungszeit T I>>

2114 I> U/AMZ Phase 0.10..35.00 A; ∞ 4.00 A Anregestrom I>

2115 I> U/AMZ Phase 0.10..35.00 I/InS; ∞ 4.00 I/InS Anregestrom I>

2116 T I> U/AMZ Phase 0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Verzögerungszeit T I>

2121 Ip U/AMZ Phase 0.10..4.00 A 4.00 A Anregestrom Ip

2122 Ip U/AMZ Phase 0.10..4.00 I/InS 4.00 I/InS Anregestrom Ip

2123 T Ip U/AMZ Phase 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T Ip

2124 D Ip U/AMZ Phase 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D Ip

2201 U/AMZ 3I0 U/AMZ 3I0 EinAusBlockierung des Auslösekommandos

Aus Überstromzeitschutz 3I0

2202 RUSHSTAB. 3I0 U/AMZ 3I0 EinAus

Aus Einschaltrush-Stabilisie-rung 3I0



4417UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

2208A HAND-EIN 3I0 U/AMZ 3I0 3I0>> unverzögert3I0> unverzögert3I0p unverzögertunwirksam

3I0>> unverzögert Hand-Ein-Behandlung 3I0

2211 3I0>> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 A; ∞ 1.00 A Anregestrom 3I0>>

2212 3I0>> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 I/InS; ∞ 1.00 I/InS Anregestrom 3I0>>

2213 T 3I0>> U/AMZ 3I0 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T 3I0>>

2214 3I0> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 A; ∞ 0.40 A Anregestrom 3I0>

2215 3I0> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 I/InS; ∞ 0.40 I/InS Anregestrom 3I0>

2216 T 3I0> U/AMZ 3I0 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T 3I0>

2221 3I0p U/AMZ 3I0 0.05..4.00 A 0.40 A Anregestrom 3I0p

2222 3I0p U/AMZ 3I0 0.05..4.00 I/InS 0.40 I/InS Anregestrom 3I0p

2223 T 3I0p U/AMZ 3I0 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T 3I0p

2224 D 3I0p U/AMZ 3I0 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D 3I0p

2225 RÜCKFALL U/AMZ 3I0 sofortDisk Emulation


2226 KENNLINIE IEC U/AMZ 3I0 InversStark inversExtrem inversLangzeit invers


2227 KENNLINIE ANSI U/AMZ 3I0 Very inverseInverseShort inverseLong inverseModerately inverseExtremely inverseDefinite inverse


2231 I/I0p AnrT/TI0p U/AMZ 3I0 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Anregekennlinie 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p

2232 I/I0p Rf T/TI0p U/AMZ 3I0 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Rückfallkennlinie 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p

2241 2.HARMON. 3I0 U/AMZ 3I0 10..45 % 15 % Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung

2242 I INR. MAX 3I0 U/AMZ 3I0 0.30..25.00 A 7.50 A Maximaler Strom für Inrus-herkennung

2243 I INR. MAX 3I0 U/AMZ 3I0 0.30..25.00 I/InS 7.50 I/InS Maximaler Strom für Inrus-herkennung

2311 3I0>> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Anregestrom 3I0>>

2312 3I0>> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 I/InS; ∞ 7.00 I/InS Anregestrom 3I0>>

2313 T 3I0>> U/AMZ 3I0 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T 3I0>>

2314 3I0> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Anregestrom 3I0>

2315 3I0> U/AMZ 3I0 0.05..35.00 I/InS; ∞ 1.50 I/InS Anregestrom 3I0>



442 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


2316 T 3I0> U/AMZ 3I0 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T 3I0>

2321 3I0p U/AMZ 3I0 0.05..4.00 A 1.00 A Anregestrom 3I0p

2322 3I0p U/AMZ 3I0 0.05..4.00 I/InS 1.00 I/InS Anregestrom 3I0p

2323 T 3I0p U/AMZ 3I0 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T 3I0p

2324 D 3I0p U/AMZ 3I0 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D 3I0p

2401 U/AMZ ERDE U/AMZ Erde EinAusBlockierung des Auslösekommandos

Aus Überstromzeitschutz Erde

2402 RUSHSTAB. ERDE U/AMZ Erde EinAus

Aus Einschaltrush-Stabilisie-rung Erde

2408A HAND-EIN ERDE U/AMZ Erde IE>> unverzögertIE> unverzögertIEp unverzögertunwirksam

IE>> unverzögert Hand-Ein-Behandlung Erde

2411 IE>> U/AMZ Erde 0.05..35.00 A; ∞ 1.00 A Anregestrom IE>>

2412 T IE>> U/AMZ Erde 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T IE>>

2413 IE> U/AMZ Erde 0.05..35.00 A; ∞ 0.40 A Anregestrom IE>

2414 T IE> U/AMZ Erde 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T IE>

2421 IEp U/AMZ Erde 0.05..4.00 A 0.40 A Anregestrom IEp

2422 T IEp U/AMZ Erde 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T IEp

2423 D IEp U/AMZ Erde 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D IEp

2424 RÜCKFALL U/AMZ Erde sofortDisk Emulation


2425 KENNLINIE IEC U/AMZ Erde InversStark inversExtrem inversLangzeit invers


2426 KENNLINIE ANSI U/AMZ Erde Very inverseInverseShort inverseLong inverseModerately inverseExtremely inverseDefinite inverse


2431 I/IEp Anr T/TEp U/AMZ Erde 1.00..20.00 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Anregekennlinie IE/IEp - TIE/TIEp

2432 I/IEp Rf T/TEp U/AMZ Erde 0.05..0.95 I / Ip; ∞0.01..999.00 TI / TIp

Rückfallkennlinie IE/IEp - TIE/TIEp

2441 2.HARMON. ERDE U/AMZ Erde 10..45 % 15 % Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung

2442 I INR. MAX ERDE U/AMZ Erde 0.30..25.00 A 7.50 A Maximaler Strom für Inrus-herkennung

2511 IE>> U/AMZ Erde 0.05..35.00 A; ∞ 7.00 A Anregestrom IE>>



4437UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

2512 T IE>> U/AMZ Erde 0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T IE>>

2513 IE> U/AMZ Erde 0.05..35.00 A; ∞ 1.50 A Anregestrom IE>

2514 T IE> U/AMZ Erde 0.00..60.00 s; ∞ 2.00 s Verzögerungszeit T IE>

2521 IEp U/AMZ Erde 0.05..4.00 A 1.00 A Anregestrom IEp

2522 T IEp U/AMZ Erde 0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T IEp

2523 D IEp U/AMZ Erde 0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D IEp

2701 UMZ 1-PHASIG UMZ 1-phasig AusEinBlockierung des Auslösekommandos

Aus UMZ 1-phasig

2702 I>> UMZ 1-phasig 0.05..35.00 A; ∞ 0.50 A Anregstrom I>>

2703 I>> UMZ 1-phasig 0.003..1.500 A; ∞ 0.300 A Anregstrom I>>

2704 T I>> UMZ 1-phasig 0.00..60.00 s; ∞ 0.10 s Verzögerungszeit T I>>

2705 I> UMZ 1-phasig 0.05..35.00 A; ∞ 0.20 A Anregstrom I>

2706 I> UMZ 1-phasig 0.003..1.500 A; ∞ 0.100 A Anregstrom I>

2707 T I> UMZ 1-phasig 0.00..60.00 s; ∞ 0.50 s Verzögerungszeit T I>

4001 SCHIEFLAST Schieflast-schutz


Aus Schieflastschutz

4011 I2>> Schieflast-schutz

0.10..3.00 A; ∞ 0.50 A Anregestrom I2>>

4012 I2>> Schieflast-schutz

0.10..3.00 I/InS; ∞ 0.50 I/InS Anregestrom I2>>

4013 T I2>> Schieflast-schutz

0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T I2>>

4014 I2> Schieflast-schutz

0.10..3.00 A; ∞ 0.10 A Anregestrom I2>

4015 I2> Schieflast-schutz

0.10..3.00 I/InS; ∞ 0.10 I/InS Anregestrom I2>

4016 T I2> Schieflast-schutz

0.00..60.00 s; ∞ 1.50 s Verzögerungszeit T I2>

4021 I2p Schieflast-schutz

0.10..2.00 A 0.90 A Anregestrom I2p

4022 I2p Schieflast-schutz

0.10..2.00 I/InS 0.90 I/InS Anregestrom I2p

4023 T I2p Schieflast-schutz

0.05..3.20 s; ∞ 0.50 s Zeitmultiplikator T I2p

4024 D I2p Schieflast-schutz

0.50..15.00; ∞ 5.00 Zeitmultiplikator D I2p

4025 RÜCKFALL Schieflast-schutz

sofortDisk Emulation

sofort Rückfallverhalten



444 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


4026 KENNLINIE IEC Schieflast-schutz

InversStark inversExtrem invers

Extrem invers AMZ Auslösekennlinien (IEC)

4027 KENNLINIE ANSI Schieflast-schutz

Extremely inverseInverseModerately inverseVery inverse

Extremely inverse AMZ Auslösekennlinien (ANSI)

4201 ÜBERLASTSCHUTZ Überlastschutz AusEinBlockierung des AuslösekommandosNur Meldung

Aus Überlastschutz

4202 K-FAKTOR Überlastschutz 0.10..4.00 1.10 k-Faktor

4203 ZEITKONSTANTE Überlastschutz 1.0..999.9 min 100.0 min Zeitkonstante

4204 Θ WARN Überlastschutz 50..100 % 90 % Thermische Warnstufe

4205 I WARN Überlastschutz 0.10..4.00 I/InS 1.00 I/InS Stromwarnstufe

4207A Kτ-FAKTOR Überlastschutz 1.0..10.0 1.0 Kt-Zeitfaktor bei Motorstill-stand

4208A T NOTANLAUF Überlastschutz 10..15000 s 100 s Rückfallzeit nach Notanlauf

4209A I MOTOR ANLAUF Überlastschutz 0.60..10.00 I/InS; ∞ ∞ I/InS Motoranlaufstrom (blk Überlastschutz)

4221 ÖLSENSOR AN RTD Überlastschutz 1..6 1 Ölsensor ist angeschlossen an RTD


Überlastschutz 98..140 °C 98 °C Heißpunkttemperatur für Warnmeldung


Überlastschutz 208..284 °F 208 °F Heißpunkttemperatur für Warnmeldung

4224 HEIßPKT-ALARM Überlastschutz 98..140 °C 108 °C Heißpunkttemperatur für Alarmmeldung

4225 HEIßPKT-ALARM Überlastschutz 208..284 °F 226 °F Heißpunkttemperatur für Alarmmeldung

4226 ALTERUNG-WARNG

Überlastschutz 0.200..128.000 1.000 Grenze Alterungsrate für Warnmeldung

4227 ALTERUNG-ALARM Überlastschutz 0.200..128.000 2.000 Grenze Alterungsrate für Alarmmeldung

4231 KÜHLMETHODE Überlastschutz ON (konvektive Ölkühlung)OF (erzwungener Ölstrom)OD (geführter Ölstrom)

ON (konvektive Ölkühlung)

Kühlmethode

4232 Y-WINDUNGSEXP. Überlastschutz 1.6..2.0 1.6 Y - Windungsexponent

4233 HGR I-GRADIENT Überlastschutz 22..29 22 Hgr - Isolationstemperatur-gradient



4457UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

4301 ÜBERERREGUNG Übererregungs-schutz


Aus Übererregungsschutz

4302 U/f > Übererregungs-schutz

1.00..1.20 1.10 Anregeschwelle Warnstufe U/f>

4303 T U/f > Übererregungs-schutz

0.00..60.00 s; ∞ 10.00 s Verzögerungszeit T der Warnstufe U/f>

4304 U/f >> Übererregungs-schutz

1.00..1.40 1.40 Anregeschwelle U/f>>

4305 T U/f >> Übererregungs-schutz

0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Verzögerungszeit T U/f>>

4306 t (U/f=1.05) Übererregungs-schutz

0..20000 s 20000 s Verzögerungszeit bei U/f=1.05















4314 T Abkühl Übererregungs-schutz

0..20000 s 3600 s Abkühlzeit des thermischen Modells

7001 SCHALTERVER-SAG.

Schalterversa-gerschutz


Aus Schalterversagerschutz

7011 ANWURF BINAUSG. Schalterversa-gerschutz

0..8 0 Anwurf über interne Binär-ausgabe

7012 ANWURF BINAUSG. Schalterversa-gerschutz

0..24 0 Anwurf über interne Binär-ausgabe

7015 T1 Schalterversa-gerschutz

0.00..60.00 s; ∞ 0.15 s Verzögerungszeit T1 (AUS-lokal)

7016 T2 Schalterversa-gerschutz

0.00..60.00 s; ∞ 0.30 s Verzögerungszeit T2 (AUS-Sammelschiene)

7601 LEISTUNGBERECH. Messwerte mit Uparammit Umess

mit Uparam Leistungsberechnung erfolgt



446 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


8101 SYMMETRIE I Messwertüber-wachungen

EinAus

Aus Symmetrieüberwachung I

8102 SYMMETRIE U Messwertüber-wachungen

EinAus

Aus Symmetrieüberwachung U

8104 SUMME U Messwertüber-wachungen

EinAus

Aus Summenüberwachung U

8105 DREHFELD I Messwertüber-wachungen

EinAus

Aus Drehfeldüberwachung I

8106 DREHFELD U Messwertüber-wachungen

EinAus

Aus Drehfeldüberwachung U

8111 SYM.IGRENZ M1 Messwertüber-wachungen

0.10..1.00 A 0.50 A Symmetrie Iph: Ansprech-wert

8112 SYM.FAK. I M1 Messwertüber-wachungen

0.10..0.90 0.50 Symmetrie Iph: Kennlinien-steigung

















8161 SYM.UGRENZ Messwertüber-wachungen

10..100 V 50 V Symmetrie U: Ansprech-wert

8162 SYM.FAK. U Messwertüber-wachungen

0.58..0.90 0.75 Symmetrie U: Kennlinienst-eigung

8201 AUSKREISÜBERW. Auslösekreis-überwachung

EinAus

Aus Auslösekreisüberwachung

8401 DRAHTBRUCH-ÜBERW

Überwachun-gen

AusEin

Aus Drahtbruchüberwachung

8601 EINKOPPLUNG 1 Direkte Ein-kopplungen



8602 T DEK1 VERZ. Direkte Ein-kopplungen

0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Verzögerungszeit Direkte Eink.1



4477UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

8701 EINKOPPLUNG 2 Direkte Ein-kopplungen



8702 T DEK2 VERZ. Direkte Ein-kopplungen

0.00..60.00 s; ∞ 1.00 s Verzögerungszeit Direkte Eink.2

9011A RTD 1 TYP Thermobox nicht angeschlossenPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

Pt 100 Ohm RTD 1: Typ

9012A RTD 1 EINBAUORT Thermobox ÖlUmgebungWindungLagerAndere

Öl RTD 1: Einbauort

9013 RTD 1 STUFE 1 Thermobox -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD 1: Ansprechwert Tem-peraturstufe 1

9014 RTD 1 STUFE 1 Thermobox -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD 1: Ansprechwert Tem-peraturstufe 1




nicht angeschlossen RTD 2: Typ











448 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


























4497UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

























450 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1












9101A RTD10 TYP Thermobox nicht angeschlossenPt 100 OhmNi 120 OhmNi 100 Ohm

nicht angeschlossen RTD10: Typ

9102A RTD10 EINBAUORT Thermobox ÖlUmgebungWindungLagerAndere


9103 RTD10 STUFE 1 Thermobox -50..250 °C; ∞ 100 °C RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 1

9104 RTD10 STUFE 1 Thermobox -58..482 °F; ∞ 212 °F RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 1









4517UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang















452 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.8 Informationslisten


Hinweise:

In der folgenden Tabelle finden Sie alle Angaben zum vollen Funktionsumfang eines Gerätes. In Abhängigkeit von der Bestellvariante stehen ggf. nur die Angaben zur Verfügung, die für die jeweilige Variante gültig sind.

Das Zeichen ‚>‘ gibt an, dass die Meldungsquelle ein Binäreingang ist.

Meldungen nach IEC 60870-5-103 werden immer dann kommend/gehend gemeldet, wenn sie für IEC 60870–5–103 generalabfragepflichtig sind, ansonsten nur kommend.

Vom Nutzer neu angelegte oder neu auf IEC 60870–5–103 rangierte Meldungen werden dann kommend/ge-hend und GA-pflichtig gesetzt, wenn die Informationsart ungleich Wischer („.._W“) ist.

In den Spalten „Betriebsmeldung“, „Störfallmeldung“ und „Erdschlussmeldung“ gilt Folgendes:

GROSSSCHREIBUNG KOM/GEH fest voreingestellt, nicht rangierbar kleinschreibung voreingestellt, rangierbar * nicht voreingestellt, rangierbar <leer> weder voreingestellt noch rangierbar

FNr. Bedeutung Funktion Infor-mati-

onsart

Meldespeicher Rangierbarkeit IEC 60870-5-103B

etri

ebsm

eld

un

g K

OM

/GE

H

Stö

rfal

lmel

du

ng

KO

M/G

EH

Erd

sch

luß

mel

du

ng

KO

M/

GE

H

Stö

rsch

rieb

mar

ke

LE

D

Bin

ärei

ng

ang

Fu

nkt

ion

stas

te

Rel

ais

Fla

tter

sper

re

Typ

Info

rmat

ion

snu

mm

er

Dat

a U

nit

GA

-pfl

ich

tig

00003 >Zeit synchronisieren (>Zeit synchron) Gerät EM_W * * LED BE REL 135 48 1

00004 >Störwertspeicherung starten (>Störw. Start)

Störschreibung EM * * M LED BE REL 135 49 1 GA

00005 >LED-Anzeigen zurückstellen (>LED-Quittung)

Gerät EM * * LED BE REL 135 50 1 GA

00007 >Parametergruppenwahl (Auswahl Bit 1) (>Param. Wahl1)

Parametergruppen-umschaltung

EM * * LED BE REL 135 51 1 GA

00008 >Parametergruppenwahl (Auswahl Bit 2) (>Param. Wahl2)

Parametergruppen-umschaltung


00015 >Testbetrieb (>Testbetr.) Gerät EM * * LED BE REL 135 53 1 GA

00016 >Melde- und Messwertsperre (>MM-Sperre)

Gerät EM * * LED BE REL 135 54 1 GA

00051 Gerät bereit ("Live-Kontakt") (Gerät bereit)

Gerät AM K G * LED REL 135 81 1 GA

00052 Mindestens eine Schutzfkt. ist wirk-sam (SchutzWirk)

Gerät IE K G * LED REL 176 18 1 GA

00055 Anlauf (Anlauf) Gerät AM * * LED REL 176 4 5

00056 Erstanlauf (Erstanlauf) Gerät AM K * LED REL 176 5 5

00060 LED-Anzeigen zurückgestellt (LED-Quittung)

Gerät AM_W K * LED REL 176 19 1

00067 Wiederanlauf (Wiederanlauf) Gerät AM K * LED REL 135 97 1

00068 Störung Uhr (Störung Uhr) Überwachungen AM K G * LED REL

00069 Sommerzeit (Sommerzeit) Gerät AM K G * LED REL

4537UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

00070 Neue Parameter laden (Parameter laden)


00071 Neue Parameter testen (Parameter-test)

Gerät AM * * LED REL

00072 Level-2-Parameter geändert (Level-2 Param.)

Gerät AM K G * LED REL

00109 Netzfrequenz außerhalb des zul. Bereichs (Freq. außerhalb)

Gerät AM K G * LED REL

00110 Meldungen verloren (Meld.verloren) Überwachungen AM_W K * LED REL 135 130 1

00113 Marke verloren (Marke verloren) Überwachungen AM K * M LED REL 135 136 1 GA

00125 Flattersperre hat angesprochen (Flat-tersperre)


00126 Schutz Ein/Aus (Systemschnittstelle) (Schutz E/A)

Anlagendaten 2 IE K G * LED REL

00140 Störungssammelmeldung (Stör-Sam-melmel.)

Überwachungen AM * * LED REL 176 47 1 GA

00160 Warnungssammelmeldung (Warn-Sammelmel.)

Überwachungen AM * * LED REL 176 46 1 GA

00161 Messwertüberwachung I, Sammelmel-dung (Messw.-Überw.I)


AM K G * LED REL

00163 Störung Messwert Stromsymmetrie (Störung Isymm)


AM K G * LED REL 135 183 1 GA

00164 Messwertüberwachung U, Sammel-meldung (Messw.-Überw.U)


AM K G * LED REL

00165 Störung Messwert Summe U (Ph-E) (Störung ΣUphe)



00167 Störung Messwert Spannungssymme-trie (Störung Usymm)



00171 Störung Phasenfolge (Stör. Ph-Folge) Messwertüberwa-chungen

AM K G * LED REL

00175 Störung Drehfeld I (Stör.Drehfeld I) Messwertüberwa-chungen


00176 Störung Drehfeld U (Stör Drehfeld U) Messwertüberwa-chungen


00177 HW-Störung: Batterie leer (Stör Batte-rie)

Überwachungen AM K G * LED REL 135 193 1 GA

00181 HW-Störung: Messwerterfassung (Störung Messw.)


00183 Störung Baugruppe 1 (Störung BG1) Überwachungen AM K G * LED REL 135 171 1 GA






onsart

Meldespeicher Rangierbarkeit IEC 60870-5-103

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454 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1





00191 HW-Störung: Offset (Stör. Offset) Überwachungen AM K G * LED REL

00192 HW-Störung: IN-Brücke ungleich IN-Par. (IN falsch)


00193 HW-Stör:Abgleichwerte Analogeing. ungült (Stör.Abgleichw.)


00198 Störung Modul Port B (Störung Modul B)


00199 Störung Modul Port C (Störung Modul C)


00200 Störung Modul Port D (Störung Modul D)


00203 Störwertspeicher gelöscht (Störw. gelöscht)

Störschreibung AM_W K * LED REL 135 203 1

00251 Drahtbruch (Drahtbruch) Überwachungen AM K G * LED REL

00264 Störung Thermobox 1 (Stör. Th.Box 1) Überwachungen AM K G * LED REL 135 208 1 GA

00267 Störung Thermobox 2 (Stör. Th.Box 2) Überwachungen AM K G * LED REL 135 209 1 GA

00272 Grenzwert d. LS-Betriebsstunden überschr (Gw. BtrStdPrim>)

Grenzwerte für Sta-tistik


00311 Fehlerhafte Projektierung / Parametr. (Fehl.Proj/Param)

Anlagendaten 2 AM K G * LED REL

00312 Allg.Feh: Widerspruch SchaltArt/-Gruppe (ALL Feh ArtGrup)

Anlagendaten 2 AM K * LED REL

00313 Allg.Feh: mehrere Erdwdl. gleichen Typs (ALL Feh Erd-Wdl)


00314 Allg.Feh: Widerspruch Anz. Seiten/Messst (ALL Feh SeiMess)


00390 >Zulässige Menge Gas in Öl über-schritten (>Gas in Öl grö.)

Externe Trafomel-dungen

EM K G * LED BE REL

00391 >Buchholzschutz: Warnsignal (>Buchh. Warnung)


EM K G * LED BE REL 150 41 1 GA

00392 >Buchholzschutz: Auslösemeldung (>Buchh. Meldung)



00393 >Buchholzschutz: Kesselüberwa-chung (>Buchh. Kessel)



00409 >Blockierung des LS-Betriebsstun-denz. (>BtrStdPrim blk)

Statistik EM K G * LED BE REL

00501 Anregung (Schutz) (Ger. Anregung) Anlagendaten 2 AM * K M LED REL 150 151 2 GA

00511 Geräte-Aus (allg.) (Gerät AUS) Anlagendaten 2 AM * K M LED REL 150 161 2 GA

00545 Laufzeit von Anregung bis Rückfall (T-Anr=)

Anlagendaten 2 AM


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4557UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

00546 Laufzeit von Anregung bis Auslösung (T-AUS=)

Anlagendaten 2 AM

00576 Abschaltstrom (primär) L1 Seite 1 (IL1S1:)

Anlagendaten 2 AM * *











00582 Abschaltstrom (primär) I1 (I1:) Anlagendaten 2 AM * *







01000 Anzahl der Auslösekommandos = (AUSANZ.=)

Statistik AM

01020 Betriebsstunden der Primäranlage (BtrStd:)

Statistik AM

01403 >Schalterversagerschutz blockieren (>SVS block)

Schalterversager-schutz


01431 >Schalterversagerschutz von ext. starten (>SVS Start)



01451 Schalterversagerschutz ist ausge-schaltet (SVS aus)



01452 Schalterversagerschutz ist blockiert (SVS block)


AM K G K G LED REL 166 152 1 GA

01453 Schalterversagerschutz ist wirksam (SVS wirksam)



01456 Schalterversager: Anregung (int. AUS) (SVS Anr intern)


AM * K G LED REL 166 156 2 GA

01457 Schalterversager: Anregung (ext. AUS) (SVS Anr extern)



01488 SVS-Feh: nicht bei diesem Schutzobj. (SVS Feh Objekt)


AM K * LED REL

01492 Schalterversager: AUS Stufe1 (lokal) (SVS AUS T1)


AM * K M LED REL 166 192 2 GA


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456 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


01494 Schalterversager: AUS Stufe2 (Sam-melsch) (SVS AUS T2)



01503 >Überlastschutz blockieren (>ULS block)

Überlastschutz EM * * LED BE REL 167 3 1 GA

01507 >Überlastschutz Notanlauf (>ULS Not-anlauf)

Überlastschutz EM K G * LED BE REL 167 7 1 GA

01511 Überlastschutz ist ausgeschaltet (ULS aus)

Überlastschutz AM K G * LED REL 167 11 1 GA

01512 Überlastschutz ist blockiert (ULS block)

Überlastschutz AM K G K G LED REL 167 12 1 GA

01513 Überlastschutz ist wirksam (ULS wirk-sam)


01515 Überlastschutz: Stromstufe (ULS War-nung I)


01516 Überlastschutz: Thermische Warn-stufe (ULS Warnung Θ)


01517 Überlastschutz: Anregung Auslöse-stufe (ULS Anregung Θ)


01521 Überlastschutz: Auskommando (ULS AUS)

Überlastschutz AM * K G M LED REL 167 21 2 GA

01541 Überlastschutz: Heißpunkt Warnung (ULS Heißp.WARN)


01542 Überlastschutz: Heißpunkt Alarm (ULS Heißp.ALARM)


01543 Überlastschutz: Alterungsrate War-nung (ULS Alter. WARN)


01544 Überlastschutz: Alterungsrate Alarm (ULS Alter.ALARM)


01545 Überlast-Feh: Temperatur-Aufnahme fehlt (ULS Feh kein Θ)

Überlastschutz AM K * LED REL

01546 Überlast-Feh: Anpassfak I-Wdl.zu gr./kl. (ULS Fak-Wdl ><)


01549 Überlast-Feh: nicht bei diesem Schutzobj (ULS Feh Objekt)


01704 >U/AMZ Blockierung U/AMZ Phasen (>U/AMZ Ph blk)

U/AMZ Phase EM * * LED BE REL

01714 >U/AMZ Blockierung U/AMZ Erde (>U/AMZ E blk)

U/AMZ Erde EM * * LED BE REL

01721 >U/AMZ Blockierung Stufe I>> (>U/AMZ I>> blk)

U/AMZ Phase EM * * LED BE REL 60 1 1 GA

01722 >U/AMZ Blockierung Stufe I> (>U/AMZ I> blk)


01723 >U/AMZ Blockierung Stufe Ip (>U/AMZ Ip blk)


01724 >U/AMZ Blockierung Stufe IE>> (>U/AMZ IE>> blk)

U/AMZ Erde EM * * LED BE REL 60 4 1 GA


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4577UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

01725 >U/AMZ Blockierung Stufe IE> (>U/AMZ IE> blk)


01726 >U/AMZ Blockierung Stufe IEp (>U/AMZ IEp blk)


01730 >dyn. Parameterumschaltung blockie-ren (>dynPar blk)

dynamische Para-meterumschaltung

EM * * LED BE REL

01731 >dyn. Parumsch. Schnellrückf. blok-kieren (>dynPar kurzblk)


EM K G K G LED BE REL 60 243 1 GA

01741 >U/AMZ Blockierung U/AMZ 3I0 (>U/AMZ 3I0 blk)

U/AMZ 3I0 EM * * LED BE REL

01742 >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>> (>U/AMZ 3I0>>blk)

U/AMZ 3I0 EM * * LED BE REL 60 9 1 GA

01743 >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0> (>U/AMZ 3I0> blk)


01744 >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p (>U/AMZ 3I0p blk)


01748 U/AMZ 3I0 ist ausgeschaltet (U/AMZ 3I0 aus)

U/AMZ 3I0 AM K G * LED REL 60 151 1 GA

01749 U/AMZ 3I0 ist blockiert (U/AMZ 3I0 blk)

U/AMZ 3I0 AM K G K G LED REL 60 152 1 GA

01750 U/AMZ 3I0 ist wirksam (U/AMZ 3I0 wrk)

U/AMZ 3I0 AM K G * LED REL 60 153 1 GA

01751 U/AMZ Phase ist ausgeschaltet (U/AMZ Ph aus)

U/AMZ Phase AM K G * LED REL 60 21 1 GA

01752 U/AMZ Phase ist blockiert (U/AMZ Ph blk)

U/AMZ Phase AM K G K G LED REL 60 22 1 GA

01753 U/AMZ Phase ist wirksam (U/AMZ Ph wrk)

U/AMZ Phase AM K G * LED REL 60 23 1 GA

01756 U/AMZ Erde ist ausgeschaltet (U/AMZ E aus)

U/AMZ Erde AM K G * LED REL 60 26 1 GA

01757 U/AMZ Erde ist blockiert (U/AMZ E blk)

U/AMZ Erde AM K G K G LED REL 60 27 1 GA

01758 U/AMZ Erde ist wirksam (U/AMZ E wrk)

U/AMZ Erde AM K G * LED REL 60 28 1 GA

01761 U/AMZ Generalanregung (U/AMZ G-Anr)

U/AMZ Allgemein AM * K G LED REL 60 69 2 GA

01762 U/AMZ Anregung Phase L1 (U/AMZ Anr L1)

U/AMZ Phase AM * K G M LED REL 60 112 2 GA





01765 U/AMZ Anregung Erde (U/AMZ Anr E) U/AMZ Erde AM * K G M LED REL 60 67 2 GA

01766 U/AMZ Anregung 3I0 (U/AMZ Anr 3I0) U/AMZ 3I0 AM * K G M LED REL 60 154 2 GA


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458 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


01791 U/AMZ Generalauslösung (U/AMZ G-AUS)

U/AMZ Allgemein AM * K M LED REL 60 68 2 GA

01800 U/AMZ Anregung Stufe I>> (U/AMZ I>> Anr)

U/AMZ Phase AM * K G LED REL 60 75 2 GA

01804 U/AMZ Zeit d. Stufe I>> abgelaufen (U/AMZ TI>> Abl)

U/AMZ Phase AM * * LED REL 60 49 2 GA

01805 U/AMZ Auslösung Stufe I>> (U/AMZ I>> AUS)

U/AMZ Phase AM * K LED REL 60 70 2 GA

01810 U/AMZ Anregung Stufe I> (U/AMZ I> Anr)


01814 U/AMZ Zeit der Stufe I> abgelaufen (U/AMZ TI> Abl)


01815 U/AMZ Auslösung Stufe I> (U/AMZ I> AUS)


01820 U/AMZ Anregung Stufe Ip (U/AMZ Ip Anr)


01824 U/AMZ Zeit der Stufe Ip abgelaufen (U/AMZ TIp Abl)


01825 U/AMZ Auslösung Stufe Ip (U/AMZ Ip AUS)


01831 U/AMZ Anregung Stufe IE>> (U/AMZ IE>> Anr)

U/AMZ Erde AM * K G LED REL 60 59 2 GA

01832 U/AMZ Zeit der Stufe IE>> abgelaufen (U/AMZ TIE>> Abl)

U/AMZ Erde AM * * LED REL 60 60 2 GA

01833 U/AMZ Auslösung Stufe IE>> (U/AMZ IE>> AUS)

U/AMZ Erde AM * K LED REL 60 61 2 GA

01834 U/AMZ Anregung Stufe IE> (U/AMZ IE> Anr)


01835 U/AMZ Zeit der Stufe IE> abgelaufen (U/AMZ TIE> Abl)


01836 U/AMZ Auslösung Stufe IE> (U/AMZ IE> AUS)


01837 U/AMZ Anregung Stufe IEp (U/AMZ IEp Anr)


01838 U/AMZ Zeit der Stufe IEp abgelaufen (U/AMZ TIEp Abl)


01839 U/AMZ Auslösung Stufe IEp (U/AMZ IEp AUS)


01843 U/AMZ Inrush-Crossblockierung (U/AMZ CrossBlk)

U/AMZ Phase AM * K G LED REL

01851 U/AMZ Blockierung Stufe I> (U/AMZ I> blk)


01852 U/AMZ Blockierung Stufe I>> (U/AMZ I>> blk)


01853 U/AMZ Blockierung Stufe IE> (U/AMZ IE> blk)



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4597UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

01854 U/AMZ Blockierung Stufe IE>> (U/AMZ IE>> blk)


01855 U/AMZ Blockierung Stufe Ip (U/AMZ Ip blk)


01856 U/AMZ Blockierung Stufe IEp (U/AMZ IEp blk)


01857 U/AMZ Blockierung Stufe 3I0> (U/AMZ 3I0> blk)


01858 U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>> (U/AMZ 3I0>> blk)


01859 U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p (U/AMZ 3I0p blk)


01860 U/AMZ Ph.Feh: nicht bei diesem Schutzobj (U/AMZ Ph FehObj)

U/AMZ Phase AM K * LED REL

01861 U/AMZ 3I0Feh: nicht bei diesem Schutzobj (U/AMZ I0 FehObj)

U/AMZ 3I0 AM K * LED REL

01862 U/AMZ Erde Feh: kein Zuordnung möglich (U/AMZ E FehZuor)

U/AMZ Erde AM K * LED REL

01901 U/AMZ Anregung Stufe 3I0>> (U/AMZ 3I0>> Anr)

U/AMZ 3I0 AM * K G LED REL 60 156 2 GA

01902 U/AMZ Zeit der Stufe 3I0>> abgelau-fen (U/AMZ T3I0>>Abl)

U/AMZ 3I0 AM * * LED REL 60 157 2 GA

01903 U/AMZ Auslösung Stufe 3I0>> (U/AMZ 3I0>> AUS)

U/AMZ 3I0 AM * K LED REL 60 158 2 GA

01904 U/AMZ Anregung Stufe 3I0> (U/AMZ 3I0> Anr)


01905 U/AMZ Zeit der Stufe 3I0> abgelaufen (U/AMZ T3I0> Abl)


01906 U/AMZ Auslösung Stufe 3I0> (U/AMZ 3I0> AUS)


01907 U/AMZ Anregung Stufe 3I0p (U/AMZ 3I0p Anr)


01908 U/AMZ Zeit der Stufe 3I0p abgelaufen (U/AMZ T3I0p Abl)


01909 U/AMZ Auslösung Stufe 3I0p (U/AMZ 3I0p AUS)


01994 dyn. Parameterumsch. ist ausgeschal-tet (dynPar aus)



01995 dyn. Parameterumschaltung ist blok-kiert (dynPar blk)



01996 dyn. Parameterumschaltung ist wirk-sam (dynPar wirksam)



01998 dyn. Parameterumschalt. Phase ist aktiv (dynPar Ph aktiv)



01999 dyn. Parameterumschalt. 3I0 ist aktiv (dynPar 3I0aktiv)




onsart


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460 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


02000 dyn. Parameterumschalt. Erde ist aktiv (dynPar E aktiv)



04523 >Blockierung der Direkten Einkopp-lung 1 (>Eink1 block)

Direkte Einkopplun-gen

EM * * LED BE REL

04526 >Einkopplung eines externen Kom-mandos 1 (>Einkoppl. 1)



04531 Einkopplung 1 ist ausgeschaltet (Eink1 aus)



04532 Einkopplung 1 ist blockiert (Eink1 block)



04533 Einkopplung 1 ist wirksam (Eink1 wirk-sam)



04536 Anregung Einkopplung 1 (Eink1 Anre-gung)



04537 Auslösung Einkopplung 1 (Eink1 AUS) Direkte Einkopplun-gen

AM * K LED REL 51 137 2 GA

04543 >Blockierung der Direkten Einkopp-lung 2 (>Eink2 block)


EM * * LED BE REL

04546 >Einkopplung eines externen Kom-mandos 2 (>Einkoppl. 2)



04551 Einkopplung 2 ist ausgeschaltet (Eink2 aus)



04552 Einkopplung 2 ist blockiert (Eink2 block)



04553 Einkopplung 2 ist wirksam (Eink2 wirk-sam)



04556 Anregung Einkopplung 2 (Eink2 Anre-gung)



04557 Auslösung Einkopplung 2 (Eink2 AUS) Direkte Einkopplun-gen


05143 >Schieflastschutz blockieren (>SLS block)

Schieflastschutz EM * * LED BE REL 70 126 1 GA

05145 >Drehfeldumschaltung (>Drehfeld-umsch.)

Anlagendaten 1 EM K G * LED BE REL 71 34 1 GA

05147 Drehfeld L1 L2 L3 (Drehfeld L1L2L3) Anlagendaten 1 AM K G * LED REL 70 128 1 GA

05148 Drehfeld L1 L3 L2 (Drehfeld L1L3L2) Anlagendaten 1 AM K G * LED REL 70 129 1 GA

05151 Schieflastschutz ist ausgeschaltet (SLS aus)

Schieflastschutz AM K G * LED REL 70 131 1 GA

05152 Schieflastschutz ist blockiert (SLS block)

Schieflastschutz AM K G K G LED REL 70 132 1 GA

05153 Schieflastschutz ist wirksam (SLS wirksam)

Schieflastschutz AM K G * LED REL 70 133 1 GA

05159 Schieflastschutz Anregung I2>> (SLS I2>> Anr)

Schieflastschutz AM * K G LED REL 70 138 2 GA


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ich

tig

4617UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

05165 Schieflastschutz Anregung I2> (SLS I2> Anr)


05166 Schieflastschutz Anregung I2p (SLS I2p Anr)


05168 Schiefl.Feh: Anpassfak I-Wdl. zu gr./kl. (SLS Fak-Wdl ><)

Schieflastschutz AM K * LED REL

05170 Schieflastschutz Auslösung (SLS AUS)

Schieflastschutz AM * K M LED REL 70 149 2 GA

05172 Schiefl.Feh: nicht bei diesem Schutz-obj. (SLS Feh Objekt)

Schieflastschutz AM K * LED REL

05353 >Übererregungsschutz blockieren (>U/f block)


EM * * LED BE REL

05357 >Übererregung: therm.Abbild zurück-setzen (>U/f RS.th.Abb.)


EM * * LED BE REL

05361 Übererregungsschutz ist ausgeschal-tet (U/f aus)



05362 Übererregungsschutz ist blockiert (U/f block)



05363 Übererregungsschutz ist wirksam (U/f wirksam)



05367 Übererregung: Warnstufe (U/f Warn) Übererregungs-schutz


05369 Übererregung:therm.Abb.ist zurückge-setzt (U/f RS.th.Abb.)



05370 Übererregung: Anregung Stufe U/f> (U/f> Anregung)



05371 Übererregung: Auslösung Stufe U/f>> (U/f>> AUS)



05372 Übererregung: Thermische Auslö-sung (U/f Θ AUS)



05373 Übererregung: Anregung Stufe U/f>> (U/f>> Anregung)



05376 Übererr.Feh: ohne Spannungswandler (U/f Feh o.U-Wdl)


AM K * LED REL

05377 Übererr.Feh: nicht bei diesem Schutz-obj (U/f Feh Objekt)


AM K * LED REL

05603 >Differentialschutz blockieren (>Diff block)

Differentialschutz EM * * LED BE REL

05615 Differentialschutz ist ausgeschaltet (Diff aus)

Differentialschutz AM K G * LED REL 75 15 1 GA

05616 Differentialschutz ist blockiert (Diff block)

Differentialschutz AM K G K G LED REL 75 16 1 GA

05617 Differentialschutz ist wirksam (Diff wirksam)

Differentialschutz AM K G * LED REL 75 17 1 GA

05620 Diff: Anpassfaktor I-Wdl. zu gross/klein (Diff Fak-Wdl ><)

Differentialschutz AM K * LED REL


onsart


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462 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


05631 Diff: Generalanregung (Diff G-Anr) Differentialschutz AM * K G M LED REL 75 31 2 GA

05644 Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L1 (Diff 2.Harm L1)

Differentialschutz AM * K G LED REL 75 44 2 GA





05647 Diff: Blockierung durch n.Harmon. L1 (Diff n.Harm L1)






05651 Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh L1 (Diff ext.Feh L1)






05657 Diff: Crossblock 2.Harmonische (Diff-CrosBlk 2HM)

Differentialschutz AM * K G LED REL

05658 Diff: Crossblock n.Harmonische (Diff-CrosBlk nHM)


05660 Diff: Crossbl.Zusatzst.strom-star.ext.Feh (DiffCrosBlk Ext)


05662 Diff: Block. durch Diffstromüberw. L1 (DiffStromÜb. L1)






05666 Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf) L1 (DiffAnlKlErh.L1)

Differentialschutz AM K G K G LED REL





05670 Diff: Strom-Freigabe der Auslösung (Diff I-Freigabe)


05671 Diff: Auslösung (Diff AUS) Differentialschutz AM * * LED REL 176 68 2

05672 Diff: Auslösung L1 (Diff AUS L1) Differentialschutz AM * * LED REL 176 86 2




onsart


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4637UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

05681 Diff: IDIFF> L1 (ohne Verzögerungs-zeit) (Diff> L1 (o.VZ))






05684 Diff: IDIFF>> L1 (ohne Verzögerungs-zeit) (Diff>> L1(o.VZ))






05691 Diff: Auslösung Stufe IDIFF> (Diff> AUS)

Differentialschutz AM * K M LED REL 75 91 2 GA

05692 Diff: Auslösung Stufe IDIFF>> (Diff>> AUS)

Differentialschutz AM * K M LED REL 75 92 2 GA

05701 Diff-Strom L1 bei AUS o.VZ (Grund-schw.) (IDiffL1:)

Differentialschutz AM * K G 75 101 4





05704 Stab-Strom L1 bei AUS o.VZ(Gleich-richtw) (IStabL1:)






05721 Diff: Anpassfaktor I-Wandler I1 (Diff Wdl-I1:)

Differentialschutz AM K G


















onsart


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464 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


05730 Diff: Anpassfaktor I-Wandler I10 (Diff-Wdl-I10:)






05733 Diff: Anpassfaktor I-Wandler Messst. 1 (Diff Wdl-M1:)










05738 Diff: Anpassfaktor I-Wandler IZ1 (Diff Wdl-Z1:)








05742 Diff: Gleichgliederkennung L1 (Diff DC Erk.L1)






05745 Diff: Ansprechwerterhöhung (Gleich-glied) (Diff DC Kl.Erh.)


05803 >Erddiff. blockieren (>EDS block) Erdfehlerdifferenti-alschutz

EM * * LED BE REL

05811 Erddiff. ist ausgeschaltet (EDS aus) Erdfehlerdifferenti-alschutz


05812 Erddiff. ist blockiert (EDS block) Erdfehlerdifferenti-alschutz


05813 Erddiff. ist wirksam (EDS wirksam) Erdfehlerdifferenti-alschutz


05816 Erddiff.: EDS> (ohne Verzögerungs-zeit) (EDS> (o.VZ))

Erdfehlerdifferenti-alschutz


05817 Erddiff.: Anregung (EDS Anr) Erdfehlerdifferenti-alschutz

AM * K G M LED REL 76 17 2 GA

05821 Erddiff.: Auslösung (EDS AUS) Erdfehlerdifferenti-alschutz

AM * K M LED REL 176 89 2


onsart


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EH

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tig

4657UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

05826 Erddiff.: Auslösegröße D bei AUS o.VZ (EDS D:)


AM * K G 76 26 4

05827 Erddiff.: Winkelmaß S bei AUS o.VZ (EDS S:)


AM * K G 76 27 4

05830 Erddiff.Feh: ohne Strnpkt.Wandlerzu-ord (EDS Feh o.S-Wdl)


AM K * LED REL

05833 Erddiff.: Anpassfaktor I-Wdl. Stern-punkt (EDS Wdl-Stp:)


AM K G

05835 Erddiff.Feh: nicht bei diesem Schutz-obj. (EDS Feh Objekt)


AM K * LED REL

05836 Erddiff.Feh: Anpassfak I-Wdl. zu gr./kl. (EDS Fak-Wdl ><)


AM K * LED REL

05851 Erddiff.: Anpassfaktor I-Wdl. Messst. 1 (EDS Wdl-M1:)


AM K G



AM K G



AM K G



AM K G



AM K G

05951 >UMZ-1phasig blockieren (>UMZ-1ph block)

UMZ 1-phasig EM * * LED BE REL

05952 >UMZ-1phasig Blockierung Stufe I> (>UMZ-1phI> blk)


05953 >UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>> (>UMZ-1phI>> blk)


05961 UMZ-1phasig ist ausgeschaltet (UMZ-1ph aus)

UMZ 1-phasig AM K G * LED REL 76 161 1 GA

05962 UMZ-1phasig ist blockiert (UMZ-1ph block)

UMZ 1-phasig AM K G K G LED REL 76 162 1 GA

05963 UMZ-1phasig ist wirksam (UMZ-1ph wirksam)

UMZ 1-phasig AM K G * LED REL 76 163 1 GA

05966 UMZ-1phasig Blockierung Stufe I> (UMZ-1phI> blk)


05967 UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>> (UMZ-1phI>> blk)


05971 UMZ-1phasig Generalanregung (UMZ-1ph G-Anr)

UMZ 1-phasig AM * K G LED REL 76 171 2 GA

05972 UMZ-1phasig Generalauslösung (UMZ-1ph G-AUS)

UMZ 1-phasig AM * K LED REL 76 172 2 GA

05974 UMZ-1phasig Anregung Stufe I> (UMZ-1phI> Anr)


05975 UMZ-1phasig Auslösung Stufe I> (UMZ-1phI> AUS)

UMZ 1-phasig AM * K M LED REL 76 175 2 GA


onsart


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466 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


05977 UMZ-1phasig Anregung Stufe I>> (UMZ-1phI>> Anr)


05979 UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>> (UMZ-1phI>> AUS)

UMZ 1-phasig AM * K M LED REL 76 179 2 GA

05980 UMZ-1phasig Anregestrom (UMZ-1ph I:)

UMZ 1-phasig AM K G 76 180 4

05981 UMZ-1phasig Feh: kein Zuordnung möglich (UMZ1ph FehZuord)

UMZ 1-phasig AM K * LED REL

06851 >Auslösekreisüberw. blockieren (>AKU block)


EM * * LED BE REL

06852 >KR-Hilfskontakt für Auslösekreis-überw. (>AKU Kdo.Rel.)



06853 >LS-Hilfskontakt für Auslösekreis-überw. (>AKU LS)



06861 Auslösekreisüberw. ist ausgeschaltet (AKU aus)



06862 Auslösekreisüberw. ist blockiert (AKU block)



06863 Auslösekreisüberw. ist wirksam (AKU wirksam)



06864 Auslösekreisüb. unwirk., da BE n. rang. (AKU Rang.Fehler)



06865 Störung Auslösekreis (Störung Auskr.) Auslösekreisüber-wachung


07551 U/AMZ Inrush Anregung Stufe I> (U/AMZ I> Inrush)


07552 U/AMZ Inrush Anregung Stufe IE> (U/AMZ IE>Inrush)


07553 U/AMZ Inrush Anregung Stufe Ip (U/AMZ Ip Inrush)


07554 U/AMZ Inrush Anregung Stufe IEp (U/AMZ IEpInrush)


07564 U/AMZ Inrush Anregung Erde (U/AMZ InrAnr E)


07565 U/AMZ Inrush Anregung Phase L1 (U/AMZ InrAnr L1)






07568 U/AMZ Inrush Anregung 3I0 (U/AMZ InrAnr3I0)


07569 U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0> (U/AMZ 3I0> Inr.)


07570 U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0p (U/AMZ 3I0p Inr.)



onsart


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4677UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

07571 >U/AMZ Phase Inrushstab. blockie-ren (>U/AMZPhInr blk)

U/AMZ Phase EM K G K G LED BE REL 60 98 1 GA

07572 >U/AMZ 3I0 Inrushstab. blockieren (>U/AMZI0Inr blk)

U/AMZ 3I0 EM K G K G LED BE REL 60 99 1 GA

07573 >U/AMZ Erde Inrushstab. blockieren (>U/AMZ EInr blk)

U/AMZ Erde EM K G K G LED BE REL 60 100 1 GA

07581 U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L1 (U/AMZ InrErk L1)






14101 RTD Störung (Drahtbruch/Kurz-schluss) (RTD Störung)

Thermobox AM K G * LED REL

14111 RTD 1 Störung (Drahtbruch/Kurz-schluss) (RTD 1 Störung)


14112 RTD 1 Temperaturstufe 1 angeregt (RTD 1 Anr. St.1)































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468 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1
























14201 RTD10 Störung (Drahtbruch/Kurz-schluss) (RTD10 Störung)


14202 RTD10 Temperaturstufe 1 angeregt (RTD10 Anr. St.1)
















30054 Drahtbruchüberwachung ausgeschal-tet (Drahtbruch aus)

Überwachungen AM K G * LED REL

30060 Allg: Anpassfaktor I-Wandler Messst. 1 (ALL Wdl-M1:)

Anlagendaten 2 AM K G




onsart


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tig

4697UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang







30065 Allg: Anpassfaktor U-Wandler UL123 (ALL Wdl-U1:)


30066 Allg: Anpassfaktor U-Wandler U4 / Uen (ALL Wdl-U4:)


30067 zu klein eingestellter Parameter: (zu klein Par:)


30068 zu gross eingestellter Parameter: (zu gross Par:)


30069 Einstellfehler bei Parameter: (Fehler Param:)


30070 LS Messst. 1 - Hand-Einschalt-Erk.(Imp.) (LS M1 Hand-Ein)










30075 LS Seite 1 - Hand-Einschalt-Erk.(Imp.) (LS S1 Hand-Ein)










30080 Messstelle 1 - freigeschaltet (M1 frei-gesch.)

Messstellenfrei-schaltung

AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL


onsart


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tig

470 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1


30085 I1 - freigeschaltet (I1 freigesch.) Messstellenfrei-schaltung

AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL


AM K G * LED REL

30097 HW-Störung: IN-Brücke ungl. IN-Par. IM1 (IN falsch IM1)










30102 HW-Störung: IN-Brücke ungl. IN-Par I1..3 (IN falsch I1..3)






30105 HW-Stör.: IN-Brücke ungl. IN-Par I10..12 (IN fals I10..12)


30106 HW-Störung: IN-Brücke ungl. IN-Par. IZ1 (IN falsch IZ1)





onsart


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4717UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang





30110 Störung Messwert Stromsymmetrie Messst.1 (Stör. Isymm M1)


AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL

30115 Störung Drehfeld I Messstelle 1 (Stör.Drehf.I M1)


AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL



AM K G * LED REL

30120 Drahtbruch IL1 Messstelle 1 (Drahtbr. IL1M1)























onsart


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472 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1










30135 Widerspr. an M1: Hiko offen/Strom fließt (Wid. LS-Pos. M1)










30140 Widerspr. an S1: Hiko offen/Strom fließt (Wid. LS-Pos. S1)










30145 Störung Messstellenfreischaltung (Stör.MessstFrei)


30251 Abschaltstrom (primär) L1 Messstelle 1 (IL1M1:)

















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4737UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang






































30351 >LS Messst. 1 - Hand-Einschaltung (>LS M1 Hand-Ein)

Anlagendaten 2 EM * * LED BE REL






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474 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1






30356 >LS Seite 1 - Hand-Einschaltung (>LS S1 Hand-Ein)










30361 >Freischaltung ohne Test auf Strom = 0 (>Freisch. I>=0)


EM k g * LED BE REL

30362 >Messstelle 1 - freischalten (>M1 frei-schalt.)


EM K G * LED BE REL



EM K G * LED BE REL



EM K G * LED BE REL



EM K G * LED BE REL



EM K G * LED BE REL

30367 >I1 - freischalten (>I1 freischalt.) Messstellenfrei-schaltung

EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL

30376 >I10 - freischalten (>I10 freischalt) Messstellenfrei-schaltung

EM K G * LED BE REL


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4757UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang


EM K G * LED BE REL


EM K G * LED BE REL

30607 Summe Primär-Abschaltströme L1 Seite 1 (ΣIL1S1:)

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30620 Summe der Primär-Abschaltströme I1 (ΣI1:)

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30763 Summe Primär-Abschaltströme L1 Messst. 1 (ΣIL1M1:)

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476 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1



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>Licht an (Gerätedisplay) (>Licht an) Gerät EM K G * LED BE REL

>Quittierung des Geräte-AUS (>Quitt-GAUS)

Anlagendaten 2 IE * * LED BE FKT

REL


onsart


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4777UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

Anstoß Teststörschrieb (Markierung) (Stw. Start)

Störschreibung IE K G * LED REL

Entriegelung der MM-Sperre über BE (EntrMMSp)

Gerät IE * * LED REL

Hardwaretestmodus (HWTestMod) Gerät IE K G * LED REL

Leistungsschalter Q0 (Q0) Schaltobjekte BR_D12

k g REL

Leistungsschalter Q0 (Q0) Schaltobjekte DM k g * BE FS

Melde- und Messwertsperre (MM-Sperre)

Gerät IE K G * LED REL 176 20 1 GA

Parametergruppe A (P-Gruppe A) Parametergruppen-umschaltung

IE K G * LED REL 176 23 1 GA

Parametergruppe B (P-Gruppe B) Parametergruppen-umschaltung


Parametergruppe C (P-Gruppe C) Parametergruppen-umschaltung


Parametergruppe D (P-Gruppe D) Parametergruppen-umschaltung


Quittierungspflichtiges Geräte-AUS (G-AUSQuitt)

Anlagendaten 2 IE * * LED REL

Schalthoheit (Sch.Hoheit) Schalthoheit und Schaltmodus

IE K G * LED

Schalthoheit (Sch.Hoheit) Schalthoheit und Schaltmodus

DM K G * LED 101 85 1 GA

Schaltmodus Fern (SchModFern) Schalthoheit und Schaltmodus

IE K G * LED

Schaltmodus Ort (Sch.ModOrt) Schalthoheit und Schaltmodus

IE K G * LED

Schaltmodus Ort (Sch.ModOrt) Schalthoheit und Schaltmodus

DM K G * LED 101 86 1 GA

Schwellwert 1 (Schwelle 1) Schwellwertum-schalter

IE K G * LED BE FKT

REL FS

Störung FMS LWL 1 (Stör FMS 1) Überwachungen AM K G * LED REL

Störung FMS LWL 2 (Stör FMS 2) Überwachungen AM K G * LED REL

Störung Systemschnittstelle (Stör SysSS)

Überwachungen IE K G * LED REL

Testbetrieb (Testbetr.) Gerät IE K G * LED REL 176 21 1 GA

Uhrzeitsynchronisierung (Uhr-Sync) Gerät IE_W * * LED REL


onsart


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M/G

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478 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.9 Messwertliste

A.9 Messwertliste

FNr. Bedeutung Funktion IEC 60870-5-103 Rangierbarkeit

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00621 Messwert UL1E (UL1E=) Messwerte CFC ASB GB



00624 Messwert UL12 (UL12=) Messwerte CFC ASB GB



00627 Messwert Uen (gemessen) (Uen =) Messwerte CFC ASB GB

00629 Messwert U1 (Mitsystem) (U1 =) Messwerte CFC ASB GB

00630 Messwert U2 (Gegensystem) (U2 =) Messwerte CFC ASB GB

00641 Messwert P (Wirkleistung) (P =) Messwerte CFC ASB GB

00642 Messwert Q (Blindleistung) (Q =) Messwerte CFC ASB GB

00644 Messwert f (Frequenz) (f =) Messwerte CFC ASB GB

00645 Messwert S (Scheinleistung) (S =) Messwerte CFC ASB GB

00721 Messwert IL1 Seite 1 (IL1S1=) Messwerte 134 139 priv 9 1 CFC ASB GB






00727 Messwert IL1 Seite 3 (IL1S3=) Messwerte CFC ASB GB



00765 Messwert Übererreg.:Faktor (U/Un)/(f/fn) (U/f =) Messwerte CFC ASB GB

00766 Messwert Übererreg.:Thermisches Abbild (U/f th. =) Thermische Messwerte CFC ASB GB

00801 Überlastschutz: Betriebstemperatur (Θ /Θaus =) Thermische Messwerte CFC ASB GB

00802 Überlastschutz: Betriebstemperatur L1 (Θ /ΘausL1=) Thermische Messwerte CFC ASB GB



00888 Impulszähler Wirkarbeit Wp (WpImp =) Energiezähler ASB GB

00889 Impulszähler Blindarbeit Wq (WqImp =) Energiezähler ASB GB

00901 Messwert cos(PHI) (Leistungsfaktor) (cosϕ =) Messwerte CFC ASB GB

00924 Abgegebene Wirkarbeit (Wp+=) Energiezähler ASB GB

00925 Abgegebene Blindarbeit (Wq+=) Energiezähler ASB GB

00928 Bezogene Wirkarbeit (Wp-=) Energiezähler ASB GB

4797UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

00929 Bezogene Blindarbeit (Wq-=) Energiezähler ASB GB

01063 Überlastschutz: Alterungsrate L (Altrate=) Thermische Messwerte CFC ASB GB

01066 Überlast: Lastreserve K bis Warnung (ResWARN=) Thermische Messwerte CFC ASB GB

01067 Überlast: Lastreserve K bis Alarm (ResALARM=) Thermische Messwerte CFC ASB GB

01068 Temperatur an RTD 1 (Θ RTD 1 =) Thermische Messwerte 134 146 priv 9 1 CFC ASB GB









01077 Temperatur an RTD10 (Θ RTD10 =) Thermische Messwerte 134 146 priv 9 10 CFC ASB GB



07742 IDiffL1 (in I/InO) = (IDiffL1=) Diff- und Stab-Mess-werte

CFC ASB GB


CFC ASB GB


CFC ASB GB

07745 IStabL1 (in I/InO) = (IStabL1=) Diff- und Stab-Mess-werte

CFC ASB GB


CFC ASB GB


CFC ASB GB

30633 Phasenlage I1 (ϕI1=) Messwerte CFC ASB GB







30640 Messwert 3I0 (Nullsystem) Seite 1 (3I0S1=) Messwerte CFC ASB GB

30641 Messwert I1 (Mitsystem) Seite 1 (I1S1=) Messwerte CFC ASB GB

30642 Messwert I2 (Gegensystem) Seite 1 (I2S1=) Messwerte CFC ASB GB



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480 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.9 Messwertliste



30646 Messwert I1 (I1=) Messwerte CFC ASB GB








30654 IDiff EDS (in I/InS bzw. I/InM) (IDiffEDS=) Diff- und Stab-Mess-werte

CFC ASB GB

30655 IStab EDS (in I/InS bzw. I/InM) (IStabEDS=) Diff- und Stab-Mess-werte

CFC ASB GB

30656 Messwert U (gemessen über I-Wandler) (Umess=) Messwerte CFC ASB GB

30661 Messwert IL1 Messstelle 1 (IL1M1=) Messwerte 134 149 priv 9 2 CFC ASB GB



30664 Messwert 3I0 (Nullsystem) Messstelle 1 (3I0M1=) Messwerte CFC ASB GB

30665 Messwert I1 (Mitsystem) Messstelle 1 (I1M1=) Messwerte CFC ASB GB

30666 Messwert I2 (Gegensystem) Messstelle 1 (I2M1=) Messwerte CFC ASB GB


















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4817UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang









30691 Überlastschutz: Temperatur Schenkel L1 (Θ Skl L1=) Thermische Messwerte CFC ASB GB





















30728 Messwert I Zusatzwandler 1 (IZ1=) Messwerte CFC ASB GB








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482 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A.9 Messwertliste


30736 Phasenlage IL1 Messstelle 1 (ϕIL1M1=) Messwerte CFC ASB GB















30751 Phasenlage I Zusatzwandler 1 (ϕIZ1=) Messwerte CFC ASB GB









30760 Messwert U4 (U4 =) Messwerte CFC ASB GB

30761 Messwert U0 (Nullsystem) gemessen (U0mess=) Messwerte CFC ASB GB

30762 Messwert U0 (Nullsystem) berechnet (U0bere=) Messwerte CFC ASB GB

30792 Phasenlage UL1E (ϕUL1E=) Messwerte CFC ASB GB



30795 Phasenlage U4 (ϕU4=) Messwerte CFC ASB GB

30796 Phasenlage Uen (ϕUen=) Messwerte CFC ASB GB

oberer Grenzwert für LS-BtrStdZähler (BtrStd>) ASB GB


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Info

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4837UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

A Anhang

484 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Index

A

Abdeckkappen 389Abhängiger Überstromzeitschutz 121, 146Abkühlzeit 204Ablauf im Befehlspfad 261Abmessungen 378Abtastung 217AMZ-Schutz 121, 146Anlagendaten 1 20, 36, 52Anlagendaten 2 67Anlauf 78, 156, 181Anpassung der Hardware 277Anregelogik 232Anschlussbeispiele 400

Spannungswandler 414Stromwandler 400

Anschlussvarianten 273Ansprechwerterhöhung bei Anlauf 78, 156Anwenderdefinierbare Funktionen 10, 377Anwenderspezifizierbare Kennlinie 131, 137Anwendungsbereiche 5Anzeige von Messwerten 244Ausgangsrelais 240, 341Auslösekennlinie

Differentialschutz 80, 351Erdfehlerdifferentialschutz 113, 356Schieflastschutz (ANSI) 360Schieflastschutz (IEC) 359Überlastschutz 369Überstromzeitschutz (ANSI) 360, 361Überstromzeitschutz (IEC) 359

Auslösekreisüberwachung 220, 275Auslöselogik 233

B

Batterie 216, 377, 389Bedienschnittstelle 4, 342Bediensoftware DIGSI® 4 389Befehlsablauf 261Befehlsbearbeitung 260Befehlsquittierung 265Befehlstypen 260Bestelldaten 384

Betriebsmeldungen 242Betriebsmessung 244, 375Betriebsmesswerte 245, 246, 375Binärausgänge 4, 240, 341Binäreingänge 4, 341Buchsengehäuse 389

C

CFC 10, 377, 390Copyright ii

D

DCF77 377Demontage des Gerätes 279Differentialschutz 73, 351

für Drosseln 90, 92für Erdfehler 108, 356für Generatoren 90, 354für Kleinstsammelschienen 92für Längsdrosseln 90, 354für Leitungen 92, 355für Motoren 90, 354für Querdrosseln 92, 354für Sammelschienen 92, 94, 355für Transformatoren 83, 352

Differentialschutzmesswerte 248DIGSI REMOTE 4 390Direktauslösung 213, 373Direkte Einkopplungen 213, 373Disk-Emulation 123, 147, 173Drehfeld 36, 219Drehfeldüberwachung 219Drosseln 16, 39, 90, 92, 354Druckauslöser 213Dynamische Ansprechwertumschaltung 156, 365

E

Einphasentransformator 24Einphasentransformatoren 16, 88Einphasiger Differentialschutz 94

4857UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Index

Einphasiger Überstromzeitschutz 161, 366Einsatzbedingungen 349Einschaltstabilisierung 77, 125, 149Einschaltstrom 77, 125, 149Einstellgruppen 66

Definition 66Umschaltung 274

Einstellkonsistenz 226, 311Einstellmöglichkeiten s. Parameterübersicht 423Elektrische Prüfungen 346EMV–Prüfungen 346Erdfehlerdifferentialschutz 108, 356Ersatzteile 279Externe Auslösung 213, 373Externe Einkopplungen 213, 373

F

Fehlerreaktionen 222Fragen iFrontelemente 4Funktionssteuerung 232Funktionsumfang 7, 15

G

Geerdeter Sternpunkt 37Gefahr (Definition) iiGeneralabfrage 243Generalanregung 232Generalauslösung 233Generatoren 16, 39, 90, 354Gestelleinbau 270Gleichspannung 340Grafisches Auswerteprogramm SIGRA 389Graphic Tools 390Grenzwerte 249Gültigkeitsbereich des Handbuchs i

H

Hand-Einschaltung 124, 148Hardware-Anpassungen 277Hardware-Struktur 2Hardware-Überwachungen 216Hauptschutzobjekt 15, 20Heißpunktberechnung 183, 370Hilfskontakte des Leistungsschalters 156, 207,

220, 275, 314Hilfsspannung 277, 340Hilfsspannungsüberwachung 216Hinweis (Definition) ii

Hochimpedanz-Differentialschutz 163, 166Hochimpedanzprinzip 163Hochohmig geerdeter Sternpunkt 37

I

IBS-Tool 238, 249Inbetriebsetzung 305Informationslisten 453IRIG B 377Isolationsprüfungen 346Isolierter Stenpunkt 37

K

Kesselschutz 165, 169Kleinstsammelschienen 16, 39, 92Klimabeanspruchungen 349Knoten 355Kommandoabhängige Meldungen 234Kommandodauer 53Kommunikationsschnittstellen 342Konfigurationsfehler 226, 311Konformitätserklärung iKonsistenz der Einstellungen 226, 311Konstruktive Ausführungen 350Kontrolle

Spannungswandleranschluss 332Kurze Leitungen 16, 39, 92, 355

L

Längsdrosseln 16, 39, 90, 354LC–Display 4LED 4Leistungsschalterdaten 52Leistungsschalterhilfskontakte 156, 207, 220, 275,

314Leistungsschalterversagerschutz 206, 314, 373Leistungsschalterzustand 52, 67, 156Leitungen 16, 39, 92, 355

M

Mechanische Prüfungen 348Meldeverarbeitung 240Messstellen 20Messwerte 244Messwertliste 479Messwertüberwachungen 217Mischwandler 95

486 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Index

Modemschnittstelle 342Montage 268

auf Schalttafel 272in Gestell 270in Schalttafel 268in Schrank 270

Motoren 16, 39, 90, 354

N

Nennfrequenz 36Nennströme 340Nennströme, Änderung 278Nicht zugeordnete Messstellen 21Niederohmig geerdeter Sternpunkt 37Notanlauf 181, 188

P

Parameternamen iiiParameterübersicht 423Parameterzustände iiiParametrierfehler 226, 311Petersen-Spule 37Phasenfolge 36, 219Protokollabhängige Funktionen 422Pufferbatterie 216, 377, 389

Q

Qualifiziertes Personal (Definition) iiQuerdifferentialschutz 91Querdrosseln 16, 39, 92, 354

R

Relative Alterung 185RTD 17, 192Rückfallzeitkennlinie

anwenderdefiniert 16, 133Schieflastschutz (ANSI) 362Überstromzeitschutz (ANSI) 362, 363

Rückwärtige Verriegelung 126Rushstabilisierung 77, 125, 149Rushstrom 77, 125, 149

S

Sammelmeldungen 224Sammelschienen 16, 39, 40, 92, 94, 355

Sammelschienenschutz 92, 94, 126Schalterversagerschutz 206, 314, 373Schaltfehlerschutz 262Schaltstatistik 234, 243Schalttafelaufbau 272Schalttafeleinbau 268Schaltzeichen iiiSchieflastschutz 171, 367Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern 78Schnittstellenleitung 389Schnittstellenmodule 295, 388Schrankeinbau 270Schutzobjekt 15Schwing- und Schockbeanspruchung 348Seiten 20Serielle Schnittstellen 4Serviceschnittstelle 4, 342Signalbegriffe iiSIGRA 389Software-Überwachungen 217Spannungsmessung 244Spannungssummenüberwachung 218Spannungssymmetrieüberwachung 218Spannungswandleranschluss 414Spartransformatoren 16, 25, 31, 88Speicherbausteine 216Spontane Anzeigen 232, 242Spontane Meldungen 243Stabilisierung

Differentialschutz 74Erdfehlerdifferentialschutz 112mit Harmonischen 77, 125, 149mit Widerstand 163Strom- 74Zusatz- 76

Standardverriegelung 263Statistik 234, 243, 376Sternpunktbehandlung 37, 46, 84, 88, 89Sternpunktbildner 16, 37, 87, 92, 108Steuertasten 4Störfallmeldungen 242, 376Störwertspeicherung 251, 376Stromfreigabe für Auslösung 94, 99Stromstabilisierung 74Stromstaffelung 128Stromsymmetrie 217Stromvergleich 73Stromversorgung 4, 340Stromwandleranforderungen 340Stromwandleranschluss 400Stromwandlerdaten 42, 44, 46, 166Symbolik in Zeichnungen iiiSymmetrieüberwachung 217Systemschnittstelle 4, 343

4877UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Index

T

Temperatureinheit 36Testbetrieb 306Test-Messschrieb 335Thermische Differentialgleichung 180Thermische Grenzwerte 192Thermische Messwerte 248Thermische Zeitkonstante 180Thermischer Überlastschutz 180, 368Thermisches Abbild 180, 368Thermobox 17, 192, 342, 345, 370, 388Topologie des Schutzobjektes 20Transformatoren 16, 36, 83, 352

Einphasentransformatoren 16, 88mit getrennten Wicklungen 16Spartransformatoren 16, 88

Transformatormeldungen 213, 373Typografische Konventionen iii

U

Überlastschutz 180, 368Übersichtspläne 391Überstromzeitschutz 118, 357

dynamische Ansprechwertumschaltung 156, 365

einphasiger 161, 366für Erdstrom 144, 364für Nullstrom 118, 357für Phasenströme 118, 357für Sternpunktstrom 144, 364

Übertragung von Messwerten 244Übertragungssperre 306Überwachung des Differentialstromes 94, 98Überwachungen der Messgrößen 217Überwachungsfunktionen 216, 374Umschaltung von Einstellgruppen 274

UMZ-Schutz 118, 144Unabhängiger Überstromzeitschutz 118, 144

V

Verbindungsbrücken 389Voreinstellungen 417Vorsicht (Definition) ii

W

Warnung (Definition) iiWatchdog 217Wechselspannung 341Weitere Schutzobjekte 20Weitere Unterstützung iWeiteres Schutzobjekt 21Widerstandsstabilisierung 163Wiedereinschaltverriegelung 233Winkelschiene 389

Z

Zeitsynchronisation 377Zeitsynchronisationsschnittstelle 4, 345Zielgruppe des Handbuches iZifferntasten 4Zubehör 388Zugeordnete Messstellen 21Zusammenbau des Gerätes 299Zusatzeingänge 21Zusatzschnittstelle 345Zusatzstabilisierung bei außenliegendem Fehler 76Zusatzwandler 21

488 7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

Korrekturen

An

Siemens AG

Abt. PTD PA D DM

D-13623 Berlin

Verehrte Leserin, verehrter Leser,

sollten Sie bei der Lektüre dieses Handbuches trotz der bei der Abfassung angewandten Sorgfalt auf Druckfeh-ler gestoßen sein, bitten wir Sie, uns diese mit diesem Vordruck mitzuteilen. Ebenso sind wir für Anregungen und Verbesserungsvorschläge dankbar.

Von

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Korrekturen/Vorschläge

7UT6 HandbuchC53000–G1100–C160–1

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Differentialschutz 3 7UT6 4 A - Automation-Berlin...Vorwort 7UT6 Handbuch iii C53000–G1100–C160–1 •Schulung in Erster Hilfe. Typografische und Zeichenkonventio-nen Zur Kennzeichnung