Feldsteuergerät REC670 2.0 IEC Anwendungs-Handbuch€¦ · Haftungsausschluss Die in diesem Handbuch enthaltenen Daten, Beispiele und Diagramme dienen ausschließlich der Beschreibung

Relion® 670 Serie

Feldsteuergerät REC670 2.0 IECAnwendungs-Handbuch

Dokument-ID: 1MRK 511 310-UDEHerausgegeben: Juli 2016

Revision: -Produktversion: 2.0

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Inhaltsverzeichnis

Abschnitt 1 Einführung.................................................................... 17Dieses Handbuch........................................................................... 17Zielgruppe.......................................................................................17Produktunterlagen.......................................................................... 18

Produktunterlagen....................................................................... 18Dokumentenänderungsverzeichnis............................................. 20Zugehörige Dokumente...............................................................20

Verwendete Symbole und Dokumentkonventionen........................20Symbole.......................................................................................20Dokumentkonventionen...............................................................21IEC 61850 Edition 1 / Edition 2 Zuordnung................................. 22

Abschnitt 2 Anwendung...................................................................29Allgemeine Angaben zum Gerät.....................................................29Hauptschutzfunktionen................................................................... 30Reserve-Schutzfunktionen............................................................. 31Steuerungs- und Überwachungsfunktionen................................... 32Kommunikation...............................................................................36Grundfunktionen des Geräts.......................................................... 39

Abschnitt 3 Konfiguration................................................................ 43Einführung...................................................................................... 43Beschreibung von Konfiguration REC670...................................... 44

Einführung................................................................................... 44Beschreibung der Konfiguration A30......................................44Beschreibung der Konfiguration B30......................................46Beschreibung der Konfiguration C30..................................... 48

Abschnitt 4 Analogeingänge............................................................51Analogeingänge..............................................................................51

Einleitung.....................................................................................51Einstellrichtlinien..........................................................................51

Einstellen des Leiterbezugskanals......................................... 52

Abschnitt 5 Lokale HMI................................................................... 81Display............................................................................................82LEDs...............................................................................................84Tastenfeld.......................................................................................84LHMI-Funktionen............................................................................ 87

Schutz- und Alarmanzeige.......................................................... 87

Inhaltsverzeichnis

1Anwendungs-Handbuch

Parameterverwaltung ................................................................. 88Frontseitige Kommunikation........................................................89

Abschnitt 6 Differentialschutz.......................................................... 91Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF ............ 91

Kennung...................................................................................... 91Anwendung..................................................................................91

Die Grundlagen des Hochimpedanzprinzips.......................... 93Anschlussbeispiele für Hochimpedanz-Differentialschutz........... 99

Verbindungen für dreisystemigenHochimpedanzdifferentialschutz............................................ 99Anschlüsse für den einsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF....................................................100

Einstellrichtlinien........................................................................101Konfiguration........................................................................ 101Einstellungen der Schutzfunktion......................................... 102T-Zuleitungsschutz............................................................... 102Drosselspulenschutz............................................................ 106Alarmpegel........................................................................... 109

Abschnitt 7 Stromschutz................................................................111Unverzögerter Leiter-Überstromschutz mit dreipoligemAusgang PHPIOC ........................................................................111

Kennung.................................................................................... 111Anwendung................................................................................111Einstellrichtlinien........................................................................112

Vermaschte Netze ohne parallele Leitungen....................... 112Vermaschte Netze mit parallelen Leitungen.........................114

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger AusgangOC4PTOC ................................................................................... 116

Identifizierung............................................................................ 116Anwendung................................................................................116Einstellrichtlinien........................................................................117

Einstellungen für jede Stufe................................................. 1192. Oberschwingungsblockierung.......................................... 122

Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC ..................................... 128Kennung.................................................................................... 128Anwendung................................................................................128Einstellrichtlinien........................................................................128

Vierstufiger Erdfehlerschutz, Null-/GegensystemrichtungEF4PTOC .................................................................................... 131


Einstellungen für jede Stufe (x = 1, 2, 3 und 4).................... 134

Inhaltsverzeichnis


Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen.......................... 136Stabilisierung durch die 2. Oberschwingung........................ 137Paralleltransformator-Einschaltstrom-Logik......................... 138Logik für Schalten auf Kurzschlussschutz............................139Leitungsanwendungsbeispiel............................................... 140

Vierstufiger Gegensystem-Überstromrichtungsschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC ...................................................... 145


Einstellungen für jede Stufe ................................................ 148Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen.......................... 150

Empfindlicher Erdfehler-Richtungsschutz (Wattmetrisch)SDEPSDE.................................................................................... 151


Thermischer Überlastschutz mit einer Zeitkonstante, Celsius/Fahrenheit LCPTTR/LFPTTR.......................................................162

Kennung.................................................................................... 162Anwendung................................................................................163Hinweis zur Einstellung............................................................. 163

Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR .......164Kennung.................................................................................... 164Anwendung................................................................................165Einstellrichtlinien........................................................................166

Schalterversagerschutz, dreipolige Aktivierung und AuslösungCCRBRF.......................................................................................168


T-Zonenschutz STBPTOC ...........................................................173Kennung.................................................................................... 173Anwendung................................................................................173Einstellrichtlinien........................................................................174

Polgleichlaufüberwachung CCPDSC........................................... 175Kennung.................................................................................... 175Anwendung................................................................................175Einstellrichtlinien........................................................................176

Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP...................................177Kennung.................................................................................... 177Anwendung................................................................................177Einstellrichtlinien........................................................................179

Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP................................... 183

Inhaltsverzeichnis



Leiterbruchüberwachung BRCPTOC .......................................... 189Kennung.................................................................................... 189Anwendung................................................................................189Einstellrichtlinien........................................................................189

Schutz für Kondensatorenbank CBPGAPC..................................190Kennung.................................................................................... 190Anwendung................................................................................190

Schutz für Kondensatorenbank............................................ 192Einstellrichtlinien........................................................................194

Wiederzuschaltungs-Erkennung.......................................... 197Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC..................... 198

Kennung.................................................................................... 198Anwendung................................................................................198

Bezugsgrößen...................................................................... 199Anwendungsmöglichkeiten...................................................199Unterspannungs-Verriegelung............................................. 199

Einstellrichtlinien........................................................................200Erklärung der Einstellparameter...........................................200Spannungsunabhängiger Überstromschutz für denGenerator und den Transformator zur Spannungserhöhung201Überstromschutz mit Selbsthaltung für die Unterspannung. 202

Abschnitt 8 Spannungsschutz....................................................... 205Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV...........................205


Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und Generatoren.... 206Erkennung getrennter Betriebsmittel....................................206Stromversorgungsqualität ................................................... 206Minderung der Spannungsinstabilität................................... 207Reserveschutz für Fehler im Versorgungssystem................207Einstellungen für den zweistufigen Unterspannungsschutz. 207

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV........................... 209Kennung.................................................................................... 209Anwendung................................................................................209Einstellrichtlinien........................................................................210

Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren,Generatoren, Drosselspulen und Transformatoren..............211Betriebsmittelschutz, Kondensatoren...................................211Spannungsqualität................................................................211

Inhaltsverzeichnis


Hochohmig geerdeten Netze................................................211Die folgenden Einstellungen können am zweistufigenÜberspannungsschutz vorgenommen werden.....................211

Zweistufiger Verlagerungs-Überspannungsschutz ROV2PTOV . 214Identifizierung............................................................................ 214Anwendung................................................................................214Einstellrichtlinien........................................................................214

Betriebsmittelschutz, z.B. für Motoren, Generatoren,Reaktoren und Transformatoren.......................................... 215Betriebsmittelschutz, Kondensatoren...................................215Stromversorgungsqualität.................................................... 215Gelöschte Netze...................................................................215Niederohmig geerdetes Netz................................................216Einstellungen für den zweistufigenVerlagerungsspannungsschutz............................................ 217

Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV ..................................... 219Kennung.................................................................................... 219Anwendung................................................................................219Einstellrichtlinien........................................................................221

Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUV ............................ 223Kennung.................................................................................... 223Anwendung................................................................................223Einstellrichtlinien........................................................................223

Fortgeschrittene Benutzereinstellungen...............................223

Abschnitt 9 Frequenzschutz.......................................................... 225Unterfrequenzschutz SAPTUF .................................................... 225


Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren undGeneratoren......................................................................... 226Netzschutz durch Lastabwurf............................................... 227

Überfrequenzschutz SAPTOF ..................................................... 227Kennung.................................................................................... 227Anwendung................................................................................227Einstellrichtlinien........................................................................228

Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren undGeneratoren......................................................................... 228Netzschutz durch Generatorabwurf......................................228

Frequenzänderungsschutz SAPFRC .......................................... 229Kennung.................................................................................... 229Anwendung................................................................................229Einstellrichtlinien........................................................................229

Inhaltsverzeichnis


Frequenzzeit-Akkumulations-Schutzfunktion FTAQFVR..............230Identifizierung............................................................................ 230Anwendung................................................................................231Einstellrichtlinien........................................................................233

Abschnitt 10 Multifunktionsschutz................................................... 235Allgemeine stromund spannungsbasierte Schutzfunktion(CVGAPC).................................................................................... 235


Strom- und Spannungswahl für die CVGAPC-Funktion.......236Bezugsgrößen für die CVGAPC-Funktion............................239Anwendungsmöglichkeiten...................................................239Generator-Zuschaltschutz.................................................... 240

Einstellrichtlinien........................................................................241Gerichteter Gegensystemüberstromschutz..........................242Gegensystemüberstromschutz.............................................243Statorüberlastschutz für Generatoren gemäß IEC- undANSI-Norm........................................................................... 246Phasenüberwachung für Transformatoren, Leitungenoder Generatoren und Leistungsschalter-Überschlagschutz für Generatoren...................................... 248Spannungsabhängiger Überstromschutz für Generatorenund Maschinentransformatoren............................................249Untererregungsschutz für einen Generator..........................250

Abschnitt 11 Anlagen Schutz und Steuerung..................................253Mehrzweckfilter SMAIHPAC.........................................................253

Kennung.................................................................................... 253Anwendung................................................................................253Einstellungsrichtlinien................................................................254

Einstellungsbeispiel..............................................................254

Abschnitt 12 Sekundärsystem-Überwachung................................. 259Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC.............................. 259


Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC........................260Kennung.................................................................................... 260Anwendung................................................................................260Einstellrichtlinien........................................................................261

Allgemeines..........................................................................261Einstellen gängiger Parameter............................................. 262Gegensystemgröße..............................................................263

Inhaltsverzeichnis


Nullsystemgröße.................................................................. 263Differenzspannung U und Differenzstrom I ......................... 264Erkennung von Spannungslosigkeit..................................... 265

Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC..........................265Kennung.................................................................................... 265Anwendung................................................................................265Einstellrichtlinien........................................................................266

Abschnitt 13 Steuerung................................................................... 269Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYN.................................................................................... 269

Identifizierung............................................................................ 269Applikation.................................................................................269

Synchronisieren....................................................................269Synchronkontrolle.................................................................270Einschaltprüfung...................................................................272Spannungsauswahl.............................................................. 274Externe Spannungswandlerkreisüberwachung.................... 274

Anwendungsbeispiele................................................................275Einfach-Leistungsschalter in Einfachsammelschiene.......... 276Einfach-Leistungsschalter in Doppelsammelschiene,externe Spannungsauswahl................................................. 277Einfach-Leistungsschalter mit Doppel-Sammelschiene,interne Spannungswahl........................................................278Doppel-Leistungsschalter.....................................................279Anderthalb-Leistungsschalter...............................................279

Einstellrichtlinien........................................................................282Automatische Wiedereinschaltung für ein-, zwei- und/oderdreipolige Auslösung SMBRREC ................................................ 287


Automatische Wiedereinschaltung AUS und EIN.................292Starten der automatischen Wiedereinschaltung undBedingungen für den Start einesWiedereinschaltungszyklus.................................................. 293Start der automatischen Wiedereinschaltung ausLeistungsschalter offen Information..................................... 293Blockieren der automatischen Wiedereinschaltung............. 294Steuerung der Pausenzeit der WE für Zyklus 1................... 294Langes Auslösesignal.......................................................... 294Maximale Anzahl von Wiedereinschaltungsversuchen........ 295ARMode=3ph, (normale Einstellung für einen dreipoligenZyklus)..................................................................................295ARMode=1/2/3ph................................................................. 295

Inhaltsverzeichnis


ARMode=1/2ph, ein- oder zweipoligeWiedereinschaltung im ersten Zyklus...................................296ARMode=1ph + 1*2ph, ein- oder zweipoligeWiedereinschaltung im ersten Zyklus...................................296ARMode=1/2ph + 1*3ph, ein-, zwei- oder dreipoligeWiedereinschaltung im ersten Zyklus...................................297ARMode=1ph + 1*2/3ph, ein-, zwei- oder dreipoligeWiedereinschaltung im ersten Zyklus...................................297Externe Wahl von automatischer Wiedereinschaltung.........298Wiedereinschaltungs-Sperrzeit............................................ 298Impulsgabe des Leistungsschalterschließbefehls undZählers................................................................................. 299Vorübergehende Fehler....................................................... 299Signal "Permanenter Fehler und Wiedereinschaltungnicht erfolgreich"...................................................................299Einleitung von Sperren......................................................... 300Folgefehler........................................................................... 301Automatische Fortsetzung der Wiedereinschaltsequenz .... 301Unterdrückung der AWE-Funktion durch denthermischen Überlastschutz ................................................ 302

Einstellrichtlinien........................................................................302Konfiguration........................................................................ 302Parametereinstellungen des Wiedereinschalters................. 310

Gerätesteuerung APC.................................................................. 313Anwendung................................................................................313

Feldsteuerung (QCBAY)...................................................... 317Schaltersteuerung (SCSWI)................................................. 318Schalter (SXCBR/SXSWI)....................................................319Reservierungsfunktion (QCRSV und RESIN)...................... 320

Interaktionen zwischen den Modulen........................................ 322Einstellrichtlinien........................................................................323

Feldsteuerung (QCBAY)...................................................... 323Schaltersteuerung (SCSWI)................................................. 324Schalter (SXCBR/SXSWI)....................................................325Feldreserve (QCRSV).......................................................... 326Reservierungseingang (RESIN)........................................... 326

Spannungsregelung..................................................................... 326Identifizierung............................................................................ 326Anwendung................................................................................327Einstellrichtlinien........................................................................364

Allgemeine Einstellungen für TR1ATCC oder TR8ATCC.... 364Parametersatz TR1ATCC oder TR8ATCC...........................365Allgemeine Einstellungen für TCMYLTC und TCLYLTC......375

Inhaltsverzeichnis


Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGAPC....................................................................376


Mini-Wahlschalter VSGAPC......................................................... 377Identifizierung............................................................................ 377Anwendung................................................................................378Einstellrichtlinien........................................................................378

Allgemeine Kommunikationsfunktion für DoppelmeldungDPGAPC...................................................................................... 379


Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GAPC........................ 379Identifizierung............................................................................ 379Anwendung................................................................................379Einstellrichtlinien........................................................................380

AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 AUTOBITS............. 380Identifizierung............................................................................ 380Anwendung................................................................................380Einstellrichtlinien........................................................................381

Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD.........................................381Identifizierung............................................................................ 381Anwendung................................................................................381Einstellrichtlinien........................................................................383

Verriegelungslogiken ................................................................... 383Konfigurationsrichtlinien............................................................ 385Verriegelung für Leitungsfeld ABC_LINE ................................. 385

Anwendung.......................................................................... 385Signale von der Umgehungs-Sammelschiene..................... 386Signale von Querkupplung................................................... 387Konfigurationseinstellung..................................................... 390

Verriegelung für Kupplungsfeld ABC_BC .................................391Anwendung.......................................................................... 391Konfiguration........................................................................ 391Signale von allen Speiseleitungen....................................... 391Signale von Querkupplung................................................... 394Konfigurationseinstellung..................................................... 395

Verriegelung für Transformatorfeld AB_TRAFO .......................396Anwendung.......................................................................... 396Signale von Querkupplung................................................... 397Konfigurationseinstellung..................................................... 398

Verriegelung für Sammelschienen-Längskupplung A1A2_BS.. 398

Inhaltsverzeichnis


Anwendung.......................................................................... 398Signale von allen Speiseleitungen....................................... 399Konfigurationseinstellung..................................................... 402

Verriegelung für Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC .... 403Anwendung.......................................................................... 403Signale in einer Sammelschienenanordnung mit Einfach-Leistungsschalter................................................................. 403Signale in der Doppelleistungsschalter-Anordnung mitZweifachleistungsschalter.................................................... 406Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung......409

Verriegelung für Erdungsschalter der Sammelschiene BB_ES 410Anwendung.......................................................................... 410Signale in einer Anordnung mit Einfachleistungsschalter.... 411Signale in der Zweifachleistungsschalter-Anordnung.......... 414Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung......416

Verriegelung für Zweifachleistungsschalterfeld DB ..................416Anwendung.......................................................................... 416Konfigurationseinstellung..................................................... 417

Verriegelung für 1 1/2-Leistungsschalter BH ............................418Anwendung.......................................................................... 418Konfigurationseinstellung..................................................... 419

Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV................................419

Abschnitt 14 Signalvergleich........................................................... 421Signalvergleichsverfahren für Distanz- und ÜberstromschutzZCPSCH.......................................................................................421

Identifizierung............................................................................ 421Anwendung................................................................................421

Blockierverfahren................................................................. 422Freigabeverfahren................................................................ 423Direkte Mitnahmeverfahren.................................................. 426

Einstellrichtlinien........................................................................427Blockierverfahren................................................................. 427Mitnahmeverfahren mit Freigabesignal................................ 428Freigabeverfahren mit Übergreifzone...................................428Deblockierverfahren............................................................. 428Direkte Mitnahmeverfahren.................................................. 428

Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeislogik fürDistanzschutz 3 Leiter ZCRWPSCH ........................................... 429


Stromrichtungsumkehr-Logik............................................... 429Schwacheinspeiselogik (Weak End Infeed logic).................430

Inhaltsverzeichnis


Einstellrichtlinien........................................................................431Stromrichtungsumkehr-Logik............................................... 431Schwacheinspeiselogik (Weak End Infeed logic).................432

Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPSCH...................................432Identifizierung............................................................................ 432Anwendung................................................................................432Einstellrichtlinien........................................................................433

Signalvergleichsverfahren für Erdfehlerschutz ECPSCH ............ 434Kennung.................................................................................... 434Anwendung................................................................................434Einstellrichtlinien........................................................................435

Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik fürErdfehlerschutz ECRWPSCH ......................................................436


Fehlerstromrichtungsumkehrlogik........................................ 436Schwacheinspeiselogik (Weak End Infeed logic).................437

Einstellrichtlinien........................................................................437Stromrichtungsumkehr......................................................... 438Schwacheinspeisung (Weak-End Infeed)............................ 439

Abschnitt 15 Logik........................................................................... 441Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC ..... 441


Dreipolige Auslösung .......................................................... 442Ein- und/oder dreipolige Auslösung..................................... 443Ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung.................................. 445Sperrung...............................................................................445Blockieren des Funktionsblocks........................................... 445

Einstellrichtlinien........................................................................445Auslösematrixlogik TMAGAPC.....................................................446


Logik für Gruppenalarm ALMCALH..............................................447Kennung.................................................................................... 447Anwendung................................................................................447Einstellrichtlinien........................................................................447

Logik für Gruppenalarm WRNCALH.............................................448Kennung.................................................................................... 448

Anwendung.......................................................................... 448Einstellrichtlinien...................................................................448

Logik für Gruppenanzeige INDCALH........................................... 448

Inhaltsverzeichnis


Kennung.................................................................................... 448Anwendung.......................................................................... 448Einstellrichtlinien...................................................................448

Konfigurierbare Logikblöcke......................................................... 449Anwendung................................................................................449

Konfiguration........................................................................ 449Funktionsblock für konstante Signale FXDSIGN..........................451


Umwandlung von Boolescher 16 zu Ganzzahl B16I.................... 452Kennung.................................................................................... 452Anwendung................................................................................452

BTIGAPC - Umwandlung von Boolesche 16 zu Ganzzahl mitDarstellung logischer Knoten........................................................453


Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 (IB16)................... 455Kennung.................................................................................... 455Anwendung................................................................................455

Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 mit Darstellunglogischer Knoten ITBGAPC.......................................................... 456


Ablaufzeitintegrator mit Grenzwertüberschreitung undÜberlaufüberwachung TEIGAPC..................................................457


Abschnitt 16 Überwachung............................................................. 459Messung....................................................................................... 459

Kennung.................................................................................... 459Anwendung................................................................................459Nullpunktunterdrückung.............................................................461Einstellrichtlinien........................................................................462

Einstellungsbeispiele............................................................465Isoliergasüberwachung SSIMG.................................................... 472


Isoliergasüberwachung SSIML.....................................................473Identifizierung............................................................................ 473Anwendung................................................................................473

Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR........................ 473Kennung.................................................................................... 473

Inhaltsverzeichnis


Anwendung ...............................................................................473Einstellrichtlinien........................................................................477

Einstellvorgang am Gerät.....................................................477Ereignisfunktion EVENT............................................................... 478


Stördatenaufzeichnung DRPRDRE..............................................479Identifizierung............................................................................ 480Anwendung................................................................................480Einstellrichtlinien........................................................................481

Aufzeichnungslängen........................................................... 483Binäre Eingangssignale........................................................484Analoge Eingangssignale.....................................................485Unterfunktionsparameter......................................................486Berücksichtigung.................................................................. 486

Statusbericht des Logiksignals BINSTATREP............................. 487Identifizierung............................................................................ 487Anwendung................................................................................487Einstellrichtlinien........................................................................488

LMBRFLO - Fehlerortung............................................................. 488Identifizierung............................................................................ 488Anwendung................................................................................488Einstellrichtlinien........................................................................489

Anschluss von Analogströmen............................................. 490Grenzwertzähler L4UFCNT.......................................................... 491


Einstellrichtlinien...................................................................492

Abschnitt 17 Messung..................................................................... 493Impulszählerlogik PCFCNT.......................................................... 493


Funktion für Energiemessung und BedarfsbehandlungETPMMTR....................................................................................494


Abschnitt 18 Stationskommunikation.............................................. 497Protokolle der 670 Serie............................................................... 497IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll..................................... 497

Inhaltsverzeichnis


Anwendung IEC 61850-8-1....................................................... 497Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV................................499Einstellrichtlinien........................................................................499Generische Kommunikationsfunktion für EinzelmeldungSPGAPC, SP16GAPC...............................................................499

Anwendung.......................................................................... 499Einstellrichtlinien...................................................................499

Generische Kommunikationsfunktion für Messwerte MVGAPC499Anwendung.......................................................................... 499Einstellrichtlinien...................................................................500

IEC 61850-8-1 redundante Stationsbus-Kommunikation.......... 500Kennung............................................................................... 500Anwendung.......................................................................... 500Einstellrichtlinien...................................................................501

Kommunikationsprotokoll gemäß IEC 61850-9-2LE.................... 502Einführung................................................................................. 502Einstellrichtlinien........................................................................505

Spezifische Einstellungen in Bezug auf dieIEC 61850-9-2LE Kommunikation........................................505Kommunikationsverlust........................................................ 506Einstellbeispiele für IEC 61850-9-2LE undZeitsynchronisierung............................................................ 510

LON-Kommunikationsprotokoll.....................................................515Anwendung................................................................................515

SPA-Kommunikationsprotokoll..................................................... 516Anwendung................................................................................516Einstellrichtlinien........................................................................518

IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll................................. 519Anwendung................................................................................519

MULTICMDRCV und MULTICMDSND........................................ 527Kennung.................................................................................... 527Anwendung................................................................................527Einstellrichtlinien........................................................................527

Einstellung............................................................................527

Abschnitt 19 Kommunikation zur Gegenseite................................. 529Übertragung binäres Signal..........................................................529


Kommunikationshardware-Lösungen...................................529Einstellrichtlinien........................................................................531

Abschnitt 20 Grundfunktionen des IED........................................... 535

Inhaltsverzeichnis


ATHSTAT - Autorisierungsstatus................................................. 535Anwendung................................................................................535

CHNGLCK - Änderungssperre..................................................... 535Anwendung................................................................................535

Dienstverweigerung (denial of service, DOS)...............................536Anwendung................................................................................536Einstellrichtlinien........................................................................537

IED-Identifikatoren........................................................................537Anwendung................................................................................537

Produktinformationen................................................................... 537Anwendung................................................................................537Werkseinstellungen................................................................... 538

Messwert-Expansionsblock RANGE_XP......................................538Kennung.................................................................................... 538Anwendung................................................................................539Einstellrichtlinien........................................................................539

Parametersätze............................................................................ 539Anwendung................................................................................539Einstellrichtlinien........................................................................540

Nennfrequenz des Netzes - PRIMVAL......................................... 540Kennung.................................................................................... 540Anwendung................................................................................540Einstellrichtlinien........................................................................540

3PHSUM - Summationsbaustein 3phasig.................................... 540Anwendung................................................................................541Einstellrichtlinien........................................................................541

Global definierte Werte GBASVAL............................................... 541Identifizierung............................................................................ 541Anwendung................................................................................541Einstellrichtlinien........................................................................542

Signalmatrix für Binäreingänge (SMBI)........................................ 542Anwendung................................................................................542Einstellrichtlinien........................................................................542

SMBO - Signalmatrix für Binärausgänge .....................................542Anwendung................................................................................542Einstellrichtlinien........................................................................543

SMMI - Signalmatrix für mA-Eingänge......................................... 543Anwendung................................................................................543Einstellrichtlinien........................................................................543

SMAI - Signalmatrix für Analogeingänge......................................543Anwendung................................................................................543Frequenzwerte...........................................................................543Einstellrichtlinien........................................................................545

Inhaltsverzeichnis


Testmodus-Funktionalität TEST................................................... 550Anwendung................................................................................550

Testmodus gemäß IEC 61850-Protokoll.............................. 550Einstellrichtlinien........................................................................551

Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste...............................552Anwendung................................................................................552

Zeitsynchronisierung.................................................................... 553Anwendung................................................................................553Einstellrichtlinien........................................................................554

Synchronisierung über Prozessbus IEC 61850-9-2LE.........555

Abschnitt 21 Anforderungen............................................................557Anforderungen an den Stromwandler...........................................557

Einteilung der Stromwandler..................................................... 557Bedingungen............................................................................. 558Fehlerstrom............................................................................... 559Sekundärer Zuleitungswiderstand und Zusatzbürde.................559Allgemeine Anforderungen an Stromwandler............................560Anforderungen an die Nennbürde bzw. Kniepunktspannung....560

Schalterversagerschutz........................................................560Ungerichteter unverzögerter Leiter-Überstrom- undErdfehlerschutz mit unabhängiger Charakteristik.................561Ungerichteter verzögerter Leiter-Überstrom- undErdfehlerschutz mit abhängiger Charakteristik.....................562Gerichteter Leiter-Überstrom- und Erdfehlerschutz............. 563

Anforderungen an Stromwandler gemäß anderer Normen....... 563Stromwandler gemäß IEC 61869-2, Klasse P, PR...............563Stromwandler entsprechend IEC 61869-2, Klasse PX,PXR (und alte Norm IEC 60044-6, Klasse TPS sowie altebritische Norm, Klasse X).....................................................564Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE..............................564

Anforderungen an Spannungswandler......................................... 565Anforderungen an den SNTP-Server........................................... 565Anforderungen an die IEC 61850-9-2LE Merging Units .............. 566

Abschnitt 22 Glossar....................................................................... 567

Inhaltsverzeichnis


Abschnitt 1 Einführung

1.1 Dieses Handbuch

Das Anwendungs-Handbuch enthält nach Funktionen sortierteApplikationsbeschreibungen und Einstellungshinweise. Das Handbuch kann benutztwerden, um herauszufinden, wann und für welchen Zweck eine typischeSchutzfunktion verwendet werden kann. Das Handbuch kann außerdemUnterstützung bei der Einstellberechnung liefern.

1.2 Zielgruppe

Dieses Handbuch richtet sich an den Schutz- und Steuerungstechniker, der fürPlanung, Pre-Engineering und Engineering verantwortlich ist.

Der Schutz- und Steueringenieur muss Erfahrung mit Elektroenergietechnik undKenntnisse über verwandte Techniken, etwa Schutzschemen undKommunikationsprinzipien, haben.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 1Einführung


1.3 Produktunterlagen

1.3.1 Produktunterlagen

IEC07000220-4-en.vsd

Pla

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auf

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Anwendungs-Handbuch

Benutzerhandbuch

Installations-Handbuch

Engineering-Handbuch

Kommunikationsprotokoll-Handbuch

Richtlinie zur Cyber-Sicherheit

Technisches Handbuch

Inbetriebnahme-Handbuch

IEC07000220 V4 DE

Abb. 1: Die vorgesehene Nutzung von Handbüchern imProduktlebenszyklus

Das Engineering-Handbuch enthält Anleitungen zur technischen Anwendung derIEDs unter Verwendung der verschiedenen Tools innerhalb der PCM600-Software.Außerdem enthält es Beschreibungen zum Aufbau und Erstellen eines PCM600-Projekts und zum Einfügen von IEDs in die Projektstruktur. Das Handbuch empfiehltauch die Reihenfolge zur technischen Umsetzung der Schutz- und Steuerfunktionen,LHMI-Funktionen sowie das Kommunikationsengineering für IEC 60870-5-103,IEC 61850 und DNP3.

Das Installations-Handbuch enthält Anleitungen zur Montage und Installation desIED. Das Handbuch gibt Hinweise für die mechanische und elektrische Installationdes Gerätes. Die Kapitel sind chronologisch in der Reihenfolge gegliedert, wie dasIED zu installieren ist.

Abschnitt 1 1MRK 511 310-UDE -Einführung


Das Inbetriebnahme-Handbuch enthält Anweisungen zur Inbetriebnahme des IED.Das Handbuch kann auch von Systemtechnikern und Wartungspersonal als Referenzwährend der Testphase herangezogen werden. Das Handbuch enthältVorgehensweisen für die Überprüfung von externen Verschaltungen und demAnschluss der Stromversorgung am IED, die Parametereinstellung und -konfiguration sowie die Überprüfung von Einstellungen mittels sekundärerEinspeisung. Im Handbuch ist der Prüfprozess für ein IED in einer nicht in Betriebbefindlichen Schaltanlage beschrieben. Die Kapitel sind chronologisch geordnet, undzwar in der Reihenfolge, in der das IED in Betrieb zu nehmen ist. DieVorgehensweisen dienen als Anleitung und Hilfestellung zu Service- undWartungsarbeiten.

Das Benutzerhandbuch enthält Anleitungen zum Betrieb des IED nach derInbetriebnahme. Die Anleitungen im Handbuch beziehen sich unter anderem aufÜberwachung, Steuerung und Einstellung des IED. In diesem Handbuch wird auchbeschrieben, wie Störungen erkannt werden können, und wie berechnete undgemessene Netzdaten eingesehen werden können, des Weiteren gibt es Hinweise, umdie Ursache eines Fehlers ausfindig zu machen.

Das Anwendungs-Handbuch enthält nach Funktionen sortierteApplikationsbeschreibungen und Einstellungshinweise. Das Handbuch kann benutztwerden, um herauszufinden, wann und für welchen Zweck eine typischeSchutzfunktion verwendet werden kann. Das Handbuch kann außerdemUnterstützung bei der Einstellberechnung liefern.

Im technischen Handbuch sind Applikations- und Funktionalitätsbeschreibungenenthalten sowie nach Funktionen sortierte Funktionsblöcke, Logikdiagramme, Ein-und Ausgangssignale, Einstellparameter und technische Daten aufgelistet. DasHandbuch lässt sich während der Engineering-, Installations- undInbetriebnahmephasen sowie im Normalbetrieb als technische Referenz nutzen.

Die Kommunikationsprotokoll-Handbücher beschreiben die verschiedenen vom IEDunterstützten Kommunikationsprotokolle. In den Handbüchern wird besonders aufanbieterspezifische Anwendungen eingegangen.

Das Datenpunktlisten Handbuch beschreibt Aussehen und Eigenschaften derspezifischen Datenpunkte für das IED. Das Handbuch sollte in Verbindung mit dementsprechenden Kommunikationsprotokoll-Handbuch verwendet werden.

Die Richtlinie zur Cyber-Sicherheit enthält Informationen zur Konzeption der Cyber-Sicherheit bei der Kommunikation mit dem IED. Beschrieben und entsprechend derFunktion aufgelistet werden die Zertifizierung, die Autorisierung mit einerrollenbasierten Zugriffssteuerung und das Produkt-Engineering für Cyper-Sicherheitin Bezug auf Ereignisse. Die Richtlinie lässt sich während der Engineering-,Installations- und Inbetriebnahmephasen sowie im Normalbetrieb als technischeReferenz nutzen.



1.3.2 DokumentenänderungsverzeichnisDokument geändert / am Historie-/Juli 2016 Erste Übersetzung von 1MRK 511 310-UEN

Version -

1.3.3 Zugehörige DokumenteDokumentation zu REC670 DokumentennummerAnwendungs-Handbuch 1MRK 511 310-UDE

Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 511 312-UDE

Produktdatenblatt 1MRK 511 313-BDE

Technisches Handbuch 1MRK 511 311-UDE

Typprüfzertifikat 1MRK 511 313-TEN

Handbücher 670 Serie DokumentennummerBenutzerhandbuch 1MRK 500 118-UDE

Engineering-Handbuch 1MRK 511 308-UDE

Installations-Handbuch 1MRK 514 019-UDE

Kommunikationsprotokoll-Handbuch,IEC 60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850Edition 1

1MRK 511 302-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850Edition 2

1MRK 511 303-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, LON 1MRK 511 305-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, SPA 1MRK 511 306-UEN

Zubehörhandbuch 1MRK 514 012-BEN

Richtlinie zur Cyber-Sicherheit 1MRK 511 309-UEN

Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 513 003-BEN

Testsystem, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

1.4 Verwendete Symbole und Dokumentkonventionen

1.4.1 Symbole

Das Elektrowarnsymbol weist auf eine Gefahr hin, die zu elektrischenSchlägen führen könnte.



Das Warnsymbol weist auf eine Gefahr hin, die zu Personenschädenführen könnte.

Das Symbol zur Warnung vor heißen Oberflächen weist auf hoheTemperaturen auf der Produktoberfläche hin.

Das Vorsichtssymbol weist auf wichtige Informationen oderWarnhinweise in Bezug auf das im Text erwähnte Konzept hin. Dieskann ein Hinweis auf das Vorhandensein einer Gefahr sein, die zuBeschädigungen von Software, Gerätschaft oder Eigentum führenkönnte.

Das Informationssymbol weist den Leser auf wichtige Fakten undBedingungen hin.

Das Tippsymbol weist auf Ratschläge hin, z. B. bezüglichAnweisungen zur Erstellung von Projekten oder Benutzungbestimmter Funktionen.

Obwohl Gefahrenwarnungen auf die Möglichkeit von auftretenden Personenschädenhinweisen, sollte man sich stets vor Augen halten, dass das Bedienen beschädigterGeräte unter bestimmten Umständen zu eingeschränkter Gerätefunktionsweiseführen kann und infolgedessen zu Personenschäden mit Todesfolge führen kann. Esist wichtig, dass der Benutzer allen Warn- und Vorsichtshinweisen genauestens Folgeleistet.

1.4.2 Dokumentkonventionen

• Die in diesem Handbuch enthaltenen Abkürzungen und Akronyme sind imGlossar erläutert. Das Glossar enthält außerdem wichtige Begriffsdefinitionen.

• Die Drucktasten-Navigation in der LHMI-Menüstruktur wird mithilfe derDrucktastensymbole dargestellt.Beispiel: Benutzen Sie und zum Navigieren zwischen den Optionen.

• LHMI-Menüpfade werden fett gedruckt dargestellt.Beispiel: Wählen Sie Hauptmenü/Einstellungen.

• LHMI-Meldungen werden mit dem Schrifttyp Courier angezeigt.Beispiel: Speichern Sie die Änderungen im nichtflüchtigen Speicher, indem SieJa wählen. Drücken Sie dann auf .

• Parameternamen werden kursiv angezeigt.



Beispiel: Die Funktion kann mit der Einstellung Funktion aktiviert oderdeaktiviert werden.

• Jedes Funktionsblocksymbol zeigt das verfügbare Eingangs-/Ausgangssignalan.• Das Zeichen ^ vor einem Eingangs-/Ausgangssignalnamen zeigt an, dass

der Signalname mit der PCM600-Software angepasst werden kann.• Das Zeichen * nach der Bezeichnung eines Eingangs- oder

Ausgangssignalnamens zeigt an, dass das Signal mit einem anderenFunktionsblock in der Anwendungskonfiguration verbunden sein muss,um eine gültige Anwendungskonfiguration zu erzielen.

• Logikdiagramme beschreiben die Signallogik in den Funktionsblöcken und sinddurch gestrichelte Linien abgegrenzt.• Signale in einem Rahmen mit einem schattierten Bereich rechts

repräsentieren Einstellungsparametersignale, die nur über das PST oder dieLHMI eingestellt werden können.

• Wenn ein interner Signalpfad nicht mit einer durchgehenden Liniegezeichnet werden kann, wird das Suffix -int zum Signalnamenhinzugefügt, um anzuzeigen, wo das Signal beginnt und fortgesetzt wird.

• Signalpfade, die über das Logikdiagramm hinausreichen und in einemanderen Diagramm fortgesetzt werden, haben das Suffix -cont.

1.4.3 IEC 61850 Edition 1 / Edition 2 ZuordnungTabelle 1: IEC61850 Edition 1 / Edition 2 Zuordnung

Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenAEGPVOC AEGGAPC AEGPVOC

AGSAL SECLLN0AGSAL

AGSAL

ALMCALH ALMCALH

ALTIM ALTIM

ALTMS ALTMS

ALTRK ALTRK

BCZSPDIF BCZSPDIF BCZSPDIF

BCZTPDIF BCZTPDIF BCZTPDIF

BDCGAPC SWSGGIO BDCGAPC

BRCPTOC BRCPTOC BRCPTOC

BTIGAPC B16IFCVI BTIGAPC

BUSPTRC_B1 BBSPLLN0BUSPTRC

LLN0BUSPTRC

BUSPTRC_B2 BUSPTRC BUSPTRC




Tabelle wird auf der nächsten Seite fortgesetzt



Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenBUSPTRC_B6 BUSPTRC BUSPTRC



















BUTPTRC_B1 BBTPLLN0BUTPTRC

LLN0BUTPTRC

BUTPTRC_B2 BUTPTRC BUTPTRC







BZNSPDIF_A BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNSPDIF_B BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNTPDIF_A BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

BZNTPDIF_B BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

CBPGAPC CBPLLN0CBPMMXUCBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

LLN0CBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenCCPDSC CCRPLD CCPDSC

CCRBRF CCRBRF CCRBRF

CCSRBRF CCSRBRF CCSRBRF

CCSSPVC CCSRDIF CCSSPVC

CMMXU CMMXU CMMXU

CMSQI CMSQI CMSQI

COUVGAPC COUVLLN0COUVPTOVCOUVPTUV

LLN0COUVPTOVCOUVPTUV

CVGAPC GF2LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

CVMMXN CVMMXN CVMMXN

DPGAPC DPGGIO DPGAPC

DRPRDRE DRPRDRE DRPRDRE

ECPSCH ECPSCH ECPSCH

ECRWPSCH ECRWPSCH ECRWPSCH

EF4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

EFPIOC EFPIOC EFPIOC

ETPMMTR ETPMMTR ETPMMTR

FDPSPDIS FDPSPDIS FDPSPDIS

FMPSPDIS FMPSPDIS FMPSPDIS

FRPSPDIS FPSRPDIS FPSRPDIS

FTAQFVR FTAQFVR FTAQFVR

FUFSPVC SDDRFUF FUFSPVC

GENPDIF GENPDIF LLN0GENGAPCGENPDIFGENPHARGENPTRC

GOPPDOP GOPPDOP LLN0GOPPDOPPH1PTRC

GRPTTR GRPTTR LLN0GRPTTRGRPTUC

GSPTTR GSPTTR GSPTTR




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenGUPPDUP GUPPDUP LLN0

GUPPDUPPH1PTRC

HZPDIF HZPDIF HZPDIF

INDCALCH INDCALH

ITBGAPC IB16FCVB ITBGAPC

L3CPDIF L3CPDIF LLN0L3CGAPCL3CPDIFL3CPHARL3CPTRC

L4UFCNT L4UFCNT L4UFCNT

L6CPDIF L6CPDIF LLN0L6CGAPCL6CPDIFL6CPHARL6CPTRC

LAPPGAPC LAPPLLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LCCRPTRC LCCRPTRC LCCRPTRC

LCNSPTOC LCNSPTOC LCNSPTOC

LCNSPTOV LCNSPTOV LCNSPTOV

LCP3PTOC LCP3PTOC LCP3PTOC

LCP3PTUC LCP3PTUC LCP3PTUC

LCPTTR LCPTTR LCPTTR

LCZSPTOC LCZSPTOC LCZSPTOC

LCZSPTOV LCZSPTOV LCZSPTOV

LD0LLN0 LLN0 LLN0

LDLPSCH LDLPDIF LDLPSCH

LDRGFC STSGGIO LDRGFC

LEXPDIS LEXPDIS LLN0LEXPDISLEXPTRC

LFPTTR LFPTTR LFPTTR

LMBRFLO LMBRFLO LMBRFLO

LOVPTUV LOVPTUV LOVPTUV

LPHD LPHD LPHD

LT3CPDIF LT3CPDIF LLN0LT3CGAPCLT3CPDIFLT3CPHARLT3CPTRC

LT6CPDIF LT6CPDIF LLN0LT6CGAPCLT6CPDIFLT6CPHARLT6CPTRC




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenMVGAPC MVGGIO MVGAPC

NS2PTOC NS2LLN0NS2PTOCNS2PTRC

LLN0NS2PTOCNS2PTRC

NS4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRPH1PTOC

OC4PTOC OC4LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

OEXPVPH OEXPVPH OEXPVPH

OOSPPAM OOSPPAM LLN0OOSPPAMOOSPTRC

OV2PTOV GEN2LLN0OV2PTOVPH1PTRC

LLN0OV2PTOVPH1PTRC

PAPGAPC PAPGAPC PAPGAPC

PCFCNT PCGGIO PCFCNT

PH4SPTOC OCNDLLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

LLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

PHPIOC PHPIOC PHPIOC

PRPSTATUS RCHLCCH RCHLCCHSCHLCCH

PSLPSCH ZMRPSL PSLPSCH

PSPPPAM PSPPPAM LLN0PSPPPAMPSPPTRC

QCBAY QCBAY LLN0

QCRSV QCRSV QCRSV

REFPDIF REFPDIF REFPDIF

ROTIPHIZ ROTIPHIZ LLN0ROTIPHIZROTIPTRC

ROV2PTOV GEN2LLN0PH1PTRCROV2PTOV

LLN0PH1PTRCROV2PTOV

SAPFRC SAPFRC SAPFRC

SAPTOF SAPTOF SAPTOF

SAPTUF SAPTUF SAPTUF

SCCVPTOC SCCVPTOC SCCVPTOC

SCILO SCILO SCILO

SCSWI SCSWI SCSWI




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenSDEPSDE SDEPSDE LLN0

SDEPSDESDEPTOCSDEPTOVSDEPTRC

SESRSYN RSY1LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

SINGLELCCH SCHLCCH

SLGAPC SLGGIO SLGAPC

SMBRREC SMBRREC SMBRREC

SMPPTRC SMPPTRC SMPPTRC

SP16GAPC SP16GGIO SP16GAPC

SPC8GAPC SPC8GGIO SPC8GAPC

SPGAPC SPGGIO SPGAPC

SSCBR SSCBR SSCBR

SSIMG SSIMG SSIMG

SSIML SSIML SSIML

STBPTOC STBPTOC STBPTOC

STEFPHIZ STEFPHIZ STEFPHIZ

STTIPHIZ STTIPHIZ STTIPHIZ

SXCBR SXCBR SXCBR

SXSWI SXSWI SXSWI

T2WPDIF T2WPDIF LLN0T2WGAPCT2WPDIFT2WPHART2WPTRC

T3WPDIF T3WPDIF LLN0T3WGAPCT3WPDIFT3WPHART3WPTRC

TCLYLTC TCLYLTC TCLYLTC

TCMYLTC TCMYLTC TCMYLTC

TEIGAPC TEIGGIO TEIGAPC

TMAGAPC TMAGGIO TMAGAPC

TR1ATCC TR1ATCC TR1ATCC

TR8ATCC TR8ATCC TR8ATCC

TRPTTR TRPTTR TRPTTR

UV2PTUV GEN2LLN0PH1PTRCUV2PTUV

LLN0PH1PTRCUV2PTUV

VDCPTOV VDCPTOV VDCPTOV

VDSPVC VDRFUF VDSPVC




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenVMMXU VMMXU VMMXU

VMSQI VMSQI VMSQI

VNMMXU VNMMXU VNMMXU

VRPVOC VRLLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

LLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

VSGAPC VSGGIO VSGAPC

WRNCALH WRNCALH

ZC1PPSCH ZPCPSCH ZPCPSCH

ZC1WPSCH ZPCWPSCH ZPCWPSCH

ZCLCPSCH ZCLCPLAL LLN0ZCLCPSCH

ZCPSCH ZCPSCH ZCPSCH

ZCRWPSCH ZCRWPSCH ZCRWPSCH

ZCVPSOF ZCVPSOF ZCVPSOF

ZGVPDIS ZGVLLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

LLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

ZMCAPDIS ZMCAPDIS ZMCAPDIS

ZMCPDIS ZMCPDIS ZMCPDIS

ZMFCPDIS ZMFCLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMFPDIS ZMFLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMHPDIS ZMHPDIS ZMHPDIS

ZMMAPDIS ZMMAPDIS ZMMAPDIS

ZMMPDIS ZMMPDIS ZMMPDIS

ZMQAPDIS ZMQAPDIS ZMQAPDIS

ZMQPDIS ZMQPDIS ZMQPDIS

ZMRAPDIS ZMRAPDIS ZMRAPDIS

ZMRPDIS ZMRPDIS ZMRPDIS

ZMRPSB ZMRPSB ZMRPSB

ZSMGAPC ZSMGAPC ZSMGAPC



Abschnitt 2 Anwendung

2.1 Allgemeine Angaben zum Gerät.

REC670 wird zur Steuerung, zum Schutz und zur Überwachung verschiedenerAusführungen von Feldern in Hochspannungsnetzen verwendet. Das Gerät istbesonders geeignet für Anwendungen in Systemen, wo IEC 61850–8–1 Ed 1 oder Ed2 Stationsbusfunktionen der REC670 vollständig eingesetzt werden können. Es wirdfür die stationsweite Verriegelung über GOOSE-Mitteilungen und vertikale Client-Server-MMS-Kommunikation an eine lokale Station oder an einen fernen SCADA-Bedienplatz verwendet. Dies unterstützt die Architektur mit verteilten Steuergerätenin allen Feldern mit hohen Anforderungen an die Zuverlässigkeit. RedundanteKommunikation wird durch eine eingebaute PRP-Funktion erreicht, die in Stern- oderRingbus-Architekturen verwendet werden kann. REC670 kann bei allenSpannungsebenen verwendet werden. Es eignet sich für die Steuerung von sämtlichenGeräten in allen Arten von Schaltanlagen.

Die Steuerung wird von fern (SCADA/Station) über die IEC 61850–8–1 Ed1 oderEd2 Stationskommunikation oder über die lokale eingebaute Multi-Display-HMIdurchgeführt. Maßnahmen zur Cyber-Sicherheit werden implementiert, um densicheren autonomen Betrieb der Schutz- und Steuerfunktionen auch bei auftretendenCyber-Attacken sicherzustellen. Für alle gängigen Arten von Schaltanlagen sindverschiedene vorkonfigurierte Steuerungen und Verriegelungen vorhanden. EinREC670 Steuergerät kann für Anwendungen mit einem Feld oder mehreren Felderneingesetzt werden. Der Steuerungsbetrieb basiert auf dem Prinzip "Auswählen –Ausführen", um eine hohe Sicherheit zu erzielen. Es sind Synchronkontroll-Funktionen verfügbar, um die optimale Einschaltung der Leistungsschalter imrichtigen Moment sowohl in synchronen als auch in asynchronen Netzen zuunterstützen.

Eine Anzahl von Schutzfunktionen steht für verschiedene Stationstypen undSammelschienen-Anordnungen zur Verfügung. REC670 besitzt z. B. bis zu sechsunverzögerte Leiter-Überstromschutzfunktionen, vierstufige Leiter-Überstrom- bzw.Leiter-Überstromrichtungsschutzfunktionen, thermische Überlast- undFrequenzschutzfunktionen, jeweils 2 Instanzen von zweistufigen Unter- undÜberspannungsschutzfunktionen, automatische Wiedereinschaltungsfunktionen undmehrere unterschiedliche Messfunktionen, um die betrieblichen Anforderungen zuerfüllen. Zusammen mit der lokalen Multi-Display-HMI, die eine oder mehrere Seitenpro Abgang anzeigen kann, ermöglicht dies den Einsatz von REC670 für den Schutzund die Steuerung von bis zu sechs Feldern in einer Schaltanlage.

Die automatische Wiedereinschaltung für ein-, zwei- bzw. dreipoligesWiedereinschalten umfasst Prioritätskreise für Mehrfach-Leistungsschalteranordnungen. Sie arbeitet mit der Synchronkontrolle mit schneller

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 2Anwendung


oder verzögerter automatischer Wiedereinschaltung zusammen. Es sind mehrereSchalterversagerschutzfunktionen verfügbar, um eine von anderen Schutzgerätenunabhängige Schutzfunktion zu bieten. Dies ist auch möglich für einen komplettenDiameter bei Eineinhalb-Leistungsschalteranordnungen.

Stördatenaufzeichnung und der Fehlerorter können unabhängige Nach-Fehler-Analysen im Fall einer Störung im Schutzsystem ermöglichen.

Duplex-Kommunikationskanäle für die Übertragung von bis zu 192 Binärsignalensind auf jeder Datenkommunikationskarte (LDCM) verfügbar. TypischeAnwendungen sind die Kommunikation zwischen Geräten der 670 Serie in derStation oder mit 670 Serie in einer Gegenstation als ferne E/A.

REC670 kann auch in Anwendungen mit dem IEC 61850-9-2LE Prozessbus mit biszu sechs Merging-Units (MU) eingesetzt werden.

Die Logik wird mit einem graphischen Tool vorbereitet. Die programmierbareLogikfunktion ermöglicht besondere Anwendungen wie automatisches Öffnen vonTrennern in Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen, Einschalten vonLeistungsschalter-Ring-Sammelschienen, Lastumschaltungslogik usw. Dasgrafische Konfigurations-Tool gewährleistet einfaches und schnelles Prüfen undInbetriebnehmen.

2.2 Hauptschutzfunktionen

2 = Anzahl der Basisinstanzen0-3 = Optionale Anzahl3-A03

= in der Ausführung A03 enthaltene, optionale Funktion (siehe Bestelldetails)

IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung

REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

Differentialschutz

HZPDIF 87 1-phasiger Hochimpe‐danz-Differentialschutz

0-6 3-A02 3-A02 3-A02 6-A07

Abschnitt 2 1MRK 511 310-UDE -Anwendung


2.3 Reserve-Schutzfunktionen


REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

Stromschutz

PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz

0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53

OC4PTOC 51_671) Vierstufiger Leiter-Über‐stromschutz

0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53

EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfeh‐lerschutz

0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53

EF4PTOC 51N67N2)

Vierstufiger Erdfehler‐schutz

0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53

NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensys‐tem-Überstromschutz(Schieflastschutz)

0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53

SDEPSDE 67N Empfindlicher Erdfehler-und Nullleistungsrich‐tungsschutz

0-6 1-C16 1–C16 1-C16 1-C16

LCPTTR 26 Thermischer Überlast‐schutz, eine Zeitkon‐stante, Celsius

0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53

LFPTTR 26 Thermischer Überlast‐schutz, eine Zeitkon‐stante, Fahrenheit

0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53

(TRPTTR) 49 Thermischer Überlast‐schutz, zwei Zeitkons‐tanten

0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53

CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53

STBPTOC 50STB T-Zonenschutz 0-3

CCPDSC 52PD Polgleichlaufschutz 0-6 1 1 2 3

GUPPDUP 37 Unterleistungsrich‐tungsschutz

0-2 1-C17 1-C17 1-C17 1-C17

GOPPDOP 32 Überleistungsrichtungs‐schutz

0-2 1-C17 1-C17 1-C17 1-C17

BRCPTOC 46 Leiterbrucherkennung 0-1 1 1 1 1

CBPGAPC Kondensatorbatterie‐schutz

0-3

VRPVOC 51V SpannungsabhängigerÜberstromschutz

0-3

Spannungsschutz:

UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspan‐nungsschutz

0-2 2-D02 2-D02 2-D02 2-D02





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspan‐nungsschutz

0-2 2-D02 2-D02 2-D02 2-D02

ROV2PTOV 59N Zweistufiger Verlage‐rungsspannungsschutz

0-2 2-D02 2-D02 2-D02 2-D02

VDCPTOV 60 Spannungsdifferential‐schutz

0-6 2 2 2 2

LOVPTUV 27 Spannungsausfall‐schutz

0-2 1 1 1 2

Frequenzschutz

SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01

SAPTOF 81 Überfrequenzschutz 0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01

SAPFRC 81 Frequenzänderungs‐schutz

0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01

FTAQFVR 81A Frequenzzeit-Akkumu‐lationsschutz

0-12

Multifunktionsschutz

CVGAPC Allgemeiner Strom- undSpannungsschutz

0-9 4-F01 4-F01 4-F01 4-F01

Allgemeine Berechnung

SMAIHPAC Mehrzweckfilter 0-6

1) 67 Spannung erforderlich2) 67N Spannung erforderlich

2.4 Steuerungs- und Überwachungsfunktionen


REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

Steuerung

SESRSYN 25 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfungund Synchronisierung

0-6, 0-2 1 1 2 3

SMBRREC 79 Automatische Wiedereinschaltung 0-6, 0-4 1-H04 1-H04 2-H05 3-H06

APC8 3 Schaltgerätesteuerung für ein ein‐zelnes Feld, max. 8 Schaltgeräte(davon 1 Leistungsschalter) einschl.Verriegelung

1 1 1





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

APC15 3 Schaltgerätesteuerung für ein ein‐zelnes Feld, max. 15 Schaltgeräte(davon 2 Leistungsschalter) einschl.Verriegelung

1 1

APC30 3 Schaltgerätesteuerung für bis zu 6Felder, max. 30 Schaltgeräte (davon6 Leistungsschalter) einschl. Verrie‐gelung

1 1

QCBAY Schaltgerätesteuerung 1+5/APC30 1 1 1 1+5/APC3

0

LOCREM Handhabung der LR-Schalterpositi‐onen

1+5/APC30 1 1 1 1+5/APC3

0

LOCREMCTRL Verwaltung Ort- oder Fernsteuerung 1+5/APC30 1 1 1 1+5/APC3

0

TR1ATCC 90 Automatische Spannungskontrollefür Stufenschalter, Einzelsteuerung

0-4 1-H11 1-H11 1-H11 2-H16

TR8ATCC 90 Automatische Spannungskontrollefür Stufenschalter, Parallelsteuerung

0-4 1-H15 1-H15 1-H15 2-H18

TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung desStufenschalters, 6 binäre Eingänge

0-4 4 4 4 4

TCLYLTC 84 Steuerung und Überwachung desStufenschalters, 32 binäre Eingänge

0-4 4 4 4 4

SLGAPC Logikwahlschalter zur Funktionsaus‐wahl und LHMI-Darstellung

15 15 15 15 15

VSGAPC Mini-Wahlschalter 20 20 20 20 20

DPGAPC Generische Kommunikationsfunkti‐on für Doppelmeldung

16 16 16 16 16

SPC8GAPC Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale 5 5 5 5 5

AUTOBITS AutomationBits, Befehlsfunktion fürDNP3.0

3 3 3 3 3

SINGLECMD Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4 4 4

VCTRSEND Horizontale Kommunikation überGOOSE für VCTR

1 1 1 1 1

GOO‐SEVCTRRCV

Horizontale Kommunikation überGOOSE für VCTR

7 7 7 7 7

I103CMD Funktionsbefehle für IEC60870-5-103

1 1 1 1 1

I103GENCMD Funktionsbefehle allgemein für IEC60870-5-103

50 50 50 50 50

I103POSCMD Geräte-Schaltbefehle mit Stellungund Anwahl für IEC 60870-5-103

50 50 50 50 50

I103IEDCMD Geräte-Befehle für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

I103USRCMD Funktionsbefehle benutzerdefiniertfür IEC 60870-5-103

1 1 1 1 1

Sekundärsystem-Überwachung

CCSSPVC 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 0-5 1 1 2 3

FUFSPVC Spannungswandlerkreis-Überwa‐chung

0-4 3 3 3 3

VDSPVC 60 Spannungswandlerkreis-Überwa‐chung basierend auf Spannungsdif‐ferenz

0-4 1-G03 1-G03 1-G03 1-G03

Logik

SMPPTRC 94 Auslöselogik 1-6 6 6 6 6

TMAGAPC Auslösematrixlogik 12 12 12 12 12

ALMCALH Logik für Gruppenalarm 5 5 5 5 5

WRNCALH Logik für Gruppenwarnung 5 5 5 5 5

INDCALH Logik für Gruppenanzeige 5 5 5 5 5

AND (UND), OR(ODER), INV,PULSETIMER(IMPULSZEIT‐GLIED), GATE(GATTER),TIMERSET(ZEITGLIED),XOR (EXKLU‐SIV-ODER),LLD, SRMEMO‐RY (SR-SPEI‐CHER), RSME‐MORY (RS-SPEICHER)

Konfigurierbare Logikblöcke 40-280 40-280

40-280

40-280

40-280

ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT, SRME‐MORYQT,RSMEMO‐RYQT, TIME‐RSETQT, PUL‐SETIMERQT,INVALIDQT,IND‐COMBSPQT,INDEXTSPQT

Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-1

SLGAPC,VSGAPC, AND,OR, PULSETI‐MER, GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV

Erweiterung Logikpakete 0-1





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

FXDSIGN Funktionsblock für feste Signale 1 1 1 1 1

B16I Umwandlung von Boolescher 16 zuInteger

18 18 18 18 18

BTIGAPC Umwandlung von Boolescher 16 zuInteger mit Darstellung logischerKnoten

16 16 16 16 16

IB16 Umwandlung von Integer zu Boole‐scher 16

18 18 18 18 18

ITBGAPC Umwandlung von Integer zu Boole‐scher 16 mit logischer Knotendar‐stellung

16 16 16 16 16

TEIGAPC Integrator für die abgelaufene Zeitmit Grenzwertüberschreitung undÜberlaufüberwachung

12 12 12 12 12

Überwachung

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Messungen 6 6 6 6 6

AISVBAS Referenzkanal für Winkelmessung 1 1 1 1 1

EREIGNIS Ereignisfunktion 20 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR

Störschreiber 1 1 1 1 1

SPGAPC Generische Kommunikationsfunkti‐on für Einzelmeldung

64 64 64 64 64

SP16GAPC Generische Kommunikationsfunkti‐on für Einzelmeldung 16 Eingänge

16 16 16 16 16

MVGAPC Generische Kommunikationsfunkti‐on für Messwerte

24 24 24 24 24

BINSTATREP Logik-Signalstatusbericht 3 3 3 3 3

RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66 66 66

SSIMG 63 Gasmedium-Überwachung 21 21 21 21 21

SSIML 71 Flüssigkeitsmedium-Überwachung 3 3 3 3 3

SSCBR Leistungsschalterzustandsüberwa‐chung

0-18 3-M13 3-M13 6-M15 9-M17

LMBRFLO Fehlerorter 0-1 1-M01 1-M01 1-M01 1-M01





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

)

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

I103MEAS Messwerte für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1

I103MEASUSR Messwerte benutzerdefinierte Sig‐nale für IEC 60870-5-103

3 3 3 3 3

I103AR Funktionsstatus automatische Wie‐dereinschaltung für IEC60870-5-103

1 1 1 1 1

I103EF Funktionsstatus Erdfehler für IEC60870-5-103

1 1 1 1 1

I103FLTPROT Funktionsstatus Netzfehlerschutz fürIEC 60870-5-103

1 1 1 1 1

I103IED Geräte-Status für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1

I103SUPERV Überwachungsmeldungen für Über‐tragung über IEC 60870-5-103

1 1 1 1 1

I103USRDEF Übertragung von benutzerdefinier‐ten Signalen im privaten Bereich vonIEC 60870-5-103

20 20 20 20 20

L4UFCNT Ereigniszähler mit Grenzwertüber‐wachung

30 30 30 30 30

Messung

PCFCNT Impulszählerlogik 16 16 16 16 16

ETPMMTR Funktion für die Energieberechnungund Nachfragebearbeitung

6 6 6 6 6

2.5 Kommunikation


REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

Stationskommunikation

LONSPA, SPA SPA Kommunikations‐protokoll

1 1 1 1 1

ADE LON 1 1 1 1 1

HORZCOMM Netzwerkvariablen überLON

1 1 1 1 1

PROTOCOL Kommunikationsauswahlzwischen SPA undIEC 60870-5-103 für SLM

1 1 1 1 1

RS485PROT Wahl der Betriebsart fürRS485

1 1 1 1 1





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

RS485GEN RS485 1 1 1 1 1

DNPGEN DNP3.0 allgemeinesKommunikationsprotokoll

1 1 1 1 1

DNPGENTCP DNP3.0 allgemeinesTCP-Kommunikations‐protokoll

1 1 1 1 1

CHSERRS485

DNP3.0 für EIA-485-Kommunikationsprotokoll

1 1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

DNP3.0 für TCP/IP-Kom‐munikationsprotokoll

1 1 1 1 1

CHSEROPT DNP3.0 für TCP/IP- undEIA-485-Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 für seriell Kom‐munikationsprotokoll

1 1 1 1 1

DNPFREC DNP3.0 Störungsberichtefür TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll

1 1 1 1 1

IEC 61850-8-1 Parameter für IEC 61850 1 1 1 1 1

GOO‐SEINTLKRCV

Horizontale Kommunika‐tion über GOOSE für Ver‐riegelung

59 59 59 59 59

GOOSE‐BINRCV

Binärsignalempfang fürGOOSE

16 16 16 16 16

GOO‐SEDPRCV

GOOSE-Funktionsblockfür den Empfang einerDoppelmeldung

64 64 64 64 64

GOO‐SEINTRCV

GOOSE-Funktionsblockfür den Empfang eines In‐tegerwerts

32 32 32 32 32

GOO‐SEMVRCV

GOOSE-Funktionsblockfür den Empfang vonMesswerten

60 60 60 60 60

GOO‐SESPRCV

GOOSE-Funktionsblockfür den Empfang einerEinzelmeldung

64 64 64 64 64

GOO‐SEVCTR‐CONF

Konfiguration für GO‐OSE-Empfang/Sendungvon Spannungsreglerda‐ten

1 1 1 1 1

VCTRSEND Horizontale Kommunika‐tion über GOOSE fürVCTR

1 1 1 1 1





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

GOO‐SEVCTRRCV

Horizontale Kommunika‐tion über GOOSE fürVCTR

7 7 7 7 7

MUL‐TICMDRCV,MUL‐TICMDSND

Multiple Befehle undÜbertragung

60/10 60/10 60/10 60/10 60/10

FRONT, LA‐NABI, LANAB,LANCDI,LANCD

Ethernet-Konfigurationvon Links

1 1 1 1 1

GATEWAY Ethernet-Konfigurationvon Link eins

1 1 1 1 1

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optischserielle Kommunikation

1 1 1 1 1

RS485103 IEC 60870-5-103 serielleKommunikation fürRS485

1 1 1 1 1

AGSAL Allgemeine Sicherheits‐anwendungs-Komponen‐te

1 1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1

LPHD Geräteinformationen 1 1 1 1 1

PCMACCS Geräte-Konfigurations‐protokoll

1 1 1 1 1

SECALARM Komponente für die Zu‐ordnung von Sicherheits‐ereignissen in Protokollenwie z. B. DNP3 undIEC 103

1 1 1 1 1

FSTACCS Feld Service Tool-Zugriffüber das SPA-Protokollmit Ethernet-Kommunika‐tion

1 1 1 1 1

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollie‐rungs-Parameter

1 1 1 1 1

ALTRK Service Tracking 1 1 1 1 1

SINGLELCCH Einzelner Ethernet-Port‐linkstatus

1 1 1 1 1

PRPSTATUS Zweifacher Ethernet-Portlinkstatus

1 1 1 1 1

Prozessbuskommunikati‐on IEC 61850-9-2 1)

PRP IEC 62439-3 parallelesRedundanz-Protokoll

0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03





REC670

REC

670

(A30

)

REC

670

(A31

REC

670

(B30

)

REC

670

(C30

)

Kommunikation zur Gegenseite

Binärsignalübertragungempfangen/senden

6/36 6/36 6/36 6/36 6/36

Übertragung von Analog‐daten vom LDCM

1 1 1 1 1

Empfang des Binärstatusvom LDCM der Gegen‐stelle

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3

Signalvergleichsschutz

ZCPSCH 85 Signalvergleichsverfah‐ren für Distanz- oderÜberstromschutz

0-1 1-K01 1-K01 1-K01 1-K01

ZCRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehrund Schwacheinspeiselo‐gik (WEI Logik) für Dis‐tanzschutz

0-1 1-K01 1-K01 1-K01 1-K01

ZCLCPSCH Lokale Beschleunigungs‐logik (Mitnahme überMessbereichserweite‐rung)

0-1 1-K01 1-K01 1-K01 1-K01

ECPSCH 85 Signalvergleichsverfah‐ren für Erdfehlerschutz

0-1 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53

ECRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehrund Schwacheinspeiselo‐gik für Erdfehlerschutz

0-1 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53

1) Nur für 9-2LE-Produkte

2.6 Grundfunktionen des Geräts

Tabelle 2: Grundfunktionen des Geräts

IEC 61850 oder Funkti‐onsname

Beschreibung

INTERRSIG Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

SELFSUPEVLST Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

TIMESYNCHGEN Zeitsynchronisierungsmodul

SYNCHBIN, SYNCH‐CAN, SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP, SYNCH‐SPA, SYNCHCMPPS

Zeitsynchronisierquelle

TIMEZONE Zeitzone





Beschreibung

DSTBEGIN, DSTE‐NABLE, DSTEND

Sommer-/Winterzeit-Einstellungen

IRIG-B Zeitsynchronisierung

SETGRPS Anzahl der Parametersätze

ACTVGRP Parametersätze

TESTMODE Testmodus

CHNGLCK Änderungssperrfunktion

SMBI Signalmatrix für Binäreingänge

SMBO Signalmatrix für Binärausgänge

SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge

SMAI1 - SMAI20 Signalmatrix für Analogeingänge

3PHSUM Dreiphasiger Summierungsblock

ATHSTAT Autoritätsstatus

ATHCHCK Autoritätsprüfung

AUTHMAN Autoritätsverwaltung

FTPACCS FTP-Zugriff mit Passwort

SPACOMMMAP SPA-Kommunikationszuordnung

SPATD Datum und Zeit per SPA-Protokoll

DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss

DOSLANAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB

DOSLANCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD

DOSSCKT Dienstverweigerung, Flusskontrolle am Anschluss

GBASVAL Globale Basiswerte für Einstellungen

PRIMVAL Primäre Systemdaten

ALTMS Zeit-Master-Überwachung

ALTIM Zeitmanagement

ALTRK Service tracking

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Parameter

FSTACCS Feld Service Tool-Zugriff per SPA-Protokoll über Ethernet

PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll

SECALARM Komponente für die Zuordnung von Sicherheitsereignissen in Protokollen wie z. B. DNP3 und IEC 103

DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunikationsprotokoll

DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kommunikationsprotokoll

CHSEROPT DNP3.0 für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll

MSTSER DNP3.0 für serielles Kommunikationsprotokoll

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optische serielle Kommunikation

RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommunikation für RS485

IEC 61850-8-1 Parametereinstellfunktion für IEC 61850





Beschreibung

HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON

LONSPA SPA-Kommunikationsprotokoll

LEDGEN Allgemeines LED-Anzeigeteil für LHMI



42

Abschnitt 3 Konfiguration

3.1 Einführung

Das IED kann in drei verschiedenen Ausführungen mit einer für den Anwendungsfallgeeigneten Konfiguration bestellt werden. Die Steuerungsanwendung erfordert in derRegel eine Anpassung der Verriegelungssignale, eine MIMIC-Anpassung an diespeziellen Anordnungen usw., weil z. B. die Verfügbarkeit der Erdungsschaltervariiert.

Die Hauptschutzfunktionen sind bei Auslieferung auf inaktiv gesetzt. Dieüblicherweise nicht verwendeten Reserveschutzfunktionen sind ebenfalls auf inaktivgesetzt.

Die Konfigurationen sind:

• Anordnung mit einem Leistungsschalter, einfache oder doppelteSammelschiene.

• Doppel-Sammelschienen-/Doppel-Leistungsschalter-Anordnung.• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung (vollständige Abdeckung).

Die E/A-Anzahl muss entsprechend für den für E/A vorgesehenenAnwendungsbereich der Doppel- und Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnungbestellt werden.

Die Konfiguration erfolgt für die komplette Steuerung und Messung in den Feldern.Eine Verriegelung wird bereitgestellt und so konfiguriert, dass sie bei Feldern mitGOOSE-Nachrichtenübertragung nach IEC61850-8-1 standardmäßig erfolgt.

Bei Komplettprojekten sind Einstellungen, Signalmatrix, MIMIC und Anwendungbereits konfiguriert. Bei Anordnungen mit einem Leistungsschalter sind zudem dieKonfigurationen für mehrere Zuleitungen und Sammelschienen-Kuppelschalterverfügbar und können einfach heruntergeladen werden.

Für das kontrollierte Schließen der Leistungsschalter ist eine Synchrocheck-Funktioninbegriffen.

Es wird empfohlen, Trennschalter und Erdungsschalter mit zweipoliger Schaltung zuverwenden, um unnötige Maßnahmen möglichst auszuschließen, etwa bei einemErdfehler im Steuerkreis.

Schutzfunktionen werden als Option angeboten und sind nicht konfiguriert.

Sämtliche Geräte können mithilfe des Applikationskonfigurations-Tool neukonfiguriert werden, das Teil der PCM600-Plattform ist. So kann das Gerät an

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 3Konfiguration


bestimmte Anwendungsbereiche angepasst und eine spezielle Logik entwickeltwerden, etwa eine Logik zum automatischen Öffnen von Trennschaltern undSchließen von Ringfeldern, zur automatischen Lastumschaltung von einerSammelschiene zu einer anderen usw.

Auf Anfrage bietet ABB Unterstützung bei der Neukonfiguration, entweder direktoder im Rahmen einer Überprüfung auf korrekte Systemauslegung.

Optionale bestellte Funktionen und optionale IO werden bei der Auslieferung nichtkonfiguriert. Dabei ist zu beachten, dass das Basispaket nur ein Binäreingangsmodulund ein Binärausgangsmodul umfasst und nur die Hauptfunktionen wie Auslösen anden Ausgängen des Signal Matrix Tool angeschlossen sind. Die Gesamtmenge derbenötigten IO muss berechnet und bei Bestellung angegeben werden.

Bei Auslieferung sind keine optional bestellten Funktionen oder optionale E/Akonfiguriert. Hinweis: Die Standardauslieferung umfasst nur ein Binäreingangs- undein Binärausgangsmodul sowie nur die wichtigsten Funktionen, wie das Auslösen fürdie angeschlossenen Ausgänge. Die erforderliche Gesamtzahl an E/A muss beiBestellung berechnet und angegeben werden.

Die Konfigurationen werden als notwendig erachtet und verfügen über Kommentarezu den Anwendungen, um zu erläutern, warum die jeweiligen Signale auf diese Artangeschlossen sind. Das gilt natürlich für die Spezialfunktionen, die neben den„Standard“funktionen erstellt wurden.

3.2 Beschreibung von Konfiguration REC670

3.2.1 Einführung

3.2.1.1 Beschreibung der Konfiguration A30

Die Konfiguration des Geräts wird in Abbildung 2 angezeigt.

Die Konfiguration wird in Anordnungen mit Einzel-Leistungsschaltern mit Einzel-oder Doppelsammelschienen verwendet.

Steuerung, Messung und Verriegelung sind vollständig konfiguriert, einschließlichdie Kommunikation mit anderen Feldern, z. B. andere Leitungen und derSammelschienen-Kuppelschalter über GOOSE.

Folgendes sollte dabei beachtet werden: Die Konfiguration erfolgt mit dem binärenEingang und binären Ausgangsboards in der Basis-Lieferung. In vielen Fällen ist diesausreichend, in anderen Fällen, z. B. bei vollständiger Steuerung aller enthaltenenSchaltgeräte, sind weitere E/A-Karten erforderlich. Für eine vollständige Version mitSteuerung wird empfohlen, zwei binäre Eingangsmodule und ein binäresAusgangsmodul zu verwenden.

Abschnitt 3 1MRK 511 310-UDE -Konfiguration


REC670 A30 – Doppelsammelschienen-Anordnung mit einem

Einfach-Leistungsschalter 12AI (6I + 6U)

QB1

QA1

QB2

QB9

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

DRP RDRE

DFR/SER DR

CV MMXN

MET P/Q

VN MMXU

MET UN

ETP MMTR

MET W/Varh

QC9

SES RSYN

25 SC/VC

Q CBAY

3 Strg.

Q CRSV

3 Strg.

R ESIN

3 Strg.

BRC PTOC

46 Iub>

CC PDSC

52PD PD

Weitere, in der Funktionsbibliothek verfügbare Funktionen

TCM YLTC

84

LOV PTUV

27 3U<

VDC PTOV

60 Ud>

CCS SPVC

87 INd/I

TCL YLTC

84

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

LC PTTR

26 θ>

Optionale Funktionen

HZ PDIF

87 Id>

PH PIOC

50 3I>>

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

EF PIOC

50N IN>>

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

LF PTTR

26 θ>

SDE PSDE

67N IN>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

SA PTOF

81 f>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

GOP PDOP

32 P>

SA PFRC

81 df/dt<>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

CV GAPC

2(I>/U<)

ZCRW PSCH

85

LMB RFLO

21FL FL

EC PSCH

85

ZC PSCH

85

TR8 ATCC

90 U↑↓

ECRW PSCH

85

TR1 ATCC

90 U↑↓

ZCLC PSCH

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81 f<

VD SPVC

60 Ud>

S SIMG

63

S SIML

71

SMP PTRC

94 1 0

CC RBRF

50BF 3I>BF

VN MMXU

MET UN

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

VN MMXU

MET UN

SMB RREC

79 0 1

WA1

WA2

WA2_VT

WA1_VT

LINE_CT

LINE_VT

S SCBR

FUF SPVC

U>/I<

IEC05000837 V3 DE

Abb. 2: Konfigurationsdiagramm für Konfiguration A30



REC670 A31 – Kuppelfeld-Anordnung 12AI (6I + 6U)

QB1

QA1

QB2

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

DRP RDRE

DFR/SER DR

Q CRSV

3 Strg.

R ESIN

3 Strg.

BRC PTOC

46 Iub>

CC PDSC

52PD PD


TCM YLTC

84 ↑↓

LOV PTUV

27 3U<

VDC PTOV

60 Ud>

CCS SPVC

87 INd/I

TCL YLTC

84 ↑↓

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

LC PTTR

26 θ>


HZ PDIF

87 Id>

PH PIOC

50 3I>>

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

EF PIOC

50N IN>>

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

LF PTTR

26 θ>

SDE PSDE

67N IN>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

SA PTOF

81 f>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

GOP PDOP

32 P>

SA PFRC

81 df/dt<>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

CV GAPC

2(I>/U<)

ZCRW PSCH

85

LMB RFLO

21FL FL

EC PSCH

85

ZC PSCH

85

TR8 ATCC

90 U↑↓

ECRW PSCH

85

TR1 ATCC

90 U↑↓

ZCLC PSCH

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81 f<

FUF SPVC

U>/I<

S SIMG

63

S SIML

71

SMP PTRC

94 1 0

CC RBRF

50BF 3I>BF

VN MMXU

MET UN

C MSQI

MET Isqi

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

VN MMXU

MET UN

SMB RREC

79 0 1

WA1

WA2

WA1_VT

WA2_VT

QA1_CT

QC21 QC11

C MMXU

MET I

S SCBR

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S XSWI

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S XSWI

3 Control

Q CBAY

3 Strg.

SES RSYN

25 SC/VC

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

CV MMXN

MET P/Q

ETP MMTR

MET W/Varh

VD SPVC

60 Ud>

GUID-CF4C6FDD-A345-4903-B185-DE9DD4FECFCE V1 DE

Abb. 3: Konfigurationsdiagramm für Konfiguration A31

3.2.1.2 Beschreibung der Konfiguration B30


Diese Konfiguration wird bei Anordnungen mit zwei Leistungsschaltern verwendet.




Folgendes sollte dabei beachtet werden: Die Konfiguration erfolgt mit dem binärenEingang und binären Ausgangsboards in der Basis-Geräte-Lieferung. In vielen Fällenist dies ausreichend, in anderen Fällen, z. B. bei vollständiger Steuerung allerenthaltenen Schaltgeräte, sind weitere E/A-Karten erforderlich. Für eine vollständigeVersion mit Steuerung wird empfohlen, zwei binäre Eingangsmodule und ein oderzwei binäre Ausgangsmodule zu verwenden. Für Systeme ohne Schaltanlagen-Automation kann ein zweites binäres Ausgangsboard erforderlich sein.

REC670 B30 – Doppelleistungsschalter-Anordnung 12AI (6I + 6U)

QB1

QA1

QB61

QB2

QA2

QB62

QB9

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

ETP MMTR

MET W/Varh

BRC PTOC

46 Iub>

CC PSDC

52PD PD


TCM YLTC

84

LOV PTUV

27 3U<

VDC PTOV

60 Ud>

CCS RDIF

87 INd/I

TCL YLTC

84

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)


HZ PDIF

87 Id>

PH PIOC

50 3I>>

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

EF PIOC

50N IN>>

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

SDE PSDE

67N IN>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

SA PTOF

81 f>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

GOP PDOP

32 P>

SA PFRC

81 df/dt<>

GUP PDUP

37 P<

CV GAPC

2(I>/U<)

ZCRW PSCH

85

LMB RFLO

21FL FL

EC PSCHZC PSCH

85

TR8 ATCC

90 U↑↓

ECRW PSCHTR1 ATCC

90 U↑↓

ZCLC PSCH

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81 f<

QC9

3 Strg.

VD SPVC

60 Ud>

S SIMG

63

S SIML

71

CC RBRF

50BF 3I>BF

TR PTTR

49 θ>

SMB RREC

79 0 1

SMP PTRC

94 1 0

LF PTTR

26 θ>

LC PTTR

26 θ>

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

FUF SPVC

U>/I<

WA1

WA2_VT

WA1_VT

WA2

LINE_VT

LINE_CT1

LINE_CT2

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

VN MMXU

MET UN

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

VN MMXU

MET UN

VN MMXU

MET UN

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

DRP RDRE

DFR/SER DR

Q CBAY Q CRSV

3 Strg.

R ESIN

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S SCBR

SES RSYN

25 SC/VC

SES RSYN

25 SC/VC

CV MMXN

MET P/Q

IEC05000838 V3 DE

Abb. 4: Konfigurationsdiagramm für Konfiguration B30



3.2.1.3 Beschreibung der Konfiguration C30


Diese Konfiguration wird in Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnungen für einevollständige Abdeckung verwendet. Die Konfiguration kann auch für eineTeilabdeckung unter Verwendung eines Teils der Schaltgeräte eingesetzt werden.


Folgendes sollte dabei beachtet werden: Die Konfiguration erfolgt mit dem binärenEingang und binären Ausgangsboards in der Basis-Geräte-Lieferung. In vielen Fällenist dies ausreichend, in anderen Fällen, z. B. bei vollständiger Steuerung allerenthaltenen Schaltgeräte, sind weitere E/A-Karten erforderlich. Für eine vollständigeVersion mit Steuerung wird empfohlen, drei binäre Eingangsmodule und zwei binäreAusgangsmodule zu verwenden. Für Systeme ohne Schaltanlagen-Automation kannein zweites binäres Ausgangsboard erforderlich sein.



S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XSWI

3 Strg.

DRP RDRE

DFR/SER DR

Q CBAY

3 Strg.

Q CRSV

03 Control

R ESIN

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

ETP MMTR

MET W/Varh

V MMXU

MET U

REC670C30 – Komplette 1 1/2-Leistungsschalter-Anordnung 24AI (6I + 6U, 6I+6U)

V MMXU

MET U

BRC PTOC

46 Iub>

CC PDSC

52PD PD


TCM YLTC

84

LOV PTUV

27 3U<

VDC PTOV

60 Ud>

CCS SPVC

87 INd/I

TCL YLTC

84

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

LC PTTR

26 θ>


HZ PDIF

87 Id>

PH PIOC

50 3I>>

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

EF PIOC

50N IN>>

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

LF PTTR

26 θ>

SDE PSDE

67N IN>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

SA PTOF

81 f>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

GOP PDOP

32 P>

SA PFRC

81 df/dt<>

GUP PDUP

37 P<

ZCRW PSCH

85

LMB RFLO

21FL FL

EC PSCH

85

ZC PSCH

85

TR8 ATCC

90 U↑↓

ECRW PSCH

85

TR1 ATCC

90 U↑↓

ZCLC PSCH

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81 f<

SMP PTRC

94 1 0

Q CRSV

3 Strg.

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

WA1

WA2_VT

FUF SPVC

U>/I<

V MSQI

MET Usqi

V MSQI

MET Usqi

S SIMG

63

TR PTTR

49 θ>

CV GAPC

U</I>

SMB RREC

79 0 1

S SIML

71

VD SPVC

60 Ud>

S SCBR

QB1

WA1_QA1

WA1_QB6

LINE1_QC9

QB61

TIE_QA1

QB62

LINE1_QB9

LINE2_QC9

WA2_QB6

LINE2_QB9

WA2_QA1

QB2

WA1_VT

WA1_CT

WA2_CT

LINE2_VT

TIE_CT

LINE1_VT

WA2

Σ

SES RSYN

25 SC

SES RSYN

25 SC

SES RSYN

25 SC/VC

Σ

VN MMXU

MET UN

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

FUF SPVC

U>/I<

CV MMXN

MET P/Q

VN MMXU

MET UN

VN MMXU

MET UN

VN MMXU

MET UN

CC RBRF

50BF 3I>BF

IEC05000839 V3 DE

Abb. 5: Konfigurationsdiagramm für Konfiguration C30



50

Abschnitt 4 Analogeingänge

4.1 Analogeingänge

4.1.1 Einleitung

Zum Erlangen richtiger Messergebnisse sowie der richtigen Schutzfunktionalitätmüssen die analogen Eingangskanäle konfiguriert und richtig eingestellt werden. Fürdie Leistungsmessung sowie alle richtungsabhängigen- undDifferentialschutzfunktionen müssen die Richtungen der Eingangsströme definiertwerden, um die Art und Weise wiederzugeben, wie die Stromwandler im Feldinstalliert/verbunden sind (Primär- und Sekundärverbindungen). Die Mess- undSchutzalgorithmen im Gerät arbeiten mit primären Systemgrößen. Die Werte werdenebenfalls in Primärgrößen eingestellt. Dies ist wichtig, um die Daten über dieverbundenen Strom- und Spannungwandler korrekt einzustellen.

Ein Referenzwert PhaseAngleRef wird definiert, um das Lesen von Betriebswerten zuerleichtern. Der entsprechende Analogkanal-Phasenwinkel ist dann immer Null Grad,und alle anderen Winkeldaten werden dann in Bezug zu diesem Analogeingangangezeigt. Während der Testphase und der Inbetriebnahme des Geräts kann derReferenzkanal beliebig verändert werden, um das Testen und Lesen vonBetriebswerten zu erleichtern.

Das Gerät kann Analogwerte von Primäreinrichtungen empfangen,die über Merging Units (MU) erfasst und als Sampled Values (SV)über den Prozess-Bus mit dem Protokoll gemäß IEC 61850-9-2LEübertragen werden.

Die Verfügbarkeit von Spannungswandlereingängen ist vom Typ desbestellten Transformator-Eingangsmoduls (TRM) abhängig.

4.1.2 Einstellrichtlinien

Die verfügbaren Einstellparameter für die Analogeingänge sind vonder eigentlichen Hardware (TRM) und der im PCM600 festgelegtenLogikkonfiguration abhängig.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 4Analogeingänge


4.1.2.1 Einstellen des Leiterbezugskanals

Alle Phasenwinkel werden im Verhältnis zu einer definierten Referenz berechnet. Eingeeigneter Analogeingangskanal wird ausgewählt und als Leiterreferenz verwendet.Der Parameter PhaseAngleRef definiert den Analogkanal, der alsPhasenwinkelreferenz verwendet wird.

BeispielDie Einstellung PhaseAngleRef=7 ist zu verwenden, wenn eine Leiter-Erde-Spannung (normalerweise die L1 Leiter-Erde-Spannung, die mit dem Kanal Nummer7 der Analogkarte des Spannungswandlers verbunden ist) als Leiterreferenzausgewählt ist.

Einstellen der StromkanäleDie Richtung eines Stroms zum Gerät ist vom Anschluss des Stromwandlersabhängig. Sofern nichts anderes angegeben, wird davon ausgegangen, dass dieStromwandler über eine Sternschaltung angeschlossen sind und mit demErdungspunkt zum Objekt (Leitungsseite) oder vom Objekt (Sammelschienenseite)verbunden sein können. Diese Information muss im Gerät eingestellt werden. AlsKonvention für die Stromrichtung gilt Folgendes: Ein positiver Wert für Strom,Leistung usw. bedeutet, dass die Größe zum Objekt (in Richtung Leitung) hin fließt,und ein negativer Wert bedeutet, dass die Größe vom Objekt weg fließt. Beigerichteten Funktionen wird die Richtung zum Objekt als Vorwärts und dieentgegengesetzte Richtung vom Objekt als Rückwärts definiert. Siehe Abbildung 6

Ein positiver Wert für Strom, Leistung usw. (Vorwärts) bedeutet, dass die Größe indas Objekt fließt. - Ein negativer Wert für Strom, Leistung usw. (Rückwärts) bedeutet,dass die Größe aus dem Objekt fließt. Siehe Abbildung 6.

en05000456.vsd

IEC05000456 V1 DE

Abb. 6: Interne Konvention der Richtungsabhängigkeit im IED

Bei korrekter Einstellung der primären Stromwandler-Richtung, CTStarPoint aufFromObject oder ToObject, fließen positive Größen immer zum Objekt, und eine als

Abschnitt 4 1MRK 511 310-UDE -Analogeingänge


Vorwärts definierte Richtung zeigt immer zum Objekt. Das Prinzip wird in dennachfolgenden Beispielen verdeutlicht.

Beispiel 1Zwei IEDs für den Schutz von zwei Objekten.

Transformatorschutz

Transformator

Leitung

Leitung

Einstellung des

Stromeingangs:

Parameter CTStarPoint

mit dem Transformator

als Referenzobjekt

einstellen.

Die korrekte Einstellung

ist zum Schutzobjekt

VorwärtsRückwärts

Definition der Richtung

für Richtungsfunktionen

Leitungsschutz

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt

einstellen.



Einstellung des

Stromeingangs:


mit der Leitung als

Referenzobjekt

einstellen.


ist vom Schutzobjekt

=IEC05000753=2=de

=Original.vsd

IsIs

Ip Ip Ip

IED IED

IEC05000753 V2 DE

Abb. 7: Beispiel für die Einstellung von Stromwandler-Punktparametern imGerät

In Abbildung 7 ist der Normalfall dargestellt, in dem die Objekte über ihre eigenenStromwandler verfügen. Die Einstellungen für die Richtung der Stromwandlermüssen gemäß der Abbildung erfolgen. Um die Leitung zu schützen, muss dieRichtung der richtungsabhängigen Funktionen des Leitungsschutzes auf Vorwärtseingestellt werden. Das bedeutet, dass der Schutz in Leitungsrichtung ausgerichtet ist.

Beispiel 2Zwei IEDs für den Schutz von zwei Objekten mit gemeinsamer Nutzung einesStromwandlers.



Transformator-

schutz

Transformator

Leitung

Leitung

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt

einstellen. Die korrekte

Einstellung ist zum

Schutzobjekt

VorwärtsRückwärts


für Richtungsfunktionen

Leitungsschutz

Einstellung des

Stromeingangs:


Mit Transformator als

Referenzobjekt


Einstellung ist zum

Schutzobjekt

Einstellung des

Stromeingangs:


Mit Leitung als

Referenzobjekt


Einstellung ist vom

Schutzobjekt

=IEC05000460=2=de

=Original.vsd

IsIs

Ip Ip Ip

IED IED

IEC05000460 V2 DE

Abb. 8: Beispiel für die Einstellung von Stromwandler-Erdungsparametern im Gerät

Dieses Beispiel entspricht dem Beispiel 1, jedoch speist hier der Transformator nureine Leitung, und der Leitungsschutz verwendet den gleichen Stromwandler wie derTransformatorschutz. Die Richtung des Stromwandlers wird mit verschiedenenReferenzobjekten für die beiden Geräte eingestellt, wenngleich es sich um dengleichen Strom vom gleichen Stromwandler handelt, mit dem die beiden Gerätegespeist werden. Über diese Einstellungen sind die richtungsabhängigen Funktionendes Leitungsschutzes auf Vorwärts zu setzen, damit diese in Richtung Leitunggerichtet sind.

Beispiel 3Ein Gerät, mit dem zwei Objekte geschützt werden.



Transformator- und

Leitungsschutz

Transformator

Leitung

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt


Einstellung ist zum

Schutzobjekt

RückwärtsVorwärts


für gerichtete

Leitungsfunktionen

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt


Einstellung ist zum

Schutzobjekt

IED

IEC05000461 V2 DE


In diesem Beispiel sind in einem Gerät sowohl Transformator- als auchLeitungsschutz vereint, und der Leitungsschutz verwendet den gleichenStromwandler wie der Transformatorschutz. Für beide Stromeingangskanäle wird dieRichtung des Stromwandlers mit dem Transformator als Referenzobjekt eingestellt.Das bedeutet, dass die Vorwärtsrichtung für den Leitungsschutz in RichtungTransformator ausgerichtet ist. Für eine Änderung in Leitungsrichtung, muss dieRichtung der richtungsabhängigen Funktionen des Leitungsschutzes auf Rückwärtseingestellt werden. Die Richtung Vorwärts/Rückwärts bezieht sich auf dasReferenzobjekt, das in diesem Fall der Transformator ist.

Wenn eine Funktion auf Rückwärts eingestellt ist und ein Objekt inRückwärtsrichtung geschützt werden soll, ist zu beachten, dass sich einigerichtungsabhängige Funktionen hinsichtlich der Reichweite in Vorwärts- undRückwärtsrichtung nicht symmetrisch verhalten. Es ist in erster Linie die Reichweiteder Richtungskriterien, die sich unterscheiden kann. Normalerweise ist hier keineEinschränkung zu beachten, aber es ist ratsam, dies im Kopf zu behalten und zuprüfen, ob dies für die jeweilige Anwendung akzeptabel ist.



Wenn das Gerät über eine ausreichende Anzahl an analogen Stromeingängen verfügt,ist hierfür eine alternative Lösung in Abbildung 10 dargestellt. Die gleichen Strömewerden an zwei separaten Gruppen von Eingängen eingespeist, und die Funktionenfür den Leitungs- und Transformatorschutz sind für die verschiedenen Eingängekonfiguriert. Bei der Einstellung der Richtung des Stromwandlers für dieStromkanäle zum Leitungsschutz wird die Leitung als Referenzobjekt festgelegt, unddie richtungsabhängigen Funktionen des Leitungsschutzes sind auf Vorwärts zusetzen, um die Leitung zu schützen.

Einstellung des

Stromeingangs für

Transformatorfunktionen:


mit dem Transformator als

Referenzobjekt einstellen.



Einstellung des

Stromeingangs für

Transformatorfunktionen:


mit dem Transformator als




Einstellung für

Stromeingänge für

Leitungsfunktionen:


mit der Leitung als



ist vom Schutzobjekt

IED

Transformator- und

Leitungsschutz

Transformator

Leitung

RückwärtsVorwärts


für gerichtete

Leitungsfunktionen

IEC05000462 V2 DE




Sammelschienen-schutz

Sammelschiene

1

2

2

1

en06000196.vsd

Gerät

IEC06000196 V2 DE


Für den Sammelschienenschutz können die Parameter CTStarPoint auf zwei Arteneingestellt werden.

Bei der ersten Lösung wird die Sammelschiene als Referenzobjekt verwendet. Indiesem Fall wird für alle in Abbildung 11 mit 1 gekennzeichnetenStromwandlereingänge die Einstellung CTStarPoint = zum Schutzobjektvorgenommen, und für alle in Abbildung 11 mit 2 gekennzeichnetenStromwandlereingänge erfolgt die Einstellung CTStarPoint = vom Schutzobjekt.

Bei der zweiten Lösung werden alle angeschlossenen Felder als Referenzobjektverwendet. In diesem Fall wird für alle in Abbildung 11 mit 1 gekennzeichnetenStromwandlereingänge die Einstellung CTStarPoint = vom Schutzobjekt



vorgenommen, und für alle in Abbildung 11 mit 2 gekennzeichnetenStromwandlereingänge erfolgt die Einstellung CTStarPoint = zum Schutzobjekt.

Unabhängig davon, welche der beiden oben genannten Optionen gewählt wird, wirddas Verhalten des Sammelschienendifferentialschutzes richtig sein.

Die Übersetzungsverhältnisse der wichtigsten Stromwandler müssen ebenfallseingestellt werden. Hierfür sind die beiden Parameter CTsec und CTprim für jedenStromkanal einzustellen. Für einen 1000/1 A Stromwandler ist folgende Einstellungzu verwenden:

• CTprim = 1000 (Wert in A)• CTsec =1 (Wert in A).

Beispiel zum Anschließen, Konfigurieren und Einstellen vonStromwandler-Eingängen für die gebräuchlichstenStromwandlerverbindungenAbbildung 12 definiert die Bezeichnung der Stromwandlerklemmen, die überall aufder Welt gebräuchlich sind:

Im SMAI-Funktionsblock ist festzulegen, ob der SMAI-Block Stromoder Spannung misst. Das erfolgt durch Anwahl des Parameters:AnalogInputType: Strom/Spannung. ConnectionType: Leiter-Leiter/Leiter-Erde und GlobalBaseSel.

ISec

I Pri

S1 (X1)

P1(H1)

P2(H2)

S2 (X2)

P2(H2)

P1(H1)

x x

a) b) c)

en06000641.vsd

S2 (X2) S1 (X1)

IEC06000641 V1 DE

Abb. 12: Allgemein gebräuchliche Bezeichnungen vonStromwandlerklemmen



Wobei gilt:

a) Ist ein Symbol und Anschlusszeichen in diesem Dokument. Anschlüsse, die mit einem Viereckgekennzeichnet sind, sind primäre und sekundäre Wicklungsanschlüsse mit derselben (alsopositiven) Polarität.

b) und c) Sind gleiche Symbole und Klemmenbezeichnungen aus dem IEC (ANSI) Standard für Strom‐wandler. In diesen beiden Fällen ist zu beachten, dass die Polaritätsbezeichnung der Strom‐wandler korrekt ist!

Es ist zu beachten, dass der sekundäre Bemessungsstrom eines Stromwandlers inAbhängigkeit der nationalen Standards und Praktiken von Anbietern typischerweiseeinen der folgenden Werte besitzt:

• 1A• 5A

In manchen Fällen werden dennoch auch die folgenden sekundärenBemessungsströme verwendet:

• 2A• 10A

Das IED unterstützt alle diese angegebenen sekundären Bemessungsströme.

Die Anwendung der folgenden Werte wird empfohlen:

• Verwenden Sie den Spannungswandler-Eingang in das IED mit1A-Wert, um Spannungswandler mit 1A- und 2A-Sekundärwerten anzuschließen.

• Verwenden Sie den Spannungswandler-Eingang in das IED mit5A-Wert, um Spannungswandler mit 5A- und 10A-Sekundärwerten anzuschließen.

Beispiel für den Anschluss eines sternförmig verbundenendreiphasigen Stromwandlers am GerätAbbildung 13 zeigt ein Beispiel zur Verdrahtung eines sternförmig verbundenendreiphasigen Spannungswandlers am Gerät. Sie liefert ebenfalls einen Überblick zuden erforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz-und Steuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.

Korrekte Anschlussbezeichnungen finden Sie in den gültigenAnschlussdiagrammen für das gelieferte Gerät.



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

Stromwandler 600/5

sternförmig verbunden

IL1

IL2

IL3

IED

=IEC13000002=3=de=Original.vsd

1 2

3

4

SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

5

IEC13000002 V3 DE

Abb. 13: Sternförmig verbundener Stromwandlersatz mit Sternpunkt zum geschützten Objekt

Wobeigilt:

1) Die Zeichnung zeigt, wie die drei einzelnen Leiterströme von einem über den Sternpunktverbundenen dreiphasigen Stromwandlersatz an den drei Stromeingängen des Geräts an‐geschlossen werden.

2) Die Stromeingänge befinden sich an den TRM-Modulen. Für all diese Stromeingänge müs‐sen folgende Einstellungswerte eingegeben werden, siehe Beispiel in Abbildung 13.'

• CTprim=600A• CTsec=5A• CTStarPoint=vom Schutzobjekt (Stromwandlererdung = Leitungsseite)

Innerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis der ersten beiden Parameter verwendet. Derdritte Parameter (CTStarPoint=vom Schutzobjekt), wie er in diesem Beispiel eingestellt ist,führt bei den Messströmen zu keinen Veränderungen. Mit anderen Worten, die Ströme wer‐den bereits in Richtung des geschützten Objekts gemessen.




3) Diese drei Verbindungen sind die Verbindungen zwischen den drei Stromeingängen und dendrei Eingangskanälen des Vorverarbeitungsblocks 4). In Abhängigkeit des Typs der Funkti‐onen, die diese Strominformation benötigen, kann mehr als ein Vorverarbeitungsblock pa‐rallel an diesen drei Stromeingängen angeschlossen sein.

4) Der Vorverarbeitungsblock filtert die verbundenen analogen Eingänge digital und berechnetFolgendes:

• die Grundschwingungszeiger für alle vier Eingangskanäle• den Oberschwingungsanteil für alle drei Eingangskanäle• die Mitsystem-, Gegensystem- und Nullsystemgrößen, indem die Grundschwingungs‐

zeiger für die ersten drei Eingangskanäle verwendet werden (Kanal 1 wird als Referenzfür Systemgrößen verwendet)

Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktionen in‐nerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock verbunden sind, zur Verfügunggestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorverarbeitungseinstellungen als Stan‐dardwerte belassen werden.Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wird ty‐pischerweise für Geräte benötigt, die in Kraftwerken installiert sind), muss der Einstellpara‐meter DFTReference entsprechend gesetzt werden.Der Abschnitt "SMAI" in diesem Handbuch enthält Informationen zur adaptiven Frequenz‐verfolgung für die Signalmatrix für Analogeingänge (SMAI).

5) AI3P im Funktionsblock SMAI ist ein Gruppensignal, das alle Daten über die Leiter L1, L2, L3und Neutralgröße enthält. Vor allem die Daten über Grundschwingungszeiger, Oberschwin‐gungsanteil und Mitsystem-, Gegensystem- und Nullsystemgrößen sind verfügbar.AI1, AI2, AI3, AI4 sind die Ausgangssignale aus dem Funktionsblock SMAI, die die Grund‐schwingungszeiger und den Oberschwingungsanteil der entsprechenden Eingangskanäledes Vorverarbeitungsblocks enthalten.AIN ist das Signal, dass die Grundschwingungszeiger und den Oberschwingungsanteil derNeutralgröße enthält. Diese Daten werden vom Vorverarbeitungsblock auf der Grundlageder Eingänge GRPL1, GRPL2 und GRPL3 berechnet.

Eine andere Alternative ist ein Sternpunkt am dreiphasigen Stromwandler wie in dernachfolgenden Abbildung dargestellt:



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

Stromwandler 800/1

Sternförmig verbunden

IL1

IL2

IL3

IED


4 1

2

3

SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

5

IEC11000026 V3 DE

Abb. 14: Sternförmig verbundener Stromwandlersatz mit vom geschützten Objekt weg zeigendemSternpunkt

In dem in Abbildung 14 dargestellten Beispiel wird alles auf die gleiche Weise wie indem oben beschriebenen Beispiel vorgenommen (Abbildung 13). Der einzigeUnterschied ist die Einstellung des Parameters CTStarPoint der am TRMverwendeten Stromeingänge (Punkt 2 in der Abbildung):

• CTprim = 600A• CTsec = 5A• CTStarPoint = vom Schutzobjekt (Stromwandlererdung =

Sammelschienenseite)

Innerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis der ersten beiden Parameter verwendet.Der dritte Parameter, wie er in diesem Beispiel eingestellt ist, invertiert dengemessenen Strom, um sicherzustellen, dass die Ströme im Gerät in Richtung desgeschützten Objekts gemessen werden.

Eine dritte Alternative ist, den Nullstrom vom Stromwandlersatz wie in dernachstehenden Abbildung gezeigt am Gerät anzuschließen.



789101112

123456

L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

Stromwandler800/1

Sternförmig verbunden

IL1

IL2

IL3AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IR

IED

1

3

4

2

5


6

SMAI2BLOCK AI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

^GRP2L2^GRP2L1

^GRP2L3^GRP2N

IEC06000644 V3 DE

Abb. 15: Sternförmig verbundener Stromwandlersatz, dessen Sternpunkt vom geschützten Objekt wegzeigt und mit am Gerät angeschlossenem Nullstrom

Wobeigilt:

1) Die Zeichnung zeigt, wie die drei einzelnen Leiterströme von einem über den Sternpunktverbundenen dreiphasigen Stromwandlersatz an den drei Stromeingängen des Geräts an‐geschlossen werden.

2) zeigt, wie der Nullstrom vom Stromwandlersatz an den vierten IED-Eingang angeschlossenwird. Wird diese Verbindung nicht hergestellt, ist zu beachten, dass das IED diesen Stromintern über die Vektorsummierung der drei einzelnen Leiterströme errechnet.

3) Ist TRM, wo sich diese Stromeingänge befinden. Für all diese Stromeingänge müssen fol‐gende Einstellungswerte eingegeben werden:

• CTprim=800 A• CTsec=1 A• CTStarPoint=FromObject• ConnectionType=Ph-N

Innerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis der ersten beiden Parameter verwendet. Derdritte Parameter (siehe Beispiel) hat keine Auswirkung auf die Messströme (d.h. die Strömewerden bereits in Richtung des geschützten Objekts gemessen).

4) Entspricht den drei Verbindungen im Signal Matrix Tool (SMT), Applikationskonfigurations-Tool (ACT), die diese drei Stromeingänge mit den ersten drei Eingangskanälen des Vorver‐arbeitungsblocks 6 verbinden). In Abhängigkeit des Typs der Funktionen, die diese Strom‐information benötigt, kann mehr als ein Vorverarbeitungsblock parallel an diesen drei Strom‐eingängen angeschlossen sein.




5) Entspricht einer Verbindung im Signal Matrix Tool (SMT), Applikationskonfigurations-Tool(ACT), die den Nullstromeingang mit dem vierten Eingangskanal des Vorverarbeitungsb‐locks 6 verbindet). Bitte beachten, dass der Anschluss in SMT nicht erfolgt, wenn der Null‐strom nicht am IED angeschlossen wird. In diesem Fall wird er vom Vorverarbeitungsblockdurch die Summierung der Vektoren der drei einzelnen Leiterströme berechnet.

6) Entspricht dem Vorverarbeitungsblock, der die verbundenen analogen Eingänge digital filtertund Folgendes berechnet:

• die Grundschwingungszeiger für alle vier Eingangskanäle• den Oberschwingungsgehalt für alle vier Eingangskanäle• die Mitsystem-, Gegensystem- und Nullsystemgrößen, indem die Grundschwingungs‐


Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktionen in‐nerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock im Konfigurationstool verbundensind, zur Verfügung gestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorverarbeitungs‐einstellungen als Standardwerte belassen werden.Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wird ty‐pischerweise für Geräte benötigt, die in den Generatorstationen installiert sind), muss derEinstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.

Beispiel für den Anschluss der Dreieckverbindung desStromwandlersatzes am IEDAbbildung 16 zeigt ein Beispiel für den Anschluss einer Dreieckschaltung desStromwandlersatzes am Gerät. Sie vermittelt auch einen Überblick zu denerforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- undSteuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.




L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

IED

Stro

mw

andl

er 6

00/5

In D

reie

ck D

AB

verb

unde

n

IL1-IL2

IL2-IL3

IL3-IL1

1 2

3

4


SMAI_20

IEC11000027 V2 DE

Abb. 16: Dreieck DAB verbundener Stromwandlersatz



Wobeigilt:

1) Zeigt, wie die drei einzelnen Leiterströme von der Dreieckschaltung des Stromwandlersatzesan den drei Stromeingängen des Geräts angeschlossen werden.

2) Ist TRM, wo sich diese Stromeingänge befinden. Für all diese Stromeingänge müssen fol‐gende Einstellungswerte eingegeben werden:CTprim=600 ACTsec=5A

• CTStarPoint=ToObject• ConnectionType=Ph-Ph

3) Entspricht den drei Verbindungen im Signal Matrix Tool (SMT), Applikationskonfigurations-Tool (ACT), die diese drei Stromeingänge mit den drei Eingangskanälen des Vorverarbei‐tungsblocks 4 verbinden). In Abhängigkeit des Funktionstyps, die diese Strominformationbenötigt, kann mehr als ein Vorverarbeitungsblock parallel an diesen drei Stromeingängenangeschlossen sein.


• die Grundschwingungszeiger für alle vier Eingangskanäle• den Oberschwingungsgehalt für alle drei Eingangskanäle• die Mitsystem-, Gegensystem- und Nullsystemgrößen, indem die Grundschwingungs‐


Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock verbunden sind, zur Verfügunggestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorverarbeitungseinstellungen als Stan‐dardwerte belassen werden.Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wird ty‐pischerweise für Geräte benötigt, die in den Generatorstationen installiert sind), muss derEinstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.

Eine andere Alternative ist die Dreieckschaltung des Stromwandlers, wie inAbbildung 17 dargestellt:



L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

IED

Stro

mw

andl

er 8

00/1

in D

reie

ck D

AB

verb

unde

n

IL3-IL2

IL2-IL1

IL1-IL3

2

3

4


SMAI_20

IEC11000028 V2 DE

Abb. 17: Dreieckschaltung für den Stromwandlersatz

Für diesen Fall wird alles auf die gleiche Weise wie in dem oben beschriebenenBeispiel vorgenommen, außer dass für alle verwendeten Stromeingänge am TRM diefolgenden Einstellparameter eingegeben werden müssen:

CTprim=800 A

CTsec=1 A

• CTStarPoint=ToObject• ConnectionType=Ph-Ph

Es sind unbedingt die Referenzen in SMAI zu beachten. Da die Eingänge bei Ph-Phvoraussichtlich L1L2, L2L3 bzw. L3L1 sein werden, ist eine Neigung um 180ºvorzunehmen und hierfür ToObject entsprechend einzustellen.

Beispiel des Anschlusses eines einphasigen Stromwandlers am IEDAbbildung 18 liefert ein Beispiel zum Anschluss eines einphasigen Stromwandlersam Gerät. Sie vermittelt auch einen Überblick zu den erforderlichenBenutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts verfügbar zu machen.




Geschütztes Objekt

L1 L2 L3

IED IN

P

INS

INS

2


4

3

Stro

mw

andl

er

1000

/1a)

b)

(+)

(+)

(-)

(-)(+)

(-)

1 SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

IEC11000029 V3 DE

Abb. 18: Anschlussvariante für einphasigen Stromwandler

Wobei gilt:

1) zeigt, wie ein einphasiger Stromwandlereingang am IED angeschlossen wird.

2) Ist TRM, wo sich diese Stromeingänge befinden. Für all diese Stromeingänge müssenfolgende Einstellungswerte eingegeben werden:Für Anschluss (a), wie in Abbildung 18 dargestellt:CTprim = 1000 ACTsec = 1 ACTStarPoint=ToObject Für Anschluss (b), wie in Abbildung 18 dargestellt:CTprim = 1000 ACTsec = 1 ACTStarPoint=FromObject

3) Zeigt die Verbindung im SMT Tool, die diesen Stromwandlereingang mit dem viertenEingangskanal des Vorverarbeitungsblocks 4 verbindet).

4) Entspricht dem Vorverarbeitungsblock, der die verbundenen analogen Eingänge digitalfiltert und Werte berechnet. Die berechneten Werte werden dann allen eingebautenSchutz- und Steuerfunktionen innerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungs‐block verbunden sind, zur Verfügung gestellt.Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wirdtypischerweise für Geräte benötigt, die in Kraftwerken installiert sind), muss der Einstell‐parameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.

Einstellung der SpannungskanäleDa das Gerät Primärsystemgrößen verwendet, müssen die Verhältnisse derwichtigsten Spannungswandler dem Gerät bekannt sein. Hierfür sind die beiden



Parameter VTsec und VTprim für jeden Spannungskanal einzustellen. Der Leiter-Leiter-Wert kann auch dann verwendet werden, wenn an jedem Kanal eine Leiter-Erde-Spannung vom Spannungswandler anliegt.

BeispielAls Beispiel soll ein Spannungswandler mit folgenden Daten dienen:

132 1103 3kV V

EQUATION2016 V1 DE (Gleichung 1)

Die folgenden Einstellungen sind zu verwenden: VTprim=132 (Wert in kV)VTsec=110 (Wert in V)

Beispiele für das Anschließen, Konfigurieren und Einstellen derEingänge von Spannungswandlern für die gängigstenVerbindungsvariantenIn Abbildung 19 ist die weltweit gängige Markierung der Anschlüsse vonSpannungswandlern dargestellt.

A(H1)

B(H2)

b(X2)

a(X1)

A(H1)

N(H2)

n(X2)

a(X1)

b) c)

A(H1)

N(H2)

dn(X2)

da(X1)

d)

UPri

+ +USec

a)

en06000591.vsd

IEC06000591 V1 DE

Abb. 19: Gängige Markierungen der Anschlüsse von Spannungswandlern

Wobeigilt:

a) Ist das Symbol und Anschlusszeichen in diesem Dokument. Anschlüsse, die mit einem Vier‐eck gekennzeichnet sind, sind primäre und sekundäre Wicklungsanschlüsse mit derselben(positiven) Polarität.

b) Ist die äquivalente Symbol- und Anschlussmarkierung gemäß IEC (ANSI) Standard fürSpannungswandler, die über Leiter-Erde verbunden sind.

c) Ist die äquivalente Symbol- und Anschlussmarkierung gemäß IEC (ANSI) Standard fürSpannungswandler, die über eine offene Dreiecksverbindung verbunden sind.

d) Ist die äquivalente Symbol- und Anschlussmarkierung gemäß IEC (ANSI) Standard fürSpannungswandler, die über Leiter-Leiter verbunden sind.

Abhängig vom landesspezifischen Standard und den jeweiligen Verfahren desVersorgungsunternehmens hat die Sekundärspannung eines Spannungswandlerstypischerweise einen der folgenden Werte:



• 100 V• 110 V• 115 V• 120 V• 230 V

Das IED unterstützt alle diese Werte, und die meisten davon werden in dennachfolgenden Beispielen verwendet.

Beispiel zum Anschluss eines über drei Leiter-Erde verbundenenSpannungswandlers am GerätAbbildung 20 zeigt ein Beispiel zum Anschluss eines über drei Leiter-Erdeverbundenen Spannungswandlers am Gerät. Sie liefert ebenfalls einen Überblick zuden erforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz-und Steuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.


192021222324

131415

1617

18

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

663

1103

kV

V

1

3

2

663

1103

kV

V

663

1103

kV

V

.

#Not used

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

IEC06000599 V3 DE

Abb. 20: Über drei Leiter-Erde verbundener Spannungswandler



Wobei gilt:

1) Zeigt, wie drei sekundäre Leiter-Erde-Spannungen an drei Eingängen von Spannungs‐wandlern am Gerät angeschlossen werden

2) Entspricht TRM, wo sich diese drei Spannungseingänge befinden. Für diese drei Span‐nungseingänge müssen folgende Einstellungswerte eingegeben werden:VTprim =66 kVVTsec = 110 VInnerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis dieser beiden Parameter verwendet. Es istzu beachten, dass das Verhältnis der eingegebenen Werte exakt dem Verhältnis eineseinzelnen Spannungswandlers entspricht.

6666 3

1101103

=


3) Sind drei Verbindungen, die im Signalmatrix-Tool (SMT) vorgenommen werden, wobeidiese drei Spannungseingänge mit den ersten drei Eingangskanälen des entsprechendenFunktionsblocks 5 verbunden werden. In Abhängigkeit des Funktionstyps, die dieseSpannungsinformation benötigt, kann mehr als ein Vorverarbeitungsblock parallel an die‐sen drei Spannungswandler-Eingängen angeschlossen sein.

4) Zeigt, dass in diesem Beispiel der vierte (d.h. Nullstrom) Eingangskanal des Vorverar‐beitungsblocks nicht im SMT-Tool verbunden ist. Somit berechnet der Vorverarbeitungs‐block automatisch 3Uo innerhalb der Vektorsumme aus den Dreiphasen-Erde-Spannun‐gen, die mit den ersten drei Eingangskanälen des gleichen Vorverarbeitungsblocks ver‐bunden sind. Alternativ kann der vierte Eingangskanal mit dem Spannungswandlerein‐gang mit offener Dreiecksverbindung verbunden werden. Siehe Abbildung 22.

5) Entspricht dem Vorverarbeitungsblock, der die verbundenen analogen Eingänge digitalfiltert und Folgendes berechnet:

• die Grundschwingungszeiger für alle vier Eingangskanäle• den Oberschwingungsgehalt für alle vier Eingangskanäle• die Mitsystem-, Gegensystem- und Nullsystemgrößen, indem die Grundschwin‐

gungszeiger für die ersten drei Eingangskanäle verwendet werden (Kanal 1 wird alsReferenz für Systemgrößen verwendet)

Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock im Konfigurationstool ver‐bunden sind, zur Verfügung gestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorver‐arbeitungseinstellungen als Standardwerte belassen werden. Folgende Einstellungenmüssen jedoch wie hier gezeigt gesetzt werden:UBase=66 kV (d. h., Leiter-Leiter-Bemessungsspannung)Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wirdtypischerweise für Geräte benötigt, die in den Generatorstationen installiert sind), mussder Einstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.

Beispiel zum Anschluss eines Spannungswandlers am GerätAbbildung 21 zeigt ein Beispiel zum Anschluss eines Spannungswandlers am Gerät.Sie vermittelt auch einen Überblick zu den erforderlichen Benutzeraktionen, um dieseMessung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktionen innerhalb des Gerätsverfügbar zu machen. Es ist zu beachten, dass diese Spannungswandler-Verbindungnur bei niedrigen Spannungsebenen (d. h. primäre Bemessungsspannung unter 40 kV)eingesetzt wird.



192021222324

13

1415161718

L1

AI 07 (I)

AI08(U)

AI09(U)

AI 10(U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

L2

L313.8

120kV

V

1

2

3

#Not Used

13.8120

kVV

.

5


4

SMAI2BLOCK

^GRP2L1 (L1L2)

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2 (L2L3)^GRP2L3 (L3L1)^GRP2N

IEC06000600 V4 DE

Abb. 21: Ein Leiter-Leiter-Spannungswandler

Wobeigilt:

1) Verdeutlicht das Anschließen der Sekundärseite eines Leiter-Leiter-Spannungswandlers anden Spannungswandler-Eingängen am Gerät.

2) Entspricht TRM, wo sich diese drei Spannungseingänge befinden. Für alle drei Spannungs‐eingänge müssen folgende Einstellungswerte eingegeben werden:VTprim=13,8 kVVTsec=120 VBitte beachten, dass innerhalb des IED nur das Verhältnis dieser beiden Parameter ver‐wendet wird.




3) Entspricht den drei Verbindungen im Signal Matrix Tool (SMT), Applikationskonfigurations-Tool (ACT), die diese drei Spannungseingänge mit den drei Eingangskanälen des Vorver‐arbeitungsblocks 5 verbinden. In Abhängigkeit des Funktionstyps, die diese Spannungsin‐formation benötigt, kann mehr als ein Vorverarbeitungsblock parallel an diesen drei Span‐nungswandler-Eingängen angeschlossen sein.

4) Zeigt, dass in diesem Beispiel der vierte (d. h. der Nullstrom) Eingangskanal des Vorverar‐beitungsblocks im SMT nicht verbunden ist. Hinweis: Wenn die Parameter UL, UL2, UL3, UNzu verwenden sind, muss die offene Dreieckswicklung hier verbunden sein.

5) Der Vorverarbeitungsblock filtert die verbundenen analogen Eingänge digital und berechnetFolgendes:



Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock im Konfigurationstool verbun‐den sind, zur Verfügung gestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorverarbei‐tungseinstellungen als Standardwerte belassen werden. Folgende Einstellungen müssenjedoch wie hier gezeigt gesetzt werden:ConnectionType=Ph-PhUBase=13,8 kVFalls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wird ty‐pischerweise für Geräte benötigt, die in den Generatorstationen installiert sind), muss derEinstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.

Beispiel für den Anschluss einer offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers am Gerät für Netze mit hochohmiger ErdungAbbildung 22 zeigt ein Beispiel für die Verdrahtung einer offenen Dreieckswicklungdes Spannungswandlers am Gerät für Netze mit hochohmiger Erdung. Es ist zubeachten, dass diese Art von Verbindung des Spannungswandlers eineSekundärspannung aufweist, die proportional zu 3U0 zum Gerät ist.

Bei starren Erdfehlern in der Nähe des Spannungswandlers gleicht der primäre Wertvon 3Uo:

3 0 3 3Ph Ph Ph NU U U- -= × = ×EQUATION1921 V3 EN (Gleichung 3)

Die primäre Bemessungsspannung einer offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers entspricht immer UL-E. Die Sekundärwicklungen von dreiSpannungswandlern in Reihenschaltung liefern eine Sekundärspannung gleich demdreifachen des Sekundärwicklungs-Bemessungswerts der einzelnenSpannungswandler. Daher weisen die Sekundärwicklungen der offenenDreieckswicklung des Spannungswandlers eine sekundäre Bemessungsspannunggleich einem Drittel der Sekundär-Bemessungsspannung des Spannungswandlers auf(in diesem Beispiel sind dies 110/3V).

Abbildung 22 liefert ebenfalls einen Überblick zu den erforderlichenBenutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts verfügbar zu machen.



192021222324

13141516

1718

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

6.63

1103

kV

V

+3Uo

6.63

1103

kV

V

6.63

1103

kV

V

1

2

4

3# Not Used

5


# Not Used

# Not Used

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

IEC06000601 V3 DE

Abb. 22: Offene Dreieckswicklung am Spannungswandler in Netz mit hochohmiger Erdung



Wobei gilt:

1) Verdeutlicht das Anschließen der Sekundärseite der offenen Dreieckswicklung des Span‐nungswandlers an einem Spannungswandler-Eingang am Gerät.

+3U0 wird am Gerät angeschlossen

2) Entspricht TRM, wo sich dieser Spannungseingang befindet. Für diesen Spannungsein‐gang müssen folgende Einstellungswerte eingegeben werden:

3 6.6 11.43VTprim kV= × =


110sec 3 110

3VT V= × =


Innerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis dieser beiden Parameter verwendet. Be‐achten Sie, dass das Verhältnis der eingegebenen Werte genau dem Verhältnis der ein‐zelnen offenen Dreieckswicklung des Spannungswandlers entsprechen muss.

6.63 6.6 3

1101103

×=


3) Zeigt, dass in diesem Beispiel die ersten drei Eingangskanäle des Vorverarbeitungsblocksim SMT oder ACT nicht verbunden sind.

4) Zeigt die Verbindung im Signal Matrix Tool (SMT), Applikationskonfigurations-Tool (ACT),die diesen Spannungseingang mit dem vierten Eingangskanal des Vorverarbeitungsb‐locks 5 verbindet).

5) Entspricht dem Vorverarbeitungsblock, der die verbundenen analogen Eingänge digitalfiltert und Folgendes berechnet:


gungszeiger für die ersten drei Eingangskanäle verwendet werden (Kanal 1 wird alsReferenz für Systemgrößen verwendet)

Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock im Konfigurationstool ver‐bunden sind, zur Verfügung gestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorver‐arbeitungseinstellungen als Standardwerte belassen werden.Falls eine Frequenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wirdtypischerweise für Geräte benötigt, die in Generatorstationen installiert sind), muss derEinstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.



Beispiel für den Anschluss der offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers am Gerät für Netze mit niederohmiger ErdungAbbildung 23 zeigt ein Beispiel zum Anschluss einer offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers am Gerät in Netzen mit niederohmiger Erdung. Es ist zubeachten, dass diese Art von Anschluss des Spannungswandlers eineSekundärspannung aufweist, die proportional zu 3U0 zum Gerät ist.

Bei starren Erdfehlern in der Nähe des Spannungswandlers gleicht der primäre Wertvon 3Uo:

33

Ph PhPh E

UUo U-

-= =


Die primäre Bemessungsspannung eines solchen Spannungswandlers gleicht immerUL-E Daher liefern die Sekundärwicklungen von drei Spannungswandlern inReihenschaltung eine Sekundärspannung gleich nur einem Sekundärwicklungs-Bemessungswerts eines einzelnen Spannungswandlers. Daher weisen dieSekundärwicklungen einer solchen offenen Dreieckswicklung derSpannungswandler eine sekundäre Bemessungspannung nah der Sekundär-Bemessungsspannung des Leiter-Leiter Spannungswandlers auf (in diesem Beispielsind dies 115 V oder 115/√3 V). Abbildung 23 liefert ebenfalls einen Überblick zu denerforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- undSteuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.

192021222324

131415161718

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

1383

1153

kV

V

+3Uo

1383

1153

kV

V

1383

1153

kV

V

1

2

4

3


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

# Not Used

# Not Used

# Not Used

IEC06000602 V3 DE

Abb. 23: Offene Dreieckswicklung des Spannungswandlers in Netzen mit niederohmiger Erdung



Wobeigilt:

1) verdeutlicht das Anschließen der Sekundärseite der offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers an einen Spannungswandler-Eingang im IED.

+3Uo wird am Gerät angeschlossen.

2) Entspricht TRM, wo sich dieser Spannungseingang befindet. Für diesen Spannungs‐eingang müssen folgende Einstellungswerte eingegeben werden:

1383 138

3VTprim kV= × =


115sec 3 115

3VT V= × =


Innerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis dieser beiden Parameter verwendet. Be‐achten Sie, dass das Verhältnis der eingegebenen Werte genau dem Verhältnis dereinzelnen offenen Dreieckswicklung des Spannungswandlers entsprechen muss.

138138 3

1151153

=


3) zeigt, dass in diesem Beispiel die ersten drei Eingangskanäle des Vorverarbeitungsb‐locks im SMT nicht verbunden sind.

4) Zeigt die Verbindung im Signal Matrix Tool (SMT), die diesen Spannungseingang mitdem vierten Eingangskanal des Vorverarbeitungsblocks 4 verbindet.

5) Der Vorverarbeitungsblock filtert die verbundenen analogen Eingänge digital und be‐rechnet Folgendes:


gungszeiger für die ersten drei Eingangskanäle verwendet werden (Kanal 1 wirdals Referenz für Systemgrößen verwendet)

Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktio‐nen innerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock im Konfigurationstoolverbunden sind, zur Verfügung gestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vor‐verarbeitungseinstellungen als Standardwerte belassen werden.Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wirdtypischerweise für Geräte benötigt, die in den Generatorstationen installiert sind), mussder Einstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.



Beispiel zum Anschluss eines Sternpunkt-Spannungswandlers amGerätAbbildung 24 zeigt ein Beispiel zum Anschluss eines Sternpunkt-Spannungswandlers am Gerät. Diese Art von Anschluss des Spannungswandlersweist eine Sekundärspannung auf, die proportional zu 1U0 zum Gerät ist.

Im Fall eines Erdfehlers in hochohmigen geerdeten oder in isolierten Netzen gleichtder primäre Wert der Spannung Uo:

03

Ph PhPh E

UU U--= =

EQUATION1931 V2 EN (Gleichung 11)

Abbildung 24 liefert ebenfalls einen Überblick zu den erforderlichenBenutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts verfügbar zu machen.

19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1 L2 L3AI07 (I)

AI08 (I)

AI09 (I)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

6.63

100

kV

V

RUo

1

2

3


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

# Not Used

# Not Used

# Not Used

4

Geschütztes Objekt

IEC06000603 V3 DE

Abb. 24: Am Sternpunkt angeschlossener Spannungswandler



Wobeigilt:

1) zeigt, wie die Sekundärseite der Sternpunktverbindung des Spannungswandlers an einenSpannungswandler-Eingang des IED angeschlossen wird.

U0 wird am Gerät angeschlossen.

2) Entspricht TRM oder AIM, wo sich dieser Spannungseingang befindet. Für diesen Span‐nungseingang müssen folgende Einstellungswerte eingegeben werden:

6.63.81

3VTprim kV= =


sec 100VT V=


Innerhalb des Geräts wird nur das Verhältnis dieser beiden Parameter verwendet. Es istdarauf zu achten, dass das Verhältnis der eingegebenen Werte genau dem Verhältnis derSternpunktverbindung des Spannungswandlers entspricht.

3) Zeigt, dass in diesem Beispiel die ersten drei Eingangskanäle des Vorverarbeitungsblocksim SMT oder ACT nicht verbunden sind.

4) Zeigt die Verbindung im Signal Matrix Tool (SMT), Applikationskonfigurations-Tool (ACT),die diesen Spannungseingang mit dem vierten Eingangskanal des Vorverarbeitungsblocks 5verbindet).




Diese berechneten Werte werden dann allen eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts, die mit diesem Vorverarbeitungsblock im Konfigurationstool verbun‐den sind, zur Verfügung gestellt. Für diese Anwendung können die meisten Vorverarbei‐tungseinstellungen als Standardwerte belassen werden.Falls eine Frenquenzverfolgung und Kompensation erforderlich ist (diese Funktion wird ty‐pischerweise für Geräte benötigt, die in den Generatorstationen installiert sind), muss derEinstellparameter DFTReference entsprechend gesetzt werden.



80

Abschnitt 5 Lokale HMI


IEC13000239 V1 DE

Abb. 25: Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle

Die LHMI des Geräts enthält folgende Elemente:

• Display (LCD)• Drucktasten• LED-Anzeigen• Kommunikationsanschluss für PCM600

Das LHMI wird zur Einstellung, Überwachung und Steuerung verwendet.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 5Lokale HMI


5.1 Display

Das LHMI hat ein grafisches Schwarzweiß-Display mit einer Auflösung von 320 x240 Pixel. Die Zeichengröße kann variieren. Die Anzahl der angezeigten Zeichen undZeilen hängt von der Schriftgröße und der ausgewählten Ansicht ab.

Das Display ist in vier Hauptbereiche eingeteilt.

IEC13000063=2=de.vsd

1

3 4

2

IEC13000063 V2 DE

Abb. 26: Display-Layout

1 Pfad

2 Inhalt

3 Status

4 Bildlaufleiste (wird bei Bedarf eingeblendet)

Im Funktionstastenfenster werden die aktuellen Zuordnungen der Funktionstastenangezeigt. Jede Funktionstaste hat eine LED-Anzeige, die als Meldung für dieSchaltflächenbetätigung genutzt werden kann. Die LED ist über das PCM600 mitdem entsprechenden Signal verbunden.

Abschnitt 5 1MRK 511 310-UDE -Lokale HMI


GUID-C98D972D-D1D8-4734-B419-

161DBC0DC97B=1=de.vsd

GUID-C98D972D-D1D8-4734-B419-161DBC0DC97B V1 DE

Abb. 27: Funktionstastenfenster

Die LED-Alarmanzeige zeigt bei Bedarf die Alarmtexte der Alarm-LEDs an. Es sinddrei LED-Seiten verfügbar.

GUID-5157100F-E8C0-

4FAB-B979-

FD4A971475E3=1=de.vsd

GUID-5157100F-E8C0-4FAB-B979-FD4A971475E3 V1 DE

Abb. 28: Alarm-LED-Fenster

Die Funktionstaste und LED-Alarmanzeigen sind nicht gleichzeitig zu sehen. EineAnzeige erscheint, wenn eine der Funktionstasten oder die Multipage-Taste gedrücktwird. Durch Drücken der ESC-Taste, wird die Anzeige aus dem Display gelöscht. DieAnzeigen haben eine dynamische Breite in Abhängigkeit von der Länge der darinenthaltenen Kennsatzstrings.



5.2 LEDs

Die LHMI hat drei Schutzstatus-LEDs über dem Display: Bereit, Anregung undAuslösung.

Das LHMI besitzt auf der Vorderseite 15 programmierbare Alarm-LEDs. Jede LEDkann drei Zustände mit den Farben grün, gelb und rot anzeigen. Die Alarmtexte füralle dreifarbigen LEDs sind auf drei Seiten verteilt.

Es stehen 3 Seiten für diese LEDs zur Verfügung. Die 15 dreifarbigen LEDs in einerLED-Gruppe können 45 verschiedene Signale anzeigen. Mit den drei LED-Gruppenkönnen insgesamt 135 Signale angezeigt werden. Die LEDs leuchten einer Prioritätentsprechend, wobei Rot die höchste und Grün die niedrigste Priorität ist. Wenn z. B.auf einer Seite eine Anzeige erscheint, die das Leuchten der grünen LED zwingendbewirkt, und auf einer anderen Seite eine Anzeige erscheint, die wiederum dasLeuchten der roten LED zwingend bewirkt, so hat die rote LED eine höhere Prioritätund leuchtet. LEDs können mit dem Tool PCM600 konfiguriert und die Betriebsartkann mit dem LHMI oder PCM600 ausgewählt werden.

Informationsseiten für die Alarm-LEDs werden durch Drücken der Multipage-Tasteangezeigt. Mit dieser Taste können Sie sich durch die drei Seiten bewegen. Eineleuchtende oder unbestätigte LED wird hervorgehoben angezeigt. Solche Zeilenkönnen mit den Pfeiltasten Oben/Unten ausgewählt werden. Durch Drücken derEingabetaste werden ausführliche Informationen zur ausgewählten LED angezeigt.Die ESC-Taste kann in Informations-Pop-Ups und im LED-Anzeigefeld gedrücktwerden.

Die Multipage-Taste hat eine LED. Diese LED leuchtet immer dann, wenn einebeliebige LED auf einer beliebigen Seite leuchtet. Sind unbestätigte Alarm-LEDsvorhanden, blinkt die Multipage-LED. Zur Bestätigung von LEDs drücken Sie dieClear-Taste. Dadurch wird das Reset-Menü aufgerufen (ausführliche Informationenenthält die Beschreibung zu diesem Menü).

Zwei zusätzliche LEDs befinden sich neben den Steuertasten und . Siezeigen den Status des Leistungsschalters an.

5.3 Tastenfeld

Das Tastenfeld der LHMI verfügt über Drucktasten zur Navigation in verschiedenenAnsichten oder Menüs. Die Drucktasten dienen auch zum Quittieren von Alarmen,Zurücksetzen von Anzeigen, Aufrufen von Hilfe-Hinweisen und Wechseln zwischender lokalen Steuerung und der Fernsteuerung.

Das Tastenfeld enthält auch programmierbare Tasten, die entweder als Menü-Shortcuts oder Steuerungstasten konfiguriert werden können.



=GUID-0C172139-80E0-45B1-8A3F-1EAE9557A52D=2=de=Original.vsd

GUID-0C172139-80E0-45B1-8A3F-1EAE9557A52D V2 DE

Abb. 29: LHMI-Tastenfeld



GUID-77E71883-0B80-

4647-8205-

EE56723511D2=2=de.vsd

1

18

19

7

6

5

4

3

2

8

20

21

22

17161514131211109

23

24

GUID-77E71883-0B80-4647-8205-EE56723511D2 V2 DE

Abb. 30: LHMI-Tastenfeld mit Objektsteuerungs-, Navigations- undBefehlstasten sowie RJ-45-Kommunikationsschnittstelle

1...5 Funktionstaste

6 Schließen (EIN)

7 Öffnen (AUS)

8 Escape (ESC)

9 Nach links

10 Nach unten

11 Nach oben

12 Nach rechts

13 Schlüssel

14 Eingabe

15 Fern/Vor-Ort

16 Uplink LED

17 Nicht belegt

18 Multipage

19 Menü

20 Rücksetzen

21 Hilfe



22 Kommunikationsanschluss

23 Programmierbare Alarm-LEDs

24 Schutzstatus-LEDs

5.4 LHMI-Funktionen

5.4.1 Schutz- und Alarmanzeige

SchutzanzeigenDie Schutzanzeige-LEDs sind Ready, Start und Trip (Bereit, Anregung undAuslösung)

Die gelbe Start- und die rote Trip-Status-LEDs werdenüber die Störschreiberfunktion DRPRDRE konfiguriert, indem dasStart- oder Trip-Signal von der eigentlichen Funktion mittelsPCM600 mit einem BxRBDR-Binäreingangs-Funktionsblockverbunden wird und die Einstellung für das jeweilige Signal auf Aus,Start oder Trip eingestellt wird.

Tabelle 3: Ready LED (grün)

LED-Status BeschreibungAus Keine Hilfsversorgungsspannung angeschlossen.

An Normaler Betrieb.

Blinkt Ein interner Fehler ist aufgetreten.

Tabelle 4: Start LED (gelb)

LED-Status BeschreibungAus Normalbetrieb.

An Eine Schutzfunktion hat angeregt und es erscheint eine Anzeigemeldung.Die Anregeanzeige ist selbsthaltend und muss über die Kommunikation,die LHMI oder den Binäreingang an der LEDGEN-Komponente zurückge‐setzt werden. Zum Öffnen des Reset-Menüs in der LHMI drücken Sie .

Blinkt Das IED befindet sich im Testmodus und die Schutzfunktionen sind blo‐ckiert, oder das IEC 61850-Protokoll blockiert eine oder mehrere Funktio‐nen.Die Anzeige erlischt, wenn sich das IED nicht mehr im Testmodus befindetund die Blockierung aufgehoben ist. Zum Zurücksetzen der Blockierungvon Funktionen durch das IEC 61850-Protokoll wählen Sie Hauptmenü/Test/Reset IEC61850 Mod. Abhängig vom Betriebszustand kann die gelbeLED entweder in den Ein- oder Aus-Status wechseln.



Tabelle 5: Trip LED (rot)

LED-Status BeschreibungAus Normalbetrieb.

An Eine Schutzfunktion hat ausgelöst. Wenn die automatische Anzeigefunkti‐on in der lokalen HMI aktiviert ist, erscheint eine Anzeigemeldung.Die Auslöseanzeige ist selbsthaltend und muss über die Kommunikation,die LHMI oder den Binäreingang an der LEDGEN-Komponente zurückge‐setzt werden. Zum Öffnen des Reset-Menüs in der LHMI drücken Sie .

AlarmanzeigenDie 15 programmierbaren Dreifarben-LEDs werden zur Alarmanzeige verwendet.Beim Konfigurieren des IED kann ein individuelles Warn/Statussignal, das mit einemder LED-Funktions blöcke verbunden ist, einer der drei LED-Farben zugeordnetwerden.

Tabelle 6: Alarmanzeigen

LED-Status BeschreibungAus Normalbetrieb. Alle Aktivierungssignale sind nicht aktiv.

An • Sequenz "Folgt andauernd": Das Aktivierungssignal ist Ein.• Sequenz "GespeichertKum-A": Das Aktivierungssignal ist Ein. Oder es ist Aus,

aber die Anzeige ist noch nicht quittiert worden.• Sequenz "Gesp.Best-B-A": Die Anzeige ist quittiert worden, das Aktivierungssig‐

nal ist aber noch eingeschaltet.• Sequenz "Gesp.Best-A-B": Das Aktivierungssignal ist Ein. Oder es ist Aus, aber

die Anzeige ist noch nicht quittiert worden.• Sequenz "GespeichertReset-A": Das Aktivierungssignal ist Ein. Oder es ist Aus,

aber die Anzeige ist noch nicht quittiert worden.

Blinkt • Sequenz "Folgt blinkend": Das Aktivierungssignal ist Ein.• Sequenz "Gesp.Best-B-A": Das Aktivierungssignal ist Ein. Oder es ist Aus, aber

die Anzeige ist noch nicht quittiert worden.• Sequenz "Gesp.Best-A-B": Die Anzeige ist quittiert worden, das Aktivierungssig‐

nal ist aber noch Ein.

5.4.2 Parameterverwaltung

Mit dem LHMI können Sie auf die IED-Parameter zugreifen. Drei Arten vonParametern können gelesen und geschrieben werden.

• Numerische Werte• Stringwerte• Spezifizierte Werte

Numerische Werte werden entweder als ganze oder als Dezimalzahlen mit einemMindest- und einem Höchstwert dargestellt Buchstabenstrings können Buchstabe fürBuchstabe bearbeitet werden. Spezifizierte Werte haben einen vorab festgelegtenSatz an wählbaren Werten.



5.4.3 Frontseitige Kommunikation

Der RJ-45 Anschluss an der LHMI gestattet eine frontseitige Kommunikation.

• Die grüne Uplink-LED links leuchtet, wenn das Kabel erfolgreich an dieSchnittstelle angeschlossen wurde.

• Die gelbe LED wird nicht verwendet, sie ist immer aus.


1

2

GUID-AACFC753-BFB9-47FE-9512-3C4180731A1B V1 EN

Abb. 31: RJ-45-Kommunikationsanschluss und grüne Anzeige-LED

1 RJ-45-Steckverbinder

2 Grüne Anzeige-LED

Die Standard-IP-Adresse für den vorderen Geräte-Port lautet 10.1.150.3 mit derdazugehörigen Subnetzmaske 255.255.255.0. Dies kann in der lokalen HMI wie folgteingestellt werden: Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/FRONT:1.

Schließen Sie den Geräte-Frontanschluss nicht an ein LAN an.Verbinden Sie nur einen einzelnen lokalen PC mit PCM600 mit demFrontanschluss. Dies ist nur zur vorübergehenden Verwendungbestimmt, z. B. für Inbetriebnahmen und Funktionstests.



90

Abschnitt 6 Differentialschutz

6.1 Einsystemiger Hochimpedanz-DifferentialschutzHZPDIF

6.1.1 Kennung

Funktionsbeschreibung IEC 61850 Identifi‐zierung

IEC 60617 Identifi‐zierung

ANSI/IEEE C37.2Gerätenummer

Einsystemiger Hochimpedanz-Differen‐tialschutz HZPDIF Id

SYMBOL-CC V2 EN

87

6.1.2 Anwendung

Der einsystemige Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFkann verwendetwerden als:

• Generator-Differentialschutz• Drosselspulen-Differentialschutz• Sammelschienen-Differentialschutz• Spartransformatoren-Differentialschutz (nur für gemeinsame

Reihenwicklungen)• T-Abgang-Differentialschutz• Kondensator-Differentialschutz• Eingeschränkter Erdfehlerschutz für Transformator-, Generator- und

Drosselspulenwicklungen• Eingeschränkter Erdfehlerschutz

Die Anwendung ist abhängig von dem Aufbau des Primärsystems und der Positionder Schalter, verfügbaren Stromwandler-Kernen usw.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 6Differentialschutz


3·Id

3·IdId

3·Id

3·Id

G

3·Id


IEC05000163 V4 EN

Abschnitt 6 1MRK 511 310-UDE -Differentialschutz


3·Id

Z<

3·Id

Z<


IEC05000738 V3 EN

Abb. 32: Verschiedene Anwendungen eines einsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutzes HZPDIF

6.1.2.1 Die Grundlagen des Hochimpedanzprinzips

Das Prinzip des Hochimpedanz-Differentialschutzes ist seit vielen Jahren im Einsatzund hinreichend in verfügbaren Unterlagen dokumentiert. Das Funktionsprinzipbietet eine sehr gute Empfindlichkeit und eine extrem schnelle Auslösung. Einer derVorteile des Prinzips ist die sehr gute Stabilität (d. h. keine Auslösung) bei externenFehlern, auch im Fall schwerer Stromwandlersättigung. Das Prinzip basiert auf demStromwandler-Sekundärstrom, der zwischen den betreffenden Stromwandlern fließt(und aufgrund der hohen Impedanz im Messzweig nicht durch das Gerät). DerStabilisierungswiderstand hat einen Wert von mehreren hundert Ohm, manchmalsogar mehr als ein Kilo-Ohm. Tritt ein interner Fehler auf, kann der Strom nichtfließen und wird durch den Messzweig gezwungen und verursacht eineRelaisauslösung.

Es ist darauf zu achten, dass das gesamte Schema, die integrierten Komponenten unddie Verkabelung über die gesamte Lebensdauer der Ausrüstung adäquat gewartetwerden müssen, damit die Ausrüstung den hohen Spannungsspitzen (d. h. Impulsen),die bei einem internen Fehler auftreten, widerstehen kann. Anderenfalls kann einÜberschlag in den Stromwandler-Sekundärkreisen oder in einem anderen Teil desSchemas die korrekte Auslösung des Hochimpedanz-Differentialrelais bei einemtatsächlichen internen Fehler verhindern.



Id


R

Metrosil

IEC05000164 V3 DE

Abb. 33: Anwendungsbeispiel für einen Hochimpedanz-Erdfehlerschutz

Bei einem Durchgangsfehler kann ein Stromwandler sich sättigen, während dieanderen Stromwandler weiterhin Strom einspeisen. In solchen Fällen wird eineSpannung im Messzweig aufgebaut. Die Berechnungen erfolgen nach einem Worst-Case-Szenario für eine Mindest-Ansprechspannung UR entsprechend der Gleichung14

( )maxUR IF Rct Rl> × +EQUATION1531 V1 DE (Gleichung 14)

wobei

IFmax ist der maximale Durchgangsfehlerstrom auf der Sekundärseite des Stromwandlers

Rct ist der Stromwandler-Sekundärwicklungswiderstand und

Rl ist der maximale Schleifenwiderstand des Kreises an allen Stromwandlern.



Die Mindest-Ansprechspannung muss berechnet werden (alle Schleifen) und dieGeräte-Funktion wird höher eingestellt als der erreichte Höchstwert (EinstellungU>Trip). Da der Schleifenwiderstand dem Wert am Anschlusspunkt von jedemStromwandler entspricht, wird geraten, alle Stromwandlerkerne in den Schaltanlagenzu summieren, um die kürzestmöglichen Schleifen zu erhalten. Dies führt zuniedrigeren Einstellwerten und auch zu einer ausbalancierteren Schaltung. DieVerbindung zur Warte kann über das zentral gelegene Feld erfolgen.

Bei einem internen Fehler werden alle betroffenen Stromwandler versuchen, denStrom durch den Messzweig zu leiten. Je nach Größe des Stromwandlers werdenrelativ hohe Spannungen am Reihenwiderstand erzeugt. Beachten Sie, dass sehr hoheSpannungsspitzen auftreten können. Um die Gefahr eines Spannungsüberschlags zuminimieren, muss ein Spannungsbegrenzer eingebaut werden. DerSpannungsbegrenzer ist ein spannungsabhängiger Widerstand (Metrosil).

Die externe Einheit mit einem Stabilisierungswiderstand weist einen Wert vonentweder 6.800 oder 1.800 Ohm auf (je nach bestellter Version) und verfügt übereinen Gleitkontakt zur Einstellung auf den erforderlichen Wert. Auf der Grundlageder berechneten Spannung UR ist der geeignete Wert des Widerstands auszuwählen.Ein höherer Widerstandswert ergibt eine höhere Empfindlichkeit, ein niedrigererWert eine niedrigere Empfindlichkeit.

Die Funktion verfügt über einen Auslösestrombereich von 40 mA bis 1,0 A für 1-A-Eingänge und 200 mA bis 5 A für 5-A-Eingänge. Dieser wird gemeinsam mit demausgewählten und eingestellten Wert verwendet, um den erforderlichen Stromwertder eingestellten Werte U>Trip und SeriesResitor zu berechnen.

Die Stromwandler-Eingänge, die für die Funktion des einsystemigenHochimpedanz-Differentialschutzes HZPDIF verwendet werden,sollten auf ein Verhältnis 1:1 eingestellt werden. Die Parameter CTsecxund CTprimx des relevanten Kanals x des TRM und/oder AIM solltendaher im Parametereinstellungs-Tool (PST) in PCM600 auf 1 Aeingestellt werden. Der Parameter CTStarPointx kann auf ToObjectgesetzt werden.

Die unten aufgeführten Tabellen 7, 8 zeigen die Auslöseströme der verschiedenenEinstellungen von Ansprechspannungen und ausgewählten Widerstände. Je nachAnwendung sind die Einstellungen entsprechend der Tabellen 7, 8 oder auf Wertedazwischen vorzunehmen.

Es kann schwierig sein, den Mindestwiderstand einzustellen, da derWert in Bezug zum Gesamtwert sehr klein ist.

Normalerweise kann die Spannung durch eine kleinere Änderung desGesamtauslösewerts auf höhere Werte eingestellt werden als das berechneteMinimum U>Trip, sofern hierzu der Widerstand auf einen höheren Wert geregeltwird. Zu Referenzzwecken die Empfindlichkeitsberechnung unten überprüfen.



Tabelle 7: 1-A-Kanäle: Eingang mit einer Mindestauslösung bis 20 mA

Ansprech‐spannungU>Trip

Stabilisie‐rungswider‐stand R inOhm

Auslösest‐romwert 1 A





20 V 1000 0,020 A -- -- -- --

40 V 2000 0,020 A 1000 0,040 A -- --

60 V 3000 0,020 A 1500 0,040 A 600 0,100 A

80 V 4000 0,020 A 2000 0,040 A 800 0,100 A

100 V 5000 0,020 A 2500 0,040 A 1000 0,100 A

150 V 6000 0,020 A 3750 0,040 A 1500 0,100 A

200 V 6800 0,029 A 5000 0,040 A 2000 0,100 A

Tabelle 8: 5-A-Kanäle: Eingang mit einer Mindestauslösung bis 100 mA

Ansprech‐spannungU>Trip

Stabilisie‐rungswider‐stand R1 inOhm






20 V 200 0,100 A 100 0,200 A -- --

40 V 400 0,100 A 200 0,200 A 100 0.400

60 V 600 0,100 A 300 0,200 A 150 0,400 A

80 V 800 0,100 A 400 0,200 A 200 0,400 A

100 V 1000 0,100 A 500 0,200 A 250 0,400 A

150 V 1500 0,100 A 750 0,200 A 375 0,400 A

200 V 2000 0,100 A 1000 0,200 A 500 0,400 A

Die Sättigungsspannung des Stromwandlers muss mindestens 2 ˣ U>Trip betragen,um über eine ausreichend große Auslöseschwelle zu verfügen. Diese muss nach derBerechnung von U>Trip überprüft werden.

Wurde der Wert R ausgewählt und der Wert U>Trip wurde eingestellt, dann kann dieEmpfindlichkeit des Schemas IP berechnet werden. Die Empfindlichkeit des Gerätswird über den Gesamtstrom im Kreis entsprechend der Gleichung 15 bestimmt.

( )IP n IR Ires lmag= × + + åEQUATION1747 V1 DE (Gleichung 15)

wobei

n ist das Stromwandlerübersetzungsverhältnis

IP Primärstrom beim Anregen des Geräts,

IR Geräte-Anregestrom (U>Trip/SeriesResistor)

Ires ist der Durchgangsstrom des Spannungsbegrenzers und

ΣImag ist die Summe der Magnetisierungsströme von allen Stromwandlern im Kreis (z. B. 4 fürbegrenzten Erdfehlerschutz, 2 für Spulen-Differentialschutz, 3-5 für Spartransformator-Dif‐ferentialschutz).



Es sollte beachtet werden, dass die Vektorensumme der Ströme verwendet werdenmuss (Geräte, Metrosil und Widerstandsströme sind resistiv). Die Strommessungmuss gegenüber der Gleichstromkomponente bei Fehlerströmen unempfindlich sein,um den ausschließlichen Einsatz der Wechselstromkomponenten des Fehlerstroms inden oben dargestellten Berechnungen zu gestatten.

Die Charakteristik des spannungsabhängigen Widerstands (Metrosil) ist inAbbildung 39 dargestellt.

Thermische Kapazität ReihenwiderstandDer Reihenwiderstand ist für 200 W ausgelegt. Vorzugsweise sollte der U>Trip2/Reihenwiderstand immer unter 200 W liegen, um während der Testphase jederzeiteine Aktivierung zu gestatten. Wird dieser Wert überschritten, sollte die Prüfung mittransienten Fehlern durchgeführt werden.



I>

R

Rres

Rl

Rct Rct

Rl

UR

a) Durch Laststrom

b) Durch Störung

UR

UR

c) Interne Fehler

UR

Geschütztes Objekt


IEC05000427 V2 DE

Abb. 34: Das Prinzip des Hochimpedanz-Differentialschutzes an einem Leitermit zwei Stromwandler-Eingängen



6.1.3 Anschlussbeispiele für Hochimpedanz-Differentialschutz

WARNUNG! BITTE VORSICHT! An diesen Vorrichtungenkönnen gefährliche Hochspannungen anliegen, insbesondere an derPlatte mit den Widerständen. Bevor Sie Verdrahtungen anschließenoder trennen oder Wartungsarbeiten durchführen, schalten Sie dasPrimärobjekt, das von dieser Anlage geschützt wird, ab. Die Platte mitden Widerständen ist mit einer Schutzabdeckung zu schützen und ineinem separaten Kasten oder in einem abgesperrten Schrank zumontieren. Länderspezifische gesetzliche Vorschriften und Normenmüssen eingehalten werden.

6.1.3.1 Verbindungen für dreisystemigen Hochimpedanzdifferentialschutz

Generator-, Drosselspulen- oder Sammelschienendifferentialschutz sind typischeAnwendungen für den dreisystemigen Hochimpedanz-Differentialschutz. TypischeStromwandler-Anschlüsse für den dreisystemigen Hochimpedanz-Differentialschutzschema sind in Abbildung 35 dargestellt.

L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

Geschütztes Objekt

Stromwandler

1200/1

Sternschaltung/

Sternpunkt

verbunden

L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

Stromwandler

1200/1

Sternschaltung/

Sternpunkt

verbunden

7

8

91

01

11

2

1

2

3

4

5

6

AI01

(I)

AI02

(I)

AI03

(I)

AI04

(I)

AI05

(I)

AI06

(I)

7

6

X1

R4

R5

R6

12

12

12

11 12 13 14

U U U R1

13

4

2

13

R2

2

4

13

R3

2

4

1 2 3 4 5 6 7

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

3-Ph-Platte mit Metrosils und Widerständen

2

3

5

4

X X

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

1

IED

IEC07000193_4_en.vsd

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000193 V4 DE

Abb. 35: Stromwandler-Anschlüsse für Hochimpedanz-Differentialschutz



Pos. Beschreibung

1 Erdungskonzept

Es ist unbedingt darauf zu achten, dass nur ein Erdungspunkt in der Schal‐tung vorhanden ist.

2 Platte mit drei Einstellwiderständen und Metrosilen für die drei Leiter. Schutzerde ist eine sepa‐rate 4-mm-Schraubklemme an der Platte.

3 Für die Metrosilgruppe erforderliche Anschlüsse.

4 Lage des optionalen Prüfschalters für Sekundäreinspeisung in das Hochimpedanz-Differential-IED.

5 Für die Einstellwiderstände erforderliche Anschlüsse.

6 Der werkseitig eingestellte Sternpunkt an der Einstellwiderstandgruppe für den dreisystemigenHochimpedanz-Differentialschutz.

Ist bei Installationen mit IEDs der 650 und 670 Serie zu entfernen. DieserSternpunkt wird nur für RADHA-Schemen benötigt.

7 Zeigt, wie die drei einzelnen Leiterströme mit einer hochohmigen Stufe an den drei Stromein‐gängen des IED angeschlossen werden.

6.1.3.2 Anschlüsse für den einsystemigen Hochimpedanz-DifferentialschutzHZPDIF

Der Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF ist eine typische Anwendung für deneinsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF. Typische Stromwandler-Anschlüsse für ein hochimpedanzbasiertes REFPDIF Schutzschema sind inAbbildung 36 dargestellt.



L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

Geschütztes Objekt

Stromwandler

1500/5

Sternschaltung/

Sternpunkt

verbunden

7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

AI01 (I)

AI02 (I)

AI03 (I)

AI04 (I)

AI05 (I)

AI06 (I)

6

IED

X1

R1

12

4 5

U R2

13

4

2

1 2 3

N

1-Ph-Platte mit Metrosil und Widerstand

2

3

5

4

N

L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

CT

15

00

/51


AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000194 V4 DE

Abb. 36: Stromwandler-Anschlüsse für den Erdfehlerdifferentialschutz

Pos. Beschreibung

1 Erdungsschema

Es ist unbedingt darauf zu achten, dass nur ein Erdungspunkt in der Schal‐tung vorhanden ist.

2 Platte mit Stabilisierungswiderstand und Metrosil für den Neutralleiter. Schutzerde ist eine se‐parate 4-mm-Schraubklemme an der Platte.

3 Für den Metrosil erforderliche Anschlüsse.

4 Lage des optionalen Prüfschalters für Sekundäreinspeisung in das Hochimpedanz-Differential-IED.

5 Für den Stabilisierungswiderstand erforderliche Anschlüsse.

6 Wie ein REFPDIF Schema an einen Stromwandlereingang im IED angeschlossen wird.


Die Berechnung der Einstellung ist für jeden Anwendungsbereich individuell.Beachten Sie die nachfolgenden Erläuterungen zu den verschiedenenAnwendungsbereichen.

6.1.4.1 Konfiguration

Die Konfiguration erfolgt mit dem Anwendungskonfigurations-Tool.



6.1.4.2 Einstellungen der Schutzfunktion

Operation: Die Funktion der Hochimpedanz-Differentialfunktion kann auf Ein oderAus geschaltet werden.

U>Alarm: Alarmniveau einstellen. Die Empfindlichkeit kann grob als einProzentwert der gewählten Auslöseschwelle berechnet werden. Eine typischeEinstellung ist 10 % von U>Trip. Diese Alarmstufe kann für dieStromwandlerüberwachung des Schemas genutzt werden.

tAlarm: Verzögerungszeit für Alarm einstellen. Eine typische Einstellung ist 2-3Sekunden.

U>Trip: Den Auslösewert entsprechend den Berechnungen (siehe Beispiele unten)einstellen. Der Wert kann mit einer Toleranz zur berechneten erforderlichenSpannung gewählt werden, um Stabilität zu erreichen. Die Werte können abhängigvon der Anwendung zwischen 20 V und 400 V betragen.

SeriesResistor: Den Wert des stabilisierenden Reihenwiderstands einstellen. DenWert entsprechend der Beispiele für jede Anwendung berechnen. Den Widerstand soexakt wie möglich zum berechneten Wert einstellen. Den erreichten Wert messen unddiesen Wert für diesen Parameter einstellen.

Der Wert sollte immer hochohmig sein. Dies bedeutet z. B. für 1-A-Kreise größer als 400 Ohm (400 VA) und für 5-A-Kreise größer als100 Ohm (2.500 VA). Dadurch wird sicher gestellt, dass der Strom imKreis und bei Durchgangsfehlern nicht durch den Differentialkreisfließt.

Die Einstellungen von U>Alarm, U>Trip und SeriesResistor müssenso gewählt werden, dass sowohl U>Alarm/SeriesResistor als auchU>Trip/SeriesResistor >4 % von IRated des verwendetenStromeingangs sind. Die Einstellungen sollten zudem so gewähltsein, dass sowohl U>Alarm/SeriesResistor als auch U>Trip/SeriesResistor einen Wert von <4*IRated des verwendetenStromeingangs ergeben. Andernfalls muss der Grenzwert für diegestattete Dauer des aktuellen Stroms bis zur Überlastung desStromeingangs insbesondere während der Sekundärprüfungberücksichtigt werden.

6.1.4.3 T-Zuleitungsschutz

Bei vielen Sammelschienenanordnungen wie Eineinhalb-Leistungsschaltern,Ringanordnungen und Maschenanordnungen gibt es einen T-Abgang vomStromwandler an den Leistungsschaltern bis zu den Stromwandlern im Abgangskreis(z. B. in den Transformatordurchführungen). Zur Trennung der Schutzzonen ist es



oftmals erforderlich, den Abgang mit einem Schema zu schützen, während die T-Zone mit einem anderen Differentialschutzschema geschützt wird. Die einphasigeHochimpedanz-Differentialschutzfunktion HZPDIF in der IED ermöglicht dies aufeffiziente Weise, siehe Abbildung 37.



3·Id


IEC05000165 V2 EN

3·Id


IEC05000739 V2 EN

Abb. 37: Das Schutzschema mit der Hochimpedanz-Schutzfunktion für den T-Abgang



Normalerweise ist dieses Schema so eingestellt, dass eine Empfindlichkeit von ca.20 Prozent des verwendeten Stromwandler-Primärbemessungswerts genutzt wird,sodass ein niederohmiger Wert für den Reihenwiderstand genutzt werden kann.

Es wird empfohlen, die höchste Stufe am Stromwandler zuverwenden, wenn ein Hochimpedanz-Differentialschutz zum Einsatzkommt. Dies hilft, die maximale Kapazität des Stromwandlers zunutzen, den Sekundärfehlerstrom zu minimieren und dadurch denKonstantspannungsgrenzwert abzusenken. Ein weiterer Aspekt ist,dass die bei internen Fehlern erzeugte Spannung an der gewähltenAnzapfung von dem nichtlinearen Widerstand begrenzt wird, jedochan den ungenutzten Anzapfungen aufgrund von AutotransformationSpannungen weit oberhalb der Auslegungsgrenzwerte induziertwerden können.

Beispiel für die EinstellungGrunddaten: Stromwandler-Übersetzungs‐verhältnis:

2000/1 A

Wandlerklasse: 20 VA 5P20

Sekundärwiderstand: 6,2 Ohm

Zuleitungschleifenwiderstand: <100 m 2,5 mm2 (eine Richtung) ergibt 2 ˣ 0,8 Ohm bei 75 °C

Max. Fehlerstrom: Gleich einem Schaltanlagen-Nennfehlerstrom von 40 kA

Berechnung:


Als Einstellung U>Trip =200 V auswählen.

Die Stromwandler-Sättigungsspannung muss mindestens die doppelte eingestellte AnsprechspannungU>Trip betragen.

( )5 20 6.2 20 524E P V> + × =


d. h., größer als 2 ˣ U>Trip

Kontrollieren Sie in der Tabelle mit ausgewählten Widerstände den zu verwendendenReihenschaltungs-Stabilisierungswiderstandswert. Da diese Anwendung besondersempfindlich sein muss, sollte ein Reihenwiderstand= 2000 Ohm gewählt werden,durch den das Gerät einen Auslösestrom von 100 mA erhält.



Berechnen Sie die Primärempfindlichkeit bei Ansprechspannung mithilfe derfolgenden Gleichung.

IP approx A= ° + ° + × − °( ) × ≤−2000

1100 0 20 0 3 10 60 10 275

3


wobei

100 mA ist der Strom, der vom IED-Kreis bezogen wird, und

10 mA ist der von jedem Wandler gezogene Strom.

20 mA ist der Strom, der vom Metrosil beim Ansprechen bezogen wird

Der Magnetisierungsstrom für den verfügbaren Stromwandlerkernen aus derMagnetisierungskurve wird ermittelt. Es wird der Stromwert bei U>Trip genommen.Für den Maximalspannungswert des spannungsabhängigen Widerstandsstroms wird200 ˣ √2 verwendet. Der Stromeffektivwert wird dann durch Division des aus derMetrosil-Kurve erhaltenen Stromwerts mit √2 errechnet. Zu verwenden ist dann derMaximalwert aus der Metrosil-Kurve gemäß Abbildung 39

Da deutlich zu sehen ist, dass die Empfindlichkeit nicht so sehr von der ausgewähltenSpannungsstufe beeinflusst wird, sollte ausreichend Spielraum belassen werden. DieAuswahl des Stabilisierungswiderstandes und des Magnetisierungsstromes (meistensabhängig von der Anzahl der Windungen) sind die wichtigsten Faktoren.

6.1.4.4 Drosselspulenschutz

Blindleistungseinrichtungen (z. B. Drosselspulen und/oder Parallelkondensatoren)können an die Tertiärwicklung der Leistungstransformatoren angeschlossen werden.Die einphasige Hochimpedanz-Differentialschutzfunktion HZPDIF kann zumSchutz der tertiär verbundenen Drosselspule vor Leitungsfehlern und Erdfehlernverwendet werden, wenn das Netzsystem der Tertiärwicklung direkt oderniederohmig geerdet ist.



3·Id


IEC05000176 V3 EN

Abb. 38: Anwendung eines einsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutzes HZPDIF bei einerDrosselspule

Beispiel für die Einstellung

Es wird empfohlen, die höchste Stufe am Stromwandler zuverwenden, wenn ein Hochimpedanz-Differentialschutz zum Einsatzkommt. Dies hilft, die maximale Kapazität des Stromwandlers zunutzen, den Sekundärfehlerstrom zu minimieren und dadurch denKonstantspannungsgrenzwert abzusenken. Ein weiterer Aspekt ist,dass die bei internen Fehlern erzeugte Spannung an der gewähltenAnzapfung von dem nichtlinearen Widerstand begrenzt wird, jedochan den ungenutzten Anzapfungen aufgrund von Autotransformation



Spannungen weit oberhalb der Auslegungsgrenzwerte induziertwerden können.

Grunddaten: Stromwandler-Überset‐zungsverhältnis:

100/5 A (Anmerkung: Muss an allen Orten gleich sein!)

Wandlerklasse: 10 VA 5P20

Sekundärwiderstand: 0,26 Ohm

Zuleitungschleifenwider‐stand:

<50 m 2,5 mm2 (eine Richtung) ergibt 1 ˣ 0,4 Ohm bei 75 °CHinweis! Nur in eine Richtung, da die Systemerdung des Tertiär-Netzsys‐tems den Erdfehlerstrom begrenzt. Liegen hohe Erdfehlerströme vor, sindZweiwege-Kabel zu verwenden.

Max. Fehlerstrom: Der maximale Durchgangsfehlerstrom wird von der Reaktanz der Dros‐selspule begrenzt, weswegen der Einschaltstrom (z. B. 800 A) das größteProblem für die Drosselspule darstellt.

Berechnung:

UR > × + =800

100 50 26 0 4 26 4

/( . . ) ,


Wählen Sie die Einstellung U>Trip = 30 V.

Die Stromwandlerkniepunktspannung muss mindestens die doppelte eingestellte AnsprechspannungU>Trip betragen.

U CT Saturation V_ _ .> +

× × =

10

250 26 20 5 66


d. h., größer als 2 ˣ U>Trip.

Kontrollieren Sie in der Tabelle mit ausgewählten Widerstände den zu verwendendenReihenschaltungs-Stabilisierungswiderstandswert. Da diese Anwendung besondersempfindlich sein muss, sollte ein Reihenwiderstand = 300 Ohm gewählt werden,durch den das Gerät einen Strom von 100 mA erhält.

Zur Berechnung der Empfindlichkeit bei Ansprechspannung dient Gleichung 21, dieeinen annehmbaren Wert liefert. Eine etwas geringere Empfindlichkeit kann durcheinen niedrigeren Widerstandswert gewählt werden.

IP approx A= × ° + ° + × − °( ) × ≤−100

5100 0 5 0 2 100 60 10 5

3


Der Magnetisierungsstrom für den verfügbaren Stromwandlerkernen aus derMagnetisierungskurve wird ermittelt. Es wird der Stromwert bei U>Trip genommen.



Für den Maximalspannungswert des spannungsabhängigen Widerstandsstroms wird30 ˣ √2 verwendet. Der Stromeffektivwert wird dann durch Division des aus derMetrosil-Kurve erhaltenen Stromwerts mit √2 errechnet. Der Maximalwert aus derMetrosil-Kurve gemäß Abbildung 39 ist dann zu verwenden.

6.1.4.5 Alarmpegel

Der einsystemige Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF besitzt einen separatenAlarmpegel, der zur Alarmauslösung genutzt werden kann, wenn Probleme in einemangeschlossenen Stromwandlerkreis auftreten. Als Einstellwert wir normalerweiseungefähr 10 % der Ansprechspannung U>Trip gewählt.

Wie in den Einstellungsbeispielen oben zu sehen, ist die Empfindlichkeit derFunktion HZPDIF normalerweise hoch, weswegen die Funktion häufig auch beiKurzschlüssen oder offenen Stromwandlersekundärkreisen anspricht. Jedoch kannder Stabilisierungswiderstand gewählt werden, um eine Empfindlichkeit zu erzielen,die über dem normalen Laststrom liegt. Mit einer Prüfzone kann zudem ein separatesAnsprechkriterium hinzugefügt werden. Dies kann ein weiteres Gerät mit derselbenHZPDIF-Funktion sein, es könnte aber auch eine Fehlerprüfung mittels Erdfehler-Überstromfunktion oder Nullpunktspannungsfunktion sein.

In den Fällen, wo ein Ansprechen bei normalem Betrieb nicht erwartet wird, sollte derAlarmausgang verwendet werden, um einen externen Kurzschluss desDifferentialstromkreises zu bewirken und somit eine dauerhaft hohe Spannung imStromkreis zu verhindern. Dem Kurzschluss und der Alarmaktivierung geht eineVerzögerung von einigen Sekunden voraus. Es sind Hilfsrelais mithochspannungsfesten Kontakten zu verwenden, wie z. B. RXMVB-Typen.

Die Metrosil-Auslösecharakteristik wird in der nachfolgenden Abbildung gezeigt.

IEC05000749 V1 DE

Abb. 39: Entsprechend der Strom-Spannungs-Charakteristiken für die nicht linearen Widerstände beträgtim Bereich von 10 - 200 V der durchschnittliche Strom: 0,01-10 mA



110

Abschnitt 7 Stromschutz

7.1 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz mitdreipoligem Ausgang PHPIOC

7.1.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifi‐

zierungIEC 60617 Identifi‐zierung

ANSI/IEEE C37.2Nummer

Unverzögerter Leiter-Überstromschutzmit dreipoligem Ausgang

PHPIOC

3I>>

SYMBOL-Z V1 DE

50

7.1.2 Anwendung

Lange Übertragungsleitungen übertragen oft hohe Lastströme von den Erzeugungs-in die Versorgungsbereiche. Das Ungleichgewicht von erzeugtem und verbrauchtemStrom an beiden Enden der Leitung kann sehr groß sein. Das bedeutet, dass ein Fehlerauf der Leitung leicht die Stabilität des ganzen Systems gefährden kann.

Die transiente Stabilität eines Energieversorgungsnetzes hängt meist von dreiParametern ab (bei einer konstanten Menge an übertragenem Strom):

• Von der Fehlerart. Dreipolige Fehler sind die gefährlichsten, da während derFehlerbedingungen kein Strom übertragen werden kann.

• Von der Größe des Fehlerstroms. Ein hoher Fehlerstrom ist ein Zeichen dafür, dasdie Abnahme des übertragenen Stroms hoch ist.

• Von der Zeitdauer bis zur Fehlerbeseitigung. Der Phasenwinkel zwischen dentreibenden Spannungen der Generatoren auf beiden Seiten derÜbertragungsleitung steigt über die zulässigen Stabilitätsgrenzwerte, wenn diegesamte Fehlerbeseitigungszeit, die sich aus der Auslösezeit der Schutzfunktionund der Zeit zum Öffnen des Schalters zusammensetzt, zu lang ist.

Der Fehlerstrom in langen Übertragungsleitungen hängt meist von der Fehlerpositionab und nimmt mit der Distanz vom Erzeugungspunkt aus ab. Aus diesem Grund mussder Schutz für Fehler, die nahe am Erzeugungspunkt (und Relaiseinbauort) liegen undfür die dann sehr hohe Fehlerströme charakteristisch sind, sehr schnell auslösen.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 7Stromschutz


Der unverzögerte Leiter-Überstromschutz mit dreipoligem Ausgang PHPIOC kannbei Fehlern mit extrem hohen Strömen in 10 ms auslösen.


Die Parameter für den unverzögerten Leiter-Überstromschutz mit dreipoligemAusgang PHPIOC werden über die LHMI oder am PCM600 eingestellt.

Diese Schutzfunktion kann nur selektiv genutzt werden. Überprüfen Sie daher alleSystembedingungen und transienten Bedingungen, die eine ungewollte Auslösungverursachen könnten.

Nur durch eine detaillierte Netzanalyse lässt sich bestimmen, unter welchenBetriebsbedingungen der höchstmögliche Fehlerstrom auf der Leitung zu erwartenist. In den meisten Fällen tritt dieser Strom im dreipoligen Fehlerfall auf. ÜberprüfenSie bitte auch die Bedingungen für einpolige und zweipolige Fehler.

Untersuchen Sie auch die Transienten, die kurzzeitig einen hohen Anstieg desLeitungsstroms verursachen können. Ein typisches Beispiel ist eineÜbertragungsleitung mit einem Transformator am entfernten Ende, was einen hohenEinschaltstrom verursachen kann, wenn die Leitung mit dem Netz verbunden wird.Dies kann dann die Auslösung des integrierten unverzögerten Überstromschutzesverursachen.

GlobalBaseSel: Wählt die globale Basiswertgruppe aus, die von der Funktion für dieDefinition von (IBase), (UBase) und (SBase) verwendet wird.

OpMode: Dieser Parameter kann auf 2 aus 3 oder 1 aus 3 eingestellt werden. DieEinstellung steuert die minimale Anzahl an Leiterströmen, die größer als derAuslösestrom IP>> für die Funktion sein müssen. Normalerweise ist dieserParameter auf 1 aus 3 eingestellt, wodurch alle Fehlertypen erkannt werden. Wenn derSchutz hauptsächlich für mehrphasige Fehler eingesetzt wird, sollte die Einstellung 2aus 3 gewählt werden.

IP>>: Setzen Sie den Ansprechstrom in % von IBase.

StValMult: Der Auslösestrom kann durch die Aktivierung des binären EingangsENMULT mit dem eingestellten Faktor StValMult geändert werden.

7.1.3.1 Vermaschte Netze ohne parallele Leitungen

Die folgenden Fehlerberechnungen müssen für dreipolige Fehler, einpolige Erdfehlerund zweipolige Erdfehler mit Erdberührung. Betrachten Sie Abbildung 40, wendenSie einen Fehler in B an, und berechnen Sie dann den Durchgangsfehlerstrom IfB. DieBerechnung sollte unter Verwendung der minimalen Quellenimpedanz-Werte für ZAund der maximalen Quellenimpedanz-Werte für ZB vorgenommen werden, um denmaximalen Durchgangsfehlerstrom von A nach B zu ermitteln.

Abschnitt 7 1MRK 511 310-UDE -Stromschutz


~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fB

Fehler


IEC09000022 V1 DE

Abb. 40: Durchgangsfehlerstrom von A nach B: IfB

Dann muss ein Fehler in A angewendet werden, und der Durchgangsfehlerstrom IfAmuss berechnet werden, Abbildung 41. Um den maximalen Durchgangsfehlerstromzu errechnen, müssen der Minimalwert für ZB und der Maximalwert für ZAberücksichtigt werden.

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fA

Fehler

IEC09000023 V1 DE

Abb. 41: Durchgangsfehlerstrom von B nach A: IfA

Das Gerät darf bei keinem der beiden Durchgangsfehlerströme auslösen. Daher ist dieminimale theoretische Stromeinstellung (Imin):

Imin MAX IfA IfB,( )³


Eine Sicherheitstoleranz von 5 % für die maximale statische Genauigkeit für denSchutz und eine Sicherheitstoleranz von 5 % für die maximale möglicheStörgrößenüberschreitung müssen eingeführt werden. Eine zusätzliche Toleranz von20 % wird aufgrund der Ungenauigkeit der Messwandler unter transientenBedingungen und Ungenauigkeiten in den Systemdaten empfohlen.



Die minimale Primäreinstellung (Is) für den unverzögerten Leiter-Überstromschutzmit dreipoligem Ausgang ist dann:

min1.3sI I³ ×


Die Schutzfunktion kann für die spezifische Anwendung nur dann verwendet werden,wenn dieser Einstellungswert kleiner oder gleich dem maximalen Fehlerstrom ist, dendas Gerät zu löschen hat, F in Abbildung 42.


~ ~ZA ZBZ L

A B

Gerät

I F

Fehler

IEC09000024 V1 DE

Abb. 42: Fehlerstrom: IF

100Is

IPIBase

>>= ×


7.1.3.2 Vermaschte Netze mit parallelen Leitungen

Im Falle von parallelen Leitungen muss der Einfluss der Gegenkopplung aus denparallelen Leitungen auf die geschützten Leitungen berücksichtigt werden. EinBeispiel wird in Abbildung 43 gezeigt, wo zwei Leitungen an die selbenSammelschienen angeschlossen sind. In diesem Fall wird der Einfluss des induziertenFehlerstroms von der fehlerhaften Leitung (Leitung 1) auf die fehlerfreie Leitung(Leitung 2) zusammen mit den zuvor erwähnten zwei Durchgangsfehlerströmen IfAund IfB berücksichtigt. Der maximale Einfluss von der parallelen Leitung für das IEDin Abbildung 43 ist ein Fehler am Punkt C mit offenem Leistungsschalter C.

Ein Fehler in C wird angewendet und anschließend wird der maximale Strom vomIED aus (IM ) an der intakten Leitung (dies betrifft lediglich einpolige Erd-Fehler undzweipolige Fehler mit Erdberührung) berechnet.




~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Fehler

Gerät

ZL2

M

CLeitung 1

Leitung 2

IEC09000025 V1 DE

Abb. 43: Parallele Leitungen. Einfluss der Parallelleitung auf denDurchgangsfehlerstrom: IM

Die Einstellung für den theoretischen Mindeststroms der Überstromschutz-Funktion(Imin) liegt bei:

Imin MAX IfA IfB IM, ,( )³


Hierbei wurden IfA und IfB im vorhergehenden Absatz beschrieben. UnterBerücksichtigung der vorher erwähnten Sicherheitstoleranzen, beträgt dieMindesteinstellung (Is) des unverzögerten Leiter-Überstromschutzes mitdreipoligem Ausgang dann:

Is ³1.3·IminEQUATION83 V2 EN (Gleichung 26)

Die Schutzfunktion kann für die spezifische Anwendung nur verwendet werden,wenn der Einstellwert gleich dem oder kleiner als der maximale Fehlerstrom ist, dendas IED beseitigen muss.

Der IED-Einstellwert IP>> wird in Prozent des primären Basisstroms IBaseangegeben. Der Wert für IP>> wird mit dieser Formel ermittelt:

100Is

IPIBase

>>= ×




7.2 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoligerAusgang OC4PTOC

7.2.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC-61850-Identi‐

fikationIEC-60617-Identi‐fikation

ANSI/IEEE-C37.2-Nummer

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz,dreipoliger Ausgang

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 DE

51/67

7.2.2 Anwendung

Der vierstufige Überstromschutz, dreipoliger Ausgang OC4SPTOC wird für mehrereAnwendungen im Netz verwendet. Einige Anwendungen sind:

• Kurzschlussschutz an Abgängen in Verteilungs- und ÜbertragungssystemenNormalerweise besitzen diese Einspeisungen eine sternförmige Struktur.

• Reserve-Kurzschlussschutz der Übertragungsleitungen.• Reserve-Kurzschlussschutz der Leistungstransformatoren.• Kurzschlussschutz von verschiedenen Einrichtungsarten, verbunden mit dem

System, wie z.B. Kondensatorbatterien, Kompensations-Drosselspulen,Motoren und anderem.

• Reserve-Kurzschlussschutz der Generatoren.

Wenn keine Spannungswandler-Eingänge verfügbar oderangeschlossen sind, bleibt der Einstellparameter DirModex (x = Stufe1, 2, 3 oder 4) auf dem Standardwert Ungerichtet eingestellt werden.

In vielen Anwendungen sind mehrere Stufen mit verschiedenen Ansprechwerten undVerzögerungszeiten erforderlich. OC4PTOC kann bis zu vier verschiedene, einzelneinstellbare Stufen umfassen. Die Flexibilität einer jeden Stufe von OC4PTOC istgroß. Folgende Optionen sind verfügbar:

Ungerichtete/gerichtete Funktion: In den meisten Anweisungen wird die ungerichteteFunktionalität verwendet. Dies ist zumeist dann der Fall, wenn kein Fehlerstromgespeist werden kann. Um Selektivität und eine schnelle Fehlerbeseitigung zugewährleisten, kann die gerichtete Funktion erforderlich sein.

Wahl der Verzögerungszeit-Charakteristiken: Es gibt mehrere Arten vonVerzögerungszeit-Charakteristiken, wie definite (unabhängige) Verzögerungszeitund verschiedene Arten von inversen (abhängigen) Verzögerungszeit-Charakteristiken. Die Selektivität zwischen verschiedenen



Überstromschutzfunktionen wird normalerweise durch eine Abstimmung zwischenden Verzögerungszeiten der verschiedenen Schutzfunktionen ermöglicht. Um eineoptimale Abstimmung zwischen allen Überstromschutzfunktionen zu ermöglichen,sollten sie die gleiche Verzögerungszeit-Charakteristik haben. Daher ist eine breitePalette an inversen Zeitcharakteristiken verfügbar: IEC und ANSI. Ebenso kann einespezifische inverse Zeitcharakteristik erstellt werden.

Normalerweise ist es erforderlich, dass der Leiter-Überstromschutz so schnell wiemöglich zurück fällt, sobald der Stromwert unter den Stromansprechwert fällt. Inmanchen Fällen ist eine gewisse Rückfallverzögerung erforderlich. Daher könnenverschiedene Arten von Rücksetzcharakteristiken verwendet werden.

Bei einigen Schutzanwendungen, kann es erforderlich sein, für eine gewisse Zeit denStromansprechwert zu ändern. Ein typischer Fall ist, wenn der Schutz den Strom zueinem großen Motor misst. Beim Anlaufen des Motors kann der Anlaufstromerheblich über dem Bemessungsstrom des Motors liegen. Daher gibt es dieMöglichkeit, über eine Einstellung einen Multiplikator für den Stromansprechwertfestzulegen. Dieser Multiplikator wird über ein binäres Eingangssignal zur Funktionaktiviert.

Stromwandler können beim Zuschalten einen hohen Einschaltstrom haben. DerGrund für dieses Phänomen ist die Sättigung des Magnetkerns des Transformatorswährend bestimmter Zeiträume. Es besteht das Risiko, dass der Einschaltstromwertoberhalb des Anregestroms des Leiter-Überstromschutzes erreicht. DerEinschaltstrom hat einen großen 2. Oberschwingungsgehalt. Damit lässt sich einunerwünschtes Auslösen des Schutzes vermeiden. Daher enthält OC4PTOC dieMöglichkeit, die 2. Oberschwingung zu unterdrücken, wenn der Wert diesesOberschwingungsstroms einen Wert oberhalb des festgelegten Prozentwertes desGrundschwingungsstroms erreicht.

Der Leiter-Überstromschutz wird häufig als Schutz für zwei- oder dreipoligeKurzschlüsse verwendet. In einigen Fällen ist es unerwünscht, dass der Leiter-Überstromschutz einpolige Erdfehler erkennt. Diese Fehlerart wird nach derAuslösung des Erdfehlerschutzes erkannt und behoben. Daher kann festgelegtwerden, wie viele Leiter mindestens einen Strompegel oberhalb des Ansprechpegelsaufweisen müssen, um eine Auslösung zu bewirken. Bei der Einstellung 1 aus 3genügt es, wenn in einem Leiter ein hoher Strom fließt. Bei der Einstellung 2 aus 3oder 3 aus 3 werden keine Erdfehler erkannt.


Wenn die inverse Zeit-Überstromcharakteristik ausgewählt wird, istdie Verzögerung der Stufe die Summe aus der inversenVerzögerungszeit und der eingestellten unabhängigenVerzögerungszeit. Wenn somit nur die inverse Verzögerungszeitbenötigt wird, muss die unabhängige Verzögerungszeit für dieseStufe auf Null gesetzt werden.



Die Parameter für den vierstufigen Leiter-Überstromschutz, dreipoliger AusgangOC4PTOC werden über die LHMI oder am PCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für OC4PTOC festgelegt werden.


MeasType: Auswahl der Signale des Discrete Fourier Transformation Filters (DFT)oder des True RMS Filters (RMS). Der Effektivwert wird verwendet, wenn derOberschwingungsanteil berücksichtigt werden muss, z. B. bei Anwendungen mitKondensatoren.

Operation: Der Schutz kann eingestellt werden auf Aus oder Ein

AngleRCA: Schutzcharakteristikwinkel in Grad. Wenn der Winkel des Fehlerstromszum Winkel der Spannung den Winkel-RCA hat, ist die Fehlerrichtung vorwärts.

AngleROA: Winkelwert in Grad, um den Winkelsektor der gerichteten Funktion zudefinieren. Siehe Abbildung 44.

IminOpPhSel: Minimaler Strom für Leiterauswahl in % von IBase. Diese Einstellungmuss unter der niedrigsten Stufeneinstellung liegen. Standardeinstellung ist 7 %.

StartPhSel: Anzahl der Leiter mit hohem Strom, die für den Betrieb benötigt werden.Die Einstellmöglichkeiten sind: Nicht benutzt,1 aus 3, 2 aus 3 und 3 aus 3.Standardeinstellung ist 1 aus 3.

2ndHarmStab: Auslösepegel der Unterdrückung des 2. Oberschwingungstroms in %des Basisstroms. Der Einstellungsbereich geht von 5 - 100 % in Schritten von je 1 %.Standardeinstellung ist 20 %.



Uref

Idir

IEC09000636_1_vsd

1

2

2

3

4

IEC09000636 V1 EN

Abb. 44: Gerichtete Funktions-Charakteristik

1. RCA = Charakteristischer Relaiswinkel2. ROA = Relaisauslösewinkel3. Rückwärts4. Vorwärts

7.2.3.1 Einstellungen für jede Stufe

x bedeutet Stufe 1, 2, 3 und 4.

DirModex: Gerichteter Modus von Stufe x. Mögliche Einstellungen sind Aus/Ungerichtet/Vorwärts/Rückwärts.

Characteristx: Auswahl der Zeiteigenschaft für Stufe x. UMZ Zeitverzögerung undunterschiedliche Arten inverser Zeiteigenschaften stehen entsprechend Tabelle 9 zurVerfügung.



Tabelle 9: Inverse-Time-Charakteristiken (stromabhängig)

KurvenbezeichnungANSI extrem invers

ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers

ANSI/IEEE Definite time

ANSI Langzeit extrem invers

ANSI Langzeit stark invers

ANSI Langzeit invers

IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)

Anwenderprogrammierbar

ASEA RI

RXIDG (logarithmisch)

Die unterschiedlichen Eigenschaften sind im technischen Referenzhandbuchbeschrieben.

Ix>: Auslösestromwert für Stufe x in % von IBase angegeben.

tx: Definite Zeitverzögerung für Stufe x. Wird verwendet, wenn Definite-Time-Charakteristik (unabhängig) gewählt ist.

kx: Zeitmultiplikator für inverse Zeitverzögerung für Stufe x.

IMinx: Minimaler Ansprechstrom für Stufe x in % von IBase. IMinx unter Ix> für jedeStufe einstellen, um ANSI Rücksetzeigenschaften nach dem Standard zu erreichen.Wenn IMinx für jede Stufe höher eingestellt ist als Ix>, funktioniert die ANSI-Rücksetzung so, als ob der Strom gleich null wäre, sobald die Stromstärke unter denWert IMinx fällt.

IxMult: Multiplikationsfaktor zur Stromwertskalierung. Wird ein binäresEingangssignal (enableMultiplier) aktiviert, dann steigt das Niveau desAnsprechstroms um den Wert dieser Einstellkonstante an. Einstellbereich: 1,0-10,0

txMin: Minimale Auslösezeit für alle inversen Zeitcharakteristiken Bei hohenStrömen kann die abhängige Zeitcharakteristik (Inverse-Time-Charakteristik) zueiner sehr kurzen Auslösezeit führen. Durch Setzen dieses Parameters kann die



Auslösezeit der Stufe nie kürzer sein als der gesetzte Wert. Einstellbereich: 0,000 -60,000 s in 0,001 s-Schritten.

Strom

Auslöse-zeit

IMinx

txMin

IEC10000058 V1 DE

Abb. 45: Minimaler Ansprechstrom und minimale Auslösezeit für abhängigeZeitcharakteristiken

Um der Definition der Kurven vollständig zu entsprechen, wird als EinstellparametertxMin der Wert verwendet, der der Betriebszeit der gewählten stromabhängigenKurve für den gemessenen Strom des Zwanzigfachen des eingestelltenStromansprechwerts entspricht. Bitte beachten Sie, dass die Auslösezeit vomgewählten Einstellwert für den Zeitmultiplikator kx abhängt.

ResetTypeCrvx: Das Rücksetzen des Verzögerungstimers kann auf unterschiedlicheWeise erfolgen. Durch Auswahl der Einstellungen entsprechen die Möglichkeitenden Angaben in Tabelle 10.

Tabelle 10: Rücksetzoptionen

Kurvenbezeichnung Kurven-IndexnummerUnverzögert 1

IEC Rückfall (konstante Zeit) 2

ANSI Rückfall (inverse Zeit) 3

Die Verzögerungseigenschaften sind im technischen Referenzhandbuch beschrieben.Bezüglich der Auswahl der Rücksetzverzögerung herrschen einige Einschränkungen.



Für die unabhängige Zeitcharakteristik (UMZ) lauten die möglichenVerzögerungszeiteinstellungen (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung).

Für die abhängige Zeitcharakteristik (AMZ) gemäß ANSI sind alle dreiRückfalleigenschaften verfügbar, (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung) und ANSI (3 = stromabhängige Rückfallzeit).

Für die unabhängige Zeitcharakteristik (UMZ) lauten die möglichenVerzögerungszeiteinstellungen (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung).

Für die maßgeschneiderten stromabhängigen Zeitverzögerungseigenschaften(Typ 17) sind alle drei Rückfalleigenschaften verfügbar, (1) unverzögert und (2 =konstante Zeitverzögerung) IEC und (3 = stromabhängige Rückfallzeit) ANSI. Wennein stromabhängiger Typ verwendet wird, müssen die Werte pr, tr und cr festgelegtwerden.

HarmRestrainx: Blockierung der Stufe x aus der Stabilisierungsfunktion derOberschwingung aktivieren (2. Oberschwingung). Diese Funktion sollte eingesetztwerden, wenn das Risiko von Transformator-Einschaltströmen besteht, die eineunerwünschte Auslösung verursachen könnten. Kann auf Aus/Ein gesetzt werden.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parameter für die kundenspezifische Erstellungeiner inversen Zeitcharakteristik-Kurve (Kurventyp = 17). Gleichung zuZeiteigenschaften, siehe 28.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø


Weitere Erläuterungen finden Sie im technischen Referenzhandbuch.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Parameter für die kundenspezifische Erstellung einerinversen Zeitcharakteristik-Kurve (Rückfall-Kurventyp = 3). Weitere Erläuterungenfinden Sie im technischen Referenzhandbuch.

7.2.3.2 2. Oberschwingungsblockierung

Wird ein Leistungstransformator eingeschaltet, besteht das Risiko, dass derTransformatorkern sich für eine bestimmte Zeit nach der Einschaltung sättigt. Diesführt zu einem Transformator-Einschaltstrom. Infolgedessen kommt es zu einemabklingenden Neutralstrom im Netz, da der Einschaltstrom zwischen den Leiternstark voneinander abweicht. Es besteht die Gefahr, dass die Leiter-Überstrom-Funktion eine unerwünschte Auslösung veranlasst. Das Verhältnis des Anteils der 2.



Oberschwingung ist im Einschaltstrom relativ groß. Diese Komponente kann dazuverwendet werden, ein Blockiersignal zu erzeugen, um das unerwünschte Auslösendieser Funktion zu verhindern.

Die Einstellungen für die Stabilisierung der Oberschwingung 2. Ordnung sindnachfolgend beschrieben.

2ndHarmStab: Der Anteil des Stromgehalts der 2. Oberschwingung für dieAktivierung des Stabilisierungssignals der 2. Oberschwingung zur Blockierung dergewählten Stufen. Die Einstellung wird in % des grundfrequenten Neutralstromsangegeben. Der Einstellungsbereich geht von 5 - 100% in Schritten von je 1%. Dervoreingestellte Wert ist 20%. Er kann verwendet werden, wenn eine tiefer gehendeUntersuchung zeigt, dass kein anderer Wert benötigt wird.

HarmRestrainx: Dieser Parameter kann auf Aus/Ein eingestellt werden, um dieStabilisierung der Oberschwingung 2. Ordnung zu deaktivieren oder zu aktivieren.

Der vierstufige Leiter-Überstromschutz, dreipoliger Ausgang kann, je nachAnwendung, auf unterschiedliche Weise verwendet werden. Eine allgemeineBeschreibung folgt unten.

Der Ansprechstrom, der den Schutz mit der abhängigen Zeitcharakteristik oder dieniedrigste Stromstufe des unabhängigen Zeitschutzes einstellt, muss so definiert sein,dass der höchstmögliche Laststrom den Schutz nicht auslöst. Hier muss ebenfalls dieStromgröße für das Rücksetzen der Schutzfunktion berücksichtigt werden, damit einekurze Spitze von Überstrom keine Schutzfunktion verursacht, auch nicht, wenn derÜberstrom angestiegen ist. Dieses Phänomen ist in Abbildung 46 dargestellt.



Auslösestrom

Strom I

Das Gerät wurde nicht zurückgesetzt.

Leiterstrom

Zeit t

Eücksetzstrom

IEC05000203-en-2.vsdIEC05000203 V3 DE

Abb. 46: Ansprech- und Rückfallstromwert für den Überstromschutz

Der niedrigste Einstellwert kann mit der Gleichung 29 errechnet werden.

ImaxIpu 1.2k

³ ×


wobei

1.2 ist ein Sicherheitsfaktor,

k ist das Rückfallverhältnis des Schutzes

Imax ist der maximale Laststrom

Auslösestatistiken zeigen, dass Lastströme bis zur aktuellen Situation festgestelltwerden können. Die Stromeinstellung muss auch für die kommenden Jahre gültigsein. Es ist in dem meisten Fällen realistisch, dass die Einstellwerte nicht öfter als allefünf Jahre aktualisiert werden. In manchen Fällen kann das Intervall auch länger sein.Den maximalen Laststrom ermitteln, dem die verschiedenen Geräte an der Leitungwiderstehen können. Komponenten, wie Leiter, Stromwandler, Leistungsschalter undTrennschalter untersuchen. Der Gerätehersteller gibt für gewöhnlich den maximalenthermischen Laststrom der Geräte an.



Der maximale Laststrom der Leitung muss ermittelt werden. Es ist ebenfallserforderlich, dass innerhalb der geschützten Zone alle Fehler vom Leiter-Überstromschutz erkannt werden. Der Mindestfehlerstrom Iscmin, der vom Schutzerkannt werden soll, muss berechnet werden. Wenn man diesen Wert als Basis nimmt,kann die höchste Anregestrom-Einstellung mit der Gleichung 30 berechnet werden.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Gleichung 30)

wobei


Iscmin ist der kleinste Fehlerstrom, der vom Überstromschutz erkannt werden soll.

Zusammenfassend soll der Ansprechstrom innerhalb des in der Gleichung 31angegebenen Intervalls ausgewählt werden.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


Die Hochstromfunktion des Leiter-Überstromschutzes, die nur eine kurzeVerzögerung beim Ansprechen hat, muss dabei eine aktualisierte Einstellung haben,so dass der Schutz gegenüber anderen Schutzfunktionen im System selektiv ist. Es istwünschenswert, eine schnelle Auslösung der Fehler innerhalb eines größtmöglichenNetzabschnitts, den es zu schützen gilt (primäre Schutzzone), zu erreichen. EineFehlerstromberechnung zeigt den größten Fehlerstrom, Iscmax, im entferntestenBereich der primären Schutzzone. Das Risiko einer Störgrößenüberschreitungaufgrund einer möglichen Gleichstromkomponente des Kurzschlussstroms mussberücksichtigt werden. Die niedrigste Stromeinstellung der schnellsten Stufe desLeiter-Überstromschutzes kann mit folgender Formel errechnet werden:

max1.2 t schighI k I³ × ×


wobei


kt ist ein Faktor, der für die Störgrößenüberschreitung auf Grund der Gleichstromkomponentedes Fehlerstroms zuständig ist und liegt unter 1,05

Iscmax ist der größtmögliche Fehlerstrom eines Fehlers am entferntesten Punkt der primären Schutz‐zone.

Die Auslösezeiten des Leiter-Überstromschutzes müssen so gewählt werden, dass dieFehlerzeit so kurz ist, dass die geschützten Einrichtungen nicht aufgrund vonthermischer Überlastung beschädigt werden. Gleichzeitig muss die Selektivität



sichergestellt werden. Für den Überstromschutz in einem strahlenförmig gespeistenNetz kann die Zeiteinstellung grafisch gewählt werden. Dies wird meist im Fall einesabhängigen Überstromschutzes genutzt. Abbildung 47 zeigt, wie die Zeit-Strom-Kurve dargestellt wird. Die Zeiteinstellung wird gewählt, um die kürzeste Fehlerzeitmit entsprechender Selektivität zu erreichen. Die Selektivität wird gesichert, wenn dieZeitdifferenz zwischen den Kurven größer ist als die kritische Zeitdifferenz.

en05000204.vsd

Zeit-Strom-Kurven

Fehlerstrom

Auslö

seze

it

IEC05000204 V1 DE

Abb. 47: Fehlerzeit unter Sicherstellung der Selektivität

Die Auslösezeit kann für jede Überstromschutzstufe individuell eingestellt werden.

Um die Selektivität zwischen den verschiedenen Schutzeinrichtungen imStrahlennetz sicherzustellen, muss zwischen den Zeitverzögerungen zweierSchutzeinrichtungen ein minimaler Zeitunterschied Dt bestehen. DieMindestzeitdifferenz kann für verschiedene Fälle bestimmt werden. Zur Bestimmungder kürzesten Zeitdifferenz müssen die Schutz-Auslösezeit, die Schalter-Ausschaltzeit und die Schutz-Rückfallzeit bekannt sein. Die zeitlichenVerzögerungen können zwischen unterschiedlichen Schutzeinrichtungen deutlichvariieren. Die folgenden Zeitverzögerungen sind zu erwarten:

Schutz-Auslösezeit: 15-60 ms

Schutz-Rückfallzeit: 15-60 ms

Schalter-Ausschaltzeit: 20-120 ms



Beispiel für ZeitkoordinierungAngenommen, zwei Schaltanlagen A und B sind direkt miteinander durch eineLeitung verbunden. Abbildung 48. Nehmen Sie an, dass es einen Fehler auf eineranderen Leitung von Station B gibt. Der Fehlerstrom zum Überstromschutz des IEDB1 hat eine ausreichende Größe, um die unverzögerte Schutzfunktion auszulösen. DerÜberstromschutz von IED A1 muss eine verzögerte Funktion haben. Die Abfolge derEreignisse während eines Fehlers kann mithilfe einer Zeitachse beschrieben werden,siehe Abbildung 48.

I> I>

A1 B1 Speiseleitung

Zeitachse

t=0 t=t1 t=t2 t=t3

der Fehler tritt auf

der Schutz löst aus in B1

der Leistungs-schalter an B1 öffnet

der Schutz in A1 setzt zurück

=IEC05000205=1=de=Original.vsdIEC05000205 V1 DE

Abb. 48: Abfolge der Ereignisse während eines Fehlers

wobei

t = 0 liegt vor, wenn der Fehler sich ereignet,

t = t1 liegt vor, wenn das Auslösesignal des Überstromschutzes an Gerät B1 an den Leistungsschaltergesendet wird. Die Auslösezeit dieser Schutzfunktion ist t1

t = t2 liegt vor, wenn der Leistungsschalter an Gerät B1 sich öffnet. Die Zeit zum Öffnen des Leis‐tungsschalters ist t2 - t1

t = t3 liegt vor, wenn der Überstromschutz an IED A1 zurückgesetzt wird. Die Rückfallzeit des Schut‐zes ist t3 - t2.

Um sicherzustellen, dass der Überstromschutz im IED A1 selektiv bezüglich desÜberstromschutzes in IED B1 ist, muss die minimale Zeitdifferenz größer sein als dieZeit t3. Es gibt Unsicherheiten bei den Werten der Schutzauslösezeit, derLeistungsschalter-Ausschaltzeiten und der Schutz-Rückfallzeit. Daher muss eineSicherheitstoleranz berücksichtigt werden. Mit normalen Werten kann die benötigteZeitdifferenz mit folgender Gleichung berechnet werden: 33.



40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 DE (Gleichung 33)

empfohlen wird:

die Auslösezeit des Überstromschutzes B1 beträgt 40 ms

die Ausschaltzeit des Leistungsschalters beträgt 100 ms

die Rückfallzeit des Schutzes A1 beträgt 40 ms und

die zusätzliche Toleranz beträgt 40 ms

7.3 Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC




Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC

IN>>

IEF V1 DE

50N

7.3.2 Anwendung

In vielen Anwendungen gilt: Wenn der Fehlerstrom auf einen durch dieBetriebsmittelimpedanz vordefinierten Wert begrenzt ist, kann ein unverzögerterSchutz beim Erdfehler eine schnelle und selektive Auslösung bieten.

Der unverzögerte Erdfehlerschutz EFPIOC, der bei Fehlern mit extrem hohenStrömen in 15 ms (50 Hz Systembemessungsfrequenz) auslösen kann, ist im Gerätenthalten.


Die Parameter für den unverzögerten Erdfehlerschutz EFPIOC werden über dieLHMI oder am PCM600 eingestellt.

Es sind einige Richtlinien für die Wahl der Einstellparameter für EFPIOC enthalten.


Die Einstellung der Funktion ist für den unverzögerten Erdfehlschutz auf denAnsprechwert des Summenstromes beschränkt (IN>>).



Die Basisanforderung ist, die Selektivität sicherzustellen, d.h., EFPIOC darf nichterlaubt werden, bei Fehlern auszulösen, die auf anderen Objekten als auf demgeschützten Objekt (Leitung) auftreten.

Bei einer normalen Leitung in einem vermaschten Netz müssen Fehler zwischenLeiter-Erde und Leiter-Leiter-Erde gemäß Abbildung 49 und Abbildung 50berechnet werden. Es wird der Summenstrom für die Schutzfunktion berechnet. Beieinem Fehler am entfernten Leitungsende ist dieser Fehlerstrom IfB. In dieserBerechnung ist der Betriebszustand mit hoher Quellimpedanz ZA und niedrigerQuellimpedanz ZB zu verwenden. Bei einem Fehler an der lokalen Sammelschiene, istdieser Fehlerstrom IfA. In dieser Berechnung ist der Betriebszustand mit niedrigerQuellimpedanz ZA und hoher Quellimpedanz ZB zu verwenden.

~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fB

Fehler


IEC09000022 V1 DE

Abb. 49: Durchgangsfehlerstrom von A nach B: IfB

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fA

Fehler

IEC09000023 V1 DE

Abb. 50: Durchgangsfehlerstrom von B nach A: IfA

Die Funktion darf bei jedem der berechneten Ströme für den Schutz nicht auslösen.Die minimale theoretische Stromeinstellung (Imin) ist:

Imin MAX IfA IfA,( )³




Ein Sicherheitszuschlag von 5% für die maximale statische Ungenauigkeit und einSicherheitszuschlag von 5% für die maximal mögliche Transientenüberreichweitemüssen berücksichtigt werden. Auf Grund der Ungenauigkeit derGerätetransformatoren bei Transientenbedingungen und der Ungenauigkeit in denSystemdaten sind weitere 20% zu beachten.

Die minimale Primärstromeinstellung (Is) ist:

Is = 1.3 × Imin EQUATION285 V3 EN (Gleichung 35)

Bei parallelen Leitungen mit Gegenkopplung der Nullimpedanzen (siehe Abbildung51) muss ein Fehler an der parallelen Leitung berechnet werden.


~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Fehler

Gerät

ZL2

M

CLeitung 1

Leitung 2

IEC09000025 V1 DE

Abb. 51: Parallele Leitungen. Einfluss der Parallelleitung auf denDurchgangsfehlerstrom: IM

Die minimale theoretische Stromeinstellung (Imin) ist in diesem Fall:

I m in M AX IfA I fB IM, ,( )³


Wobei gilt:

IfA und IfB wurden für den Fall mit einer einzelnen Leitung beschrieben.

Unter Berücksichtigung der zuvor genannten Sicherheitszuschläge ist die minimaleEinstellung (Is):

Is = 1.3 × Imin EQUATION288 V3 EN (Gleichung 37)



Der Einschaltstrom des Transformators ist zu berücksichtigen.

Die Einstellung des Schutzes erfolgt als Prozentwert des Basisstroms (IBase).

Operation: Stellen Sie den Schutz auf Ein oder Aus ein.

IN>>: Setzen Sie den Ansprechstrom in % von IBase.

StValMult: Der Auslösestrom kann durch die Aktivierung des binären EingangsENMULT mit dem eingestellten Faktor StValMult geändert werden.

7.4 Vierstufiger Erdfehlerschutz, Null-/Gegensystemrichtung EF4PTOC




Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 DE

51N/67N

7.4.2 Anwendung

Der vierstufige Erdfehlerschutz EF4PTOC wird im Netz bei verschiedenenAnwendungen eingesetzt. Einige Anwendungen sind:

• Erdfehlerschutz an Abgängen in niederohmig geerdeten Verteilungs- undÜbertragungsnetzen. Normalerweise besitzen diese Einspeisungen einesternförmige Struktur.

• Reserve-Erdfehlerschutz von Übertragungsleitungen.• Empfindlicher Erdefehlerschutz von Übertragungsleitungen. EF4PTOC kann

bei der Erkennung von hochohmigen Leiter-Erde-Fehlern empfindlicher sein alsder Distanzschutz.

• Reserve-Erdfehlerschutz für Leistungstransformatoren.• Erdfehlerschutz von verschiedenen Einrichtungsarten, verbunden mit dem

System, wie z. B. Kondensatorbatterien, Kompensations-Drosselspulen undandere.

In vielen Anwendungen sind mehrere Schritte wie verschiedene Ansprechstufen undZeitverzögerungen erforderlich. EF4PTOC kann bis zu vier individuell einstellbareSchritte haben. Die Flexibilität der Stufen von EF4PTOC ist enorm. FolgendeOptionen sind verfügbar:



Ungerichtete/gerichtete Funktion: In einigen Anweisungen wird die ungerichteteFunktionalität verwendet. Dies ist zumeist dann der Fall, wenn kein Fehlerstromgespeist werden kann. Um Selektivität und eine schnelle Fehlerbeseitigung zugewährleisten, kann die gerichtete Funktion erforderlich sein. Dies kann beimErdfehlerschutz in vermaschten und wirksam niederohmig geerdetenÜbertragungsnetzen der Fall sein. Der gerichtete Erdfehlerschutz ist für dieZusammenarbeit mit dem Signalvergleichsschutz ebenfalls gut geeignet, weil eineschnelle Klärung von Leiter-Erde-Fehlern in Übertragungsleitungen möglich ist. Diegerichtete Funktion verwendet die nach der Einstellung festgelegtePolarisationsgröße. Spannungspolarisation wird am häufigsten genutzt, aberalternativ wird auch die Strompolarisation eingesetzt, bei der die Ströme an denSternpunktanschlüssen des Transformators die neutrale Quelle (ZN) liefern, um dieFunktion zu polarisieren (IN · ZN). Die Strom- und Spannungspolarisation, bei derdie Summe der Spannungs- und Stromkomponente für die Polarisation gestattet ist,kann ebenfalls gewählt werden.

Wahl der Zeitcharakteristiken: Es gibt mehrere Arten von Zeitcharakteristiken, wiedefinite (unabhängige) Zeitverzögerung und verschiedene Arten von inversen(abhängigen) Zeitcharakteristiken. Die Selektivität zwischen den unterschiedlichenÜberstromschutzfunktionen wird gewöhnlich durch die Koordination derAuslösezeiten der unterschiedlichen Schutzfunktionen gewährleistet. Um eineoptimale Koordination aller Überstromschutzfunktionen untereinander sicher zustellen, sollten sie die gleiche Zeitcharakteristik aufweisen. Daher ist eine breitePalette an inversen Zeitcharakteristiken verfügbar: IEC und ANSI.

Tabelle 11: Zeitcharakteristiken


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers





IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)




KurvenbezeichnungAnwenderprogrammierbar

ASEA RI


Ebenso kann eine spezifische abhängige Zeitcharakteristik erstellt werden.

Normalerweise ist es erforderlich, dass EF4PTOC so schnell wie möglich zurückgesetzt werden sollte, wenn das Stromniveau unter das Auslöseniveau sinkt. Inmanchen Fällen ist eine gewisse Rückfallverzögerung erforderlich. Daher könnenverschiedene Arten von Rückfallcharakteristiken verwendet werden.

Bei einigen Schutzanwendungen kann es erforderlich sein, das Stromniveau derAuslösung einige Zeit zu ändern. Daher ist die Einstellung einesMultiplikationsfaktors INxMult auf den Erdfehlerstrom Ansprechwert möglich. DerMultiplikationsfaktor wird über ein Binäreingangssignal ENMULTx für die Funktionaktiviert.

Leistungstransformatoren können beim Zuschalten einen hohen Einschaltstromhaben. Der Einschaltstrom kann Gleichstromkomponenten aufweisen. DiesesPhänomen tritt auf Grund der Sättigung des Transformators in bestimmten Teilen derSpannungsperioden auf. Es besteht das Risiko, dass der Einschaltstrom einenGleichstrom verursacht, der ein Niveau über dem Ansprechstrom desErdfehlerstromschutzes erreicht. Der Einschaltstrom hat einen großen zweitenOberschwingungsgehalt. Damit lässt sich ein unerwünschtes Auslösen des Schutzesvermeiden. Daher hat EF4PTOC eine Möglichkeit der zweiten Oberschwingungs-Stabilisierung 2ndHarmStab, wenn das Niveau des Oberschwingungsstroms einenWert über dem eingestellten Prozentsatz des Grundstroms erreicht.


Wenn inverse Zeit-Überstromcharakteristik gewählt ist, ist dieVerzögerung der Stufe gleich der Summe von inverserZeitverzögerung und eingestellter unabhängiger Zeitverzögerung.Daher muss die unabhängige Zeitverzögerung für die Stufe auf Nulleingestellt werden, wenn nur die inverse Zeitverzögerung benötigtwird.

Die Parameter für den vierstufigen Erdfehlerschutz, Null-/Gegensystemkomponentenrichtung EF4PTOC werden über die lokale HMI oder amPCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für den vierstufigen Erdfehlerschutz verwendetwerden.




Operation: Stellt den Schutz auf Ein oder Aus.

7.4.3.1 Einstellungen für jede Stufe (x = 1, 2, 3 und 4)

DirModex: Gerichteter Modus von Stufe x. Mögliche Einstellungen sind Aus/Ungerichtet/Vorwärts/Rückwärts.

Characteristx: Auswahl der Zeitcharakteristik für Stufe x. Es stehen die unabhängigeZeitverzögerung und verschiedene Arten abhängiger Zeitcharakteristiken zurVerfügung.

Die abhängige Zeitcharakteristik ermöglicht eine schnelle Fehlerbehebung beiStörungen mit hohen Strömen und kann die Selektivität andererÜberstromschutzvorrichtungen mit abhängiger Zeitphase sicherstellen. Dies wirdhauptsächlich in radial gespeisten Netzen eingesetzt, kann jedoch auch invermaschten Netzen zum Einsatz kommen. Bei vermaschten Netzen müssen dieEinstellungen auf den Fehlerberechnungen für das Netz basieren.

Um die Selektivität zwischen den verschiedenen Schutzeinrichtungen imStrahlennetz sicherzustellen, muss zwischen den Zeitverzögerungen zweierSchutzeinrichtungen ein minimaler Zeitunterschied Dt bestehen. DieMindestzeitdifferenz kann für verschiedene Fälle bestimmt werden. Zur Bestimmungder kürzesten Zeitdifferenz müssen die Schutz-Auslösezeit, die Schalter-Auslösezeitund die Schutz-Rückfallzeit bekannt sein. Die zeitlichen Verzögerungen könnenzwischen unterschiedlichen Schutzausrüstungen deutlich variieren. Die folgendenZeitverzögerungen sind zu erwarten:

Schutz-Auslösezeit: 15-60 ms

Schutz-Rückfallzeit: 15-60 ms

Schalter-Auslösezeit: 20-120 ms

Die verschiedenen Charakteristiken werden im technischen Referenzhandbuchbeschrieben.

INx>: Auslöse-Erdfehlerstromwert der Stufe x in % von IBase.

kx: Zeitmultiplikator für die abhängige (inverse) Charakteristik für Stufe x.

IMinx: Minimaler Ansprechstrom für Stufe x in % von IBase. Stellen Sie IMinx unterden Wert von Ix> für jede Stufe ein, um ANSI-Rückfalleigenschaften nach demStandard zu erreichen. Wenn IMinx für eine beliebige Stufe auf einen Wert oberhalbvon Ix> eingestellt wird, wird das Signal bei einem Erdfehlerstrom zurückgesetzt.

INxMult: Multiplikationsfaktor zur Stromwertskalierung. Wenn das binäreEingangssignal (ENMULTx) aktiviert ist, erhöht sich der Ansprechstrompegel umdiese Einstellungskonstante.



txMin: Minimale Auslösezeit für abhängige Zeitcharakteristik. Bei hohen Strömenkann die abhängige Zeitcharakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. Mitdiesem Parameter wird die minimale Auslösezeit für die Stufe festgelegt.

Strom

Auslöse-zeit

IMinx

txMin

IEC10000058 V1 DE

Abb. 52: Minimaler Ansprechstrom und minimale Auslösezeit für abhängigeZeitcharakteristiken

Um der Kurvendefinition vollständig zu entsprechen, ist der Einstellparameter txMinauf den Wert zu setzen, der der Auslösezeit der ausgewählten inversen Kurve für dengemessenen Strom des Zwanzigfachen des eingestellten Stromaufnahmewertesentspricht. Beachten Sie, dass der Auslösezeitwert von dem ausgewähltenEinstellwert für den Zeitmultiplikator kx abhängt.

ResetTypeCrvx: Das Rücksetzen des Verzögerungstimers kann auf unterschiedlicheWeise erfolgen. Die Möglichkeiten sind im technischen Referenzhandbuchbeschrieben.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parameter für die vom Benutzer programmierbareKurve für die abhängige Zeitcharakteristik. Die Gleichung für die Zeitcharakteristiklautet 38:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 DE (Gleichung 38)



Weitere Erläuterungen finden Sie im technischen Referenzhandbuch.

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Parameter für die vom Benutzer programmierbareKurve für die abhängige Rückfallzeitcharakteristik. Weitere Erläuterungen finden Sieim technischen Referenzhandbuch.

7.4.3.2 Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen

tx: Definite Zeitverzögerung für Stufe x. Wird verwendet, wenn Definite-Time-Charakteristik (unabhängig) gewählt ist.

AngleRCA: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad. Der Winkel ist wie in Abbildung53 gezeigt definiert. Der Winkel ist positiv definiert, wenn der Erdfehlerstrom derReferenzspannung nacheilt (Upol = 3U0 oder U2)

Upol = 3U0 oder U2

I>Dir

RCA

Auslösung

en 05000135-4-nsi.vsd

IEC05000135 V4 DE

Abb. 53: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad

In einem normalen Übertragungsnetz liegt der normale Wert von RCA bei 65°. DerEinstellungsbereich liegt zwischen -180° und +180°.

polMethod: Definiert, ob die gerichtete Polarisation ausgeht von

• der Spannung (3U0 oder U2)• dem Strom (3I0 · ZNpol oder 3I2 ·ZNpol, wobei ZNpol = RNpol + jXNpol), oder• sowohl vom Strom als auch von der Spannung, Dual (duale Polarisation, (3U0

+ 3I0 · ZNpol) oder (U2 + I2 · ZNpol)).



Normalerweise wird die Spannungspolarisation aus der intern berechnetenRestsumme oder einem externen offenen Delta verwendet.

Die Strompolarisation ist sinnvoll, wenn die lokale Quelle stark und eine hoheEmpfindlichkeit erforderlich ist. In solchen Fällen kann die polarisierende Spannung(3U0) unter 1 % liegen. In diesem Fall ist es notwendig die Strompolarisation oderduale Polarisation einzusetzen. Der erforderliche eingestellte Strom (primär) wird mitder Mindestimpedanz (ZNpol) multipliziert, und als Verifizierung liegt derProzentanteil der Leiter-Erde-Spannung definitiv über 1 % (mindestens3U0>UPolMin-Einstellung).

RNPol, XNPol: Die Nullsystemquelle wird als Basis der Strompolarisierung in Ohm/primär angegeben. Die Polarisierungsspannung ergibt sich dann als 3I0 · ZNpol.ZNpol kann als (ZS1-ZS0)/3 definiert werden, d. h. die Erd-Rückimpedanz der Quellenach dem Schutz. Der maximale Erdfehlerstrom an der lokalen Quelle kannverwendet werden, um den Wert von ZN als U/(√3 · 3I0) typisch zu berechnen, derminimale ZNPol (3 · Nullsystemquelle) wird eingestellt. Die Einstellung erfolgt inOhm/primär.

Wird die duale Polarisationsmethode verwendet, dann ist es wichtig, dass dieEinstellungINx>oder das Produkt aus 3I0 · ZNpol nicht größer ist als 3U0. Falls demso ist, besteht die Gefahr einer fehlerhaften Auslösung bei Fehlern inRückwärtsrichtung.

IPolMin: ist der minimale, für gerichtete Auswertung angenommene Erdfehlerstrom.Bei Strömen unter diesem Wert, wird die Auslösung blockiert. Eine typischeEinstellung ist 5-10% von IBase.

UPolMin: Mindestpolarisation (Referenz) der polarisierenden Spannung für diegerichtete Funktion in % von UBase/√3.

I>Dir: Auslöse-Erdfehlerstrom Freigabe in % von IBase fürRichtungsvergleichsschema. Die Einstellung muss in % von IBase angegeben werdenund unterhalb der niedrigsten INx>-Einstellung liegen, die für die Richtungsmessungfestgelegt ist. Die Ausgangssignale STFW und STRV können für denSignalvergleichsschutz eingesetzt werden. Das geeignete Signal sollte für dasanzuwendende Verfahren konfiguriert werden.

7.4.3.3 Stabilisierung durch die 2. Oberschwingung

Wenn ein Leistungstransformator eingeschaltet wird, besteht das Risiko, dass hoheEinschaltströme auftreten, die zeitweise zur Sättigung der Transformatoren führenkönnen. Dadurch kommt es zu einem abklingenden Erdfehlerstrom im Netz, da derabgebildete Einschaltstrom zwischen den Leitern abweicht. Es besteht dabei dieGefahr, dass die Erdfehlerschutz-Funktion eine unerwünschte Auslösung veranlasst.Der Anteil der Komponente der 2. Oberschwingung ist im Einschaltstrom relativgroß. Diese Komponente kann dazu verwendet werden, ein Blockiersignal zuerzeugen, um das unerwünschte Auslösen dieser Funktion zu verhindern.



Bei einer Sättigung des Transformators kann der Schutz einen falschenErdfehlerstrom messen. Auch hier kann die Stabilisierung der 2. Oberschwingungeiner unerwünschten Auslösung vorbeugen.

2ndHarmStab: Der Anteil de Stromgehalts der Oberschwingung 2. Ordnung für dieAktivierung des Stabilisierungssignals der Oberschwingung 2. Ordnung. DieEinstellung wird in % des grundfrequenten Erdfehlerstroms angegeben.

HarmRestrainx: Blockierung des Schrittes x aus der Stabilisierungsfunktion derOberschwingung aktivieren.

7.4.3.4 Paralleltransformator-Einschaltstrom-Logik

Bei Paralleltransformatoren besteht das Risiko eines mitschwingendenEinschaltstroms. Wenn einer der Transformatoren in Betrieb und derParalleltransformator zugeschaltet ist, verursacht der asymmetrische Einschaltstromdes zugeschalteten Transformators eine teilweise Sättigung des Transformators inBetrieb. Dies wird als "übertragene Sättigung" bezeichnet. Die 2. Oberschwingungdes Einschaltstroms der beiden Stromwandler sind in der Gegenphase. Die Summeder beiden Ströme führt daher zu einer geringen 2. Oberschwingung. Allerdings spieltder verbleibende Grundschwingungsstrom eine Rolle. Der Einschaltstrom desTransformators in Betrieb vor der Einschaltung des Paralleltransformators ist imVergleich zum ersten Transformator leicht verzögert. Daher liegt anfangs eine hohe 2.

Oberschwingung vor. Nach kurzer Zeit sinkt der Wert dieses Stroms und dieBlockierung für die 2. Oberschwingung fällt zurück.

=IEC05000136=1=de=Original.vsdx

Leistungsbetrieb

IN>IN>

IEC05000136 V1 DE

Abb. 54: Anwendung für die Paralleltransformator Einschaltstrom-Logik

Wenn die Funktion BlkParTransf aktiviert ist, hält das Begrenzungssignal für das 2.

Oberschwingungssignal so lange an, bis der vom Relais gemessene Erdfehlerstromgrößer ist als der Strom einer ausgewählten Stufe. Angenommen, Stufe 4 wird alsempfindlichste Stufe der vierstufigen Erdfehlerstromschutzfunktion EF4PTOCgewählt. Die Blockierung der Oberschwingungsstabilisierung ist für diese Stufeaktiviert. Für die Blockierung der Einschaltung des Paralleltransformators gilt diegleiche Stromeinstellung, wenn diese Stufe ausgewählt wird.

Nachfolgend sind die Einstellungen des Paralleltransformators erläutert.



UseStartValue: Gibt an, welches Stromniveau für die Aktivierung desBlockiersignals verwendet werden soll. Es wird als eine der Einstellungen der Stufenangegeben: Stufe 1/2/3/4. Normalerweise wird die Stufe mit dem niedrigstenAuslösestromwert eingestellt.

BlkParTransf: Dieser Parameter kann für die Paralleltransformator-Logik aufAus/Ein eingestellt werden.

7.4.3.5 Logik für Schalten auf Kurzschlussschutz

Beim Zuschalten eines fehlerhaften Betriebsmittels besteht das Risiko einer langenFehlerbeseitigungsdauer, wenn der Fehlerstrom zu gering ist für ein schnellesAnsprechen des Schutzes. Der Schalten auf Kurzschlussschutz kann über Hilfssignalevom Leistungsschalter aktiviert werden (entweder Schließbefehl oder Offen/Geschlossen-Positionsänderung).

Diese Logik kann für eine schnelle Auslösung genutzt werden, wenn einLeistungsschalterpol bei einem manuellen oder automatischen Schließvorgang nichtordnungsgemäß schließt.

SOTF und Unter-Zeit sind ähnliche Funktionen, die beide für eine schnelleFehlerbeseitigung bei asymmetrischen Schließvorgängen basierend auf denunterschiedlichen Anforderungen verschiedener Netzbetreiber sorgen.

Die Funktion ist in zwei Teile untergliedert. Die SOTF-Funktion sorgt für einAnsprechen von Stufe 2 oder 3 innerhalb einer festgelegten Zeit nach der Änderungder Schaltposition am Leistungsschalter. Die SOTF-Funktion arbeitet mit einerVerzögerungszeit. Die Unter-Zeit-Funktion, die über eine Blockierfunktion für die 2.

Oberschwingung verfügt, ermöglicht ein Ansprechen von Stufe 4. Die Beschränkungder 2. Oberschwingung verhindert eine ungewollte Auslösung im Falle vonTransformator-Einschaltströmen. Die Unter-Zeit-Funktion arbeitet mit einerVerzögerungszeit.

Nachfolgend sind die Einstellungen für die Logik für Schalten auf Kurzschlussschutzbeschrieben.

SOTF operation mode: Dieser Parameter kann eingestellt werden: Aus/SOTF/t</SOTF+t<.

ActivationSOTF: Diese Einstellung wählt das Signal zur Aktivierung der SOTF-Funktion; LS ist geöffnet/LS ist geschlossen/LS Schließbefehl.

tSOTF: Verzögerungszeit für Ansprechen der SOTF-Funktion. DerEinstellungsbereich liegt zwischen 0,000 und 60,000 s in Schritten von 0,001 s. DieStandardeinstellung ist 0,100 s.

StepForSOTF: Wenn dieser Parameter aktiviert ist, wird das Startsignal aus Stufe 3als Stromeinstellwert verwendet. Wenn dieser Parameter auf Aus gesetzt ist, wird dasStartsignal aus Stufe 2 als Stromeinstellwert verwendet.



t4U: Zeitspanne für die die SOTF-Funktion aktiviert ist nach dem Schließen desSchalters. Der Einstellbereich ist 0,000 - 60,000 s in Schritten von 0,001 s. DieStandardeinstellung ist 1,000 s.

ActUnderTime: Beschreibt den Modus zur Aktivierung der empfindlichen Unter-Zeit-Funktion. Die Funktion kann entweder über die LS-Position (Schaltänderung)oder einen LS-Befehl aktiviert werden.

tUnderTime: Verzögerungszeit für Ansprechen der empfindlichen Unter-Zeit-Funktion. Der Einstellungsbereich liegt zwischen 0,000 und 60,000 s in Schritten von0,001 s. Die Standardeinstellung ist 0,300 s.

7.4.3.6 Leitungsanwendungsbeispiel

Der vierstufige Erdfehlerschutz EF4PTOC kann auf verschiedene Weise genutztwerden. Nachfolgend ist eine mögliche Anwendung in vermaschten und geerdeten Netzen beschrieben.

Die Schutzfunktion misst den Erdfehlerstrom auf der geschützten Leitung. DerSchutz hat eine gerichtete Funktion, bei der die polarisierende Spannung(Nullsystemspannung) die Polarisationsgröße ist.

Die Polarisationsspannung und der Polarisationsstrom können intern erzeugt werden,wenn drei einpolige Spannungs- und Stromwandler verwendet werden.

xx05000149.vsd

IN>

IEC05000149 V1 DE

Abb. 55: Anschluss der Polarisierungsspannung bei einer offenenDreieckschaltung



Die verschiedenen Stufen lassen sich wie folgt beschreiben.

Stufe 1Diese Stufe hat eine gerichtete, unverzögerte Funktion. Die Anforderung lautet, dassein Überschreiten der Reichweite der geschützten Leitung nicht zulässig ist.


IN

3I0

Ein- oder zweiphasiger Erdfehler oder asymmetrischer Kurzschluss ohne Erdanschluss

IEC05000150 V4 DE

Abb. 56: Stufe 1 – Erste Berechnung

Der Erdfehlerstrom der Leitung wird für einen Fehler in der entferntenSammelschiene (Leiter-Erde- oder Leiter-Leiter-Erde-Fehler) berechnet. Um dieSelektivität sicherzustellen, ist es erforderlich, dass Stufe 1 bei diesem Fehler nichtauslöst. Die Anforderung lässt sich mit der Gleichung 39 berechnen.

step1 0I 1.2 3I (remote busbar)³ ×


Infolge der Verteilung des Nullsystemstroms im Stromnetz kann der Strom am Schutzhöher sein, wenn eine Abgangsleitung der entfernten Sammelschiene außer Betriebgenommen wird, siehe Abbildung 57.



IEC05000151-en-2.vsd

IN >

Leiter-Erde- oder Leiter-Leiter-Erde-

Fehler

3I0

IEC05000151 V2 DE

Abb. 57: Stufe 1 – Zweite Berechnung für entfernte Sammelschiene mit einerLeitung außer Betrieb

Die Anforderung ergibt sich aus der Gleichung 40.

Istep1 = 1,2·3I0 (ferne Sammelschiene mit einer Leitung außer Betrieb)


Ein höherer Wert bei Stufe 1 ist eventuell erforderlich, wenn ein großerLeistungstransformator (Y0/D) an der entfernten Sammelschiene vom Netzgenommen wird.

Ein Spezialfall sind Parallelleitungen mit gegenseitiger Kopplung, sieheAbbildung 58.

IN >

Leiter-Erde-Fehler

3I0

IEC05000152-en-2.vsdIEC05000152 V2 DE

Abb. 58: Stufe 1 – Dritte Berechnung



In diesem Fall kann der Erdfehlerstrom an der Leitung größer sein als im Fall miteinem Erdfehler an der entfernten Sammelschiene.

step1 0I 1.2 3I³ ×EQUATION1201 V3 EN (Gleichung 41)

Die Stromeinstellung für Stufe 1 wird als größter der oben berechnetenErdfehlerströme gewählt, gemessen von der Schutzfunktion.

Stufe 2Diese Stufe hat eine gerichtete Funktion und eine kurze Verzögerung, oftmals über0,4 s. Stufe 2 soll alle Erdfehler in der Leitung, die von Stufe 1 nicht erfasst wurden,sicher erkennen.

IN >

Leiter-Erde- oder Leiter-Leiter-Erde-

Fehler

3I0


IEC05000154 V2 DE

Abb. 59: Stufe 2 – Berechnung für Reichweite

Der von der Leitung abgehende Erdfehlerstrom wird für eine Ansprechsituation mitminimalem Erdfehlerstrom berechnet. Die Anforderung, dass die gesamte Leitungvon Stufe 2 abgedeckt ist, lässt sich mit Gleichung 42 berechnen.

step2 0I 0.7 3I (at remote busbar)³ ×EQUATION1202 V4 DE (Gleichung 42)

Um Selektivität sicherzustellen, muss die Stromeinstellung so gewählt sein, dassStufe 2 nicht bei Fehlern an der benachbarten Leitung der entfernten Schaltanlageanspricht. Gehen Sie von einem Fehler aus, wie in Abbildung 60 gezeigt.



IN >

Bei Leiter-Erde-Fehler

3I0

IN >

3I01


IEC05000155 V3 DE

Abb. 60: Stufe 2 – Berechnung der Selektivität

Ein zweites Kriterium für Stufe 2 ergibt sich aus Gleichung 43.

11 0

step2 step10

3I I .2 I3I

³ × ×


wobei

Istep1 die Stromeinstellung für Stufe 1 an der fehlerhaften Leitung ist.

Stufe 3Diese Stufe hat eine gerichtete Funktion und eine Zeitverzögerung, die geringfügigüber der von Stufe 2 liegt, oftmals 0,8 s. Stufe 3 muss eine selektive Auslösung beiErdfehlern mit einem gewissen Fehlerwiderstand zur Erdung im Vergleich zu Stufe 2hin ermöglichen. Die Anforderung bei Stufe 3 lautet, dass Selektivität zu anderenErdfehlerschutzfunktionen im Netz besteht. Ein Einstellungskriterium ist inAbbildung 61 dargestellt.


IN >

Leiter-Erde-Fehler

3I0

IN >

3I02

IEC05000156 V3 DE

Abb. 61: Stufe 3 – Berechnung der Selektivität



1 0step3 step2

02

3I I .2 I3I

³ × ×


wobei

Istep2 die gewählte Stromeinstellung für Stufe 2 an der fehlerhaften Leitung ist.

Stufe 4Diese Stufe hat normalerweise eine ungerichtete Funktion und eine relativ langeVerzögerung. Aufgabe von Stufe 4 ist es, Erdfehler mit großem Fehlerwiderstand,z. B. Fehler in der Baumstruktur, zu erkennen und entsprechend auszulösen. Stufe 4soll zudem Serienfehler erkennen, bei denen ein oder zwei Pole einesLeistungsschalters oder einer anderen Schaltvorrichtung geöffnet sind, währendandere Pole geschlossen sind.

Sowohl hochohmige Erdfehler als auch Serienfehler sorgen für einenNullsystemstromfluss im Netz. Diese Ströme stören Telekommunikationssystemeund sorgen für einen Erdstrom. Es ist wichtig, dass solche Fehler beseitigt werden, dasie eine Gefährdung für Menschen sind und ein Brandrisiko darstellen.

Als Stromeinstellung für Stufe 4 wird häufig 100 A (Primär-3I0) gewählt. Bei vielenAnwendungen wird eine definitive Verzögerungszeit von 1,2 bis 2,0 s gewählt. Beieinigen Anwendungen wird eine stromabhängige inverse Zeitcharakteristikverwendet. Daraus ergibt sich eine höhere Selektivität für einen empfindlichenErdfehler.

7.5 Vierstufiger Gegensystem-Überstromrichtungsschutz (Schieflastschutz)NS4PTOC

7.5.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Ken‐

nungIEC 60617 Kennung ANSI/IEEE C37.2

GerätenummerVierstufiger Gegensystem-Überstrom‐richtungsschutz (Schieflastschutz)

NS4PTOC I24

4alt

IEC10000053 V1 DE

46I2



7.5.2 Anwendung

Der vierstufige Gegensystem-Überstromrichtungsschutz NS4PTOC wird inzahlreichen Anwendungen des Stromnetzes verwendet. Einige Anwendungen sind:

• Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz an Einspeisungen inniederohmig geerdeten Verteilungs- und Übertragungsnetzen. Normalerweisebesitzen diese Einspeisungen eine sternförmige Struktur.

• Reserve-Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz inÜbertragungsleitungen.

• Empfindlicher Erdfehlerschutz von Übertragungsleitungen. NS4PTOC kann beider Erkennung von hochohmigen Leiter-Erde-Fehlern empfindlicher sein als derDistanzschutz.

• Reserve-Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz inLeistungstransformatoren.

• Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz von verschiedenenEinrichtungsarten, verbunden mit dem System, wie z. B. Nebenschluss-Kondensatorbatterien, Kompensations-Drosselspulen und anderem.

In vielen Anwendungen sind mehrere Schritte wie verschiedene Ansprechstufen undZeitverzögerungen erforderlich. NS4PTOC kann bis zu vier individuell einstellbareSchritte haben. Die Flexibilität jeder Stufe der Funktion NS4PTOC ist groß. FolgendeOptionen sind verfügbar:

Ungerichtete/gerichtete Funktion: In einigen Anweisungen wird die ungerichteteFunktionalität verwendet. Dies ist zumeist dann der Fall, wenn kein Fehlerstromgespeist werden kann. Um Selektivität und eine schnelle Fehlerbeseitigung zugewährleisten, kann die gerichtete Funktion erforderlich sein. Dies kann beimunsymmetrischen Fehlerschutz in vermaschten und in niederohmig, wirksamgeerdeten Übertragungsnetzen der Fall sein. Der Gegensystem-Überstromrichtungsschutz ist für die Zusammenarbeit mit demSignalvergleichschutz ebenfalls gut geeignet, weil eine schnelle Behebungunsymmetrischer Fehler in Übertragungsleitungen möglich ist. Die gerichteteFunktion setzt eine Spannungspolarisierungsgröße ein.

Wahl der Zeitcharakteristiken: Es gibt mehrere Arten von Zeitcharakteristiken, wiedefinite (unabhängige) Zeitverzögerung und verschiedene Arten von inversen(abhängigen) Zeitcharakteristiken. Die Selektivität zwischen den unterschiedlichenÜberstromrichtungsschutzfunktionen wird gewöhnlich durch die Koordination derAuslösezeiten der unterschiedlichen Schutzfunktionen gewährleistet. Um eineoptimale Koordination aller Überstromrelais untereinander sicher zu stellen, solltensie die gleiche Zeitcharakteristik aufweisen. Daher ist eine breite Palette an inversenZeitcharakteristiken verfügbar: IEC und ANSI.



Tabelle 12: Inverse Zeitcharakteristiken


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers

ANSI/IEEE unabhängige Zeit




IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)


ASEA RI


Außerdem steht auch eine benutzerprogrammierbare inverse Zeitcharakteristik zurVerfügung.

Normalerweise ist es erforderlich, dass der Gegensystem-Überstromrichtungsschutzfunktion so schnell wie möglich zurückgesetzt werdensoll, sobald der Strompegel unter den Auslösepegel fällt. In manchen Fällen ist einegewisse Rückfallverzögerung erforderlich. Daher können verschiedene Arten vonRückfallcharakteristiken verwendet werden.

Bei einigen Schutzanwendungen kann es erforderlich sein, das Stromniveau derAuslösung einige Zeit zu ändern. Daher ist es auch möglich, die Einstellung desMultiplikationsfaktors IxMult für den Gegensystem-Anregewert anzugeben. DieserMultiplikator wird über ein binäres Eingangssignal zur Funktion ENMULTxaktiviert.


Die Parameter für den vierstufigen Gegensystem-Überstromrichtungsschutz PTOCwerden über die lokale HMI oder den "Protection and Control Manager" (PCM600)gesetzt.

Die folgenden Einstellungen können für den vierstufigen Gegensystem-Überstromrichtungsschutz verwendet werden.



Auslösung: Stellt den Schutz auf Ein oder Aus.

Allgemeine Geräte-Bezugsgrößen für den Primärstrom (IBase), die Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in den globalen Bezugswerten für dieFunktion GBASVAL gesetzt. GlobalBaseSel: Sie wird verwendet, um eineGBASVAL-Funktion als Referenz für die Basiswerte auszuwählen.

Wenn abhängige Zeit-Überstromcharakteristik gewählt ist, ist dieVerzögerung der Stufe gleich der Summe von abhängigerZeitverzögerung und eingestellter unabhängiger Zeitverzögerung.Daher muss die unabhängige Zeitverzögerung für die Stufe auf Nulleingestellt werden, wenn nur die abhängige Zeitverzögerung benötigtwird.

7.5.3.1 Einstellungen für jede Stufe

x bedeutet Stufe1, 2, 3 und 4.

DirModeSelx: Der gerichtete Modus von Stufe x. Mögliche Einstellungen sind aus/ungerichtet/vorwärts/rückwärts.

Characteristx: Auswahl der Zeitcharakteristik für Stufe x. Es stehen die unabhängigeZeitverzögerung und verschiedene Arten abhängiger Zeitcharakteristiken zurVerfügung.

Tabelle 13: Inverse Zeitcharakteristiken


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers

ANSI/IEEE unabhängige Zeit




IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)




KurvenbezeichnungAnwenderprogrammierbar

ASEA RI


Die verschiedenen Charakteristiken sind im Technischen Referenzhandbuch (TRM)beschrieben.

Ix>: Auslöse-Gegensystem-Stromwert für Stufe x in % von IBase angegeben.

tx: Unabhängige Zeitverzögerung für Stufe x. Wird verwendet, wenn die unabhängigeZeitcharakteristik gewählt ist.

kx: Zeitmultiplikator für die abhängige (inverse) Charakteristik.

IMinx: Minimaler Auslösestrom für Stufe x in % von IBase. Stellen Sie IMinx fürjeden Stufe unter den Wert von Ix> ein, um eine ANSI-Rückfallcharakteristik gemäßStandard zu erzielen. Wenn IMinx in einer beliebigen Stufe über dem Wert Ix> liegt,funktioniert das Zurücksetzen gemäß ANSI-Standard so, als wäre der Strom Null,wenn der Strom unter den Wert von IMinx fällt.

IxMult: Multiplikationsfaktor zur Stromwertskalierung. Wird ein binäresEingangssignal (ENMULTx) aktiviert, dann wird der Auslösestrompegel mit demWert dieser Einstellkonstante multipliziert.

txMin: Minimale Auslösezeit für inverse Zeitcharakteristiken. Bei hohen Strömenkann die Inverse-Time-Charakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. DurchSetzen dieses Parameters kann die Auslösezeit der Stufe nie kürzer sein als dergesetzte Wert.

ResetTypeCrvx: Das Rücksetzen des Verzögerungszeitglieds kann aufunterschiedliche Weise erfolgen. Bei Auswahl der Einstellungen stehen die folgendenMöglichkeiten zur Verfügung:

KennlinienbezeichnungUnverzögert

IEC Rückfall (konstante Zeit)

ANSI Rückfall (inverse Zeit)

Die verschiedenen Rückfallcharakteristiken sind im Technischen Referenzhandbuch(TRM) beschrieben. Bezüglich der Auswahl der Rückfallverzögerung herrscheneinige Einschränkungen.

Für die unabhängigen Zeitverzögerungscharakteristiken lauten die möglichenVerzögerungszeiteinstellungen unverzögert (1) und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung).



Für die inversen Zeitverzögerungscharakteristiken gemäß ANSI sind alle dreiRückfalleigenschaften verfügbar, (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung) und ANSI (3 = stromabhängige Rückfallzeit).

Für die inversen Zeitverzögerungscharakteristiken lauten die möglichenVerzögerungszeiteinstellungen (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung).

Für die programmierbaren inversen Zeitverzögerungscharakteristiken sind alle dreiRückfalleigenschaften verfügbar, (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung) und ANSI (3 = stromabhängige Rückfallzeit). Wenn einstromabhängiger Typ verwendet wird, müssen die Einstellungen pr, tr und cr gegebensein.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parameter für die programmierbare inverseZeitcharakteristik-Kennlinie (Kennlinientyp = 17). Die Gleichung für dieZeitcharakteristik lautet 38:

[ ] = + ×

->



p

At s B k

iC


Weitere Erläuterungen finden Sie im Technischen Referenzhandbuch (TRM).

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Parameter für die programmierbare inverseRückfallzeit-Kennlinie. Weitere Erläuterungen finden Sie im TechnischenReferenzhandbuch (TRM).

7.5.3.2 Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen

x bedeutet Stufe1, 2, 3 und 4.

AngleRCA: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad. Der Winkel ist wie in Abbildung53 gezeigt definiert. Der Winkel wird positiv definiert, wenn der Nullstrom demReferenzstrom nacheilt (Upol = -U2)



AngleRCA

Vorwärts-bereich

Iop = I2

Upol=-U2

Rückwärts-bereich


IEC10000031 V1 DE

Abb. 62: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad

In einem Übertragungsnetz liegt der normale Wert von RCA bei 80°.

UPolMin: Minimale Polarisationsspannung (Referenz) % von UBase.

I>Dir: Auslöse-Stromwert der Gegensystemkomponente fürRichtungsvergleichsschema. Die Einstellung wird von IBase in % angegeben. Dervorwärts gerichteten Anregesignale oder die rückwärts gerichteten Anregesignalekönnen in einem Kommunikationsschema verwendet werden. Das geeignete Signalmuss für das anzuwendende Verfahren konfiguriert werden.

7.6 Empfindlicher Erdfehler-Richtungsschutz(Wattmetrisch) SDEPSDE




Empfindlicher Erdfehler-Richtungs‐schutz (Wattmetrisch)

SDEPSDE - 67N



7.6.2 Anwendung

In hochohmig geerdeten Netzen ist der Erdfehlerstrom deutlich kleiner als dieKurzschlussströme. Der Betrag des Erdfehlerstroms ist fast völlig unabhängig von derPosition des Fehlers im Netz, was zu einer weiteren Schwierigkeit beim Einrichteneines Erdfehlerschutzes führt.

In hochohmig geerdeten Netzen kann der Erdfehlerrichtungsschutz zur Erfassung vonErdfehlern und zur selektiven Auslösung genutzt werden. Die Schutzfunktion bedientsich der Wirkkomponente des Erdfehlerstromes 3I0 cos φ, wobei φ der Winkelzwischen dem Erdfehlerstrom und der Verlagerungsspannung (-3U0) ist, derwiederum mit einem charakteristischen Winkel kompensiert wird. Alternativ kanndie Funktion auf den Erdfehlerstrom 3I0 und eine Prüfung des Winkels φ festgelegtwerden.

In hochohmig geerdeten Netzen kann auch die Nullleistungsrichtung zur Erkennungvon Erdfehlern und zur selektiven Auslösung genutzt werden. Die Schutzfunktionbedient sich der Nullleistungskomponente 3I0 · 3U0 · cos φ, wobei φ der Winkelzwischen Erdfehlerstrom und Verlagerungsspannung als Referenzspannung ist, derwiederum mit einem charakteristischen Winkel kompensiert wird.

Ebenso kann eine Erdfehlerstromfunktion mit unabhängiger oder abhängigerZeitverzögerung verwendet werden.

Eine Reserve-Sternpunkt-Erde-Spannungsfunktion ist ebenfalls verfügbar und kannals ungerichtete Verlagerungsspannungsschutzfunktion eingesetzt werden.

In einem isolierten Netz, d. h. einem nur über Leiter-Erde-Kapazitäten mit Erdeverbundenen Netz, hat bei einem Erdfehler der Nullstrom immer einePhasenverschiebung zur Verlagerungsspannung ( 3U0) von -90º. In solchen Netzenbeträgt der charakteristische Winkel -90°.

In widerstandsgeerdeten Netzen oder in Netzen mit Petersenspule undParallelwiderstand sollte der Wirkanteil des Nullstromes (in Phase mit derVerlagerungsspannung) für den Erdfehlerschutz genutzt werden. In solchen Netzenbeträgt der charakteristische Winkel 0°.

Da die Amplitude des Nullstroms unabhängig von der Fehlerposition ist, wird dieSelektivität des Erdfehlerrichtungsschutzes über eine Zeitselektivität erreicht.

Wann sollte ein empfindlicher Erdfehlerrichtungsschutz und wann ein empfindlicherNullleistungsrichtungsschutz verwendet werden? Beachten Sie Folgendes:

• Ein empfindlicher Erdfehlerrichtungsschutz bietet eine höhere Empfindlichkeit.Die Einstellungen dieser Funktion reichen bis zu 0,25 % von IBase, 1 A oder 5 A.Diese Empfindlichkeit reicht in den meisten Fällen in hochohmigen Netzen aus,wenn das Stromwandler-Übersetzungsverhältnis nicht zu hoch ist.

• Ein empfindlicher Nullleistungsrichtungsschutz bietet die Möglichkeit,abhängige bzw. inverse Zeitcharakteristiken zu verwenden. Dies ist in großen,hochohmig geerdeten Netzen mit hohen kapazitiven Erdfehlerströmenanwendbar. In solchen Netzen wäre der Wirkanteil des Erdfehlerstromes zu



gering, und durch Einsatz eines empfindlichen Nullleistungsrichtungsschutzeskann die Anzahl der richtigen Erdfehlerrichtungserfassungen erhöht werden.Dies verbessert die Lokalisierung von Erdfehlern im Netz. Außerdem bietet dieinverse Zeitcharakteristik in niederohmig geerdeten Netzen eine bessereZeitselektivität bei Erdfehlern mit Übergangswiderständen.

Leiter-ströme

Leiter-Erde-Spannungen

IN

UN


IEC13000013 V1 DE

Abb. 63: Anschluss von SDEPSDE am analogen Vorverarbeitungsblock

Der Überstromschutz arbeitet mit 3I0, d. h. der Summe von GRPxL1, GRPxL2 undGRPxL3. Für die Berechnung von 3I0 müssen daher alle drei Stromeingängeangeschlossen sein.

Die Erdfehlerrichtungsschutzfunktion und der Nullleistungsrichtungsschutz nutzenIN und UN. Wenn GRPxN angeschlossen ist, wird dieses Signal verwendet,andernfalls wird bei einer Verbindung mit den Eingängen GRPxL1, GRPxL2 undGRPxL3 die intern berechnete Summe dieser Eingänge (3I0 und 3U0) zugrundegelegt.


Der empfindliche Erdfehlerrichtungsschutz ist für die Verwendung in hochohmiggeerdeten Netzen vorgesehen – oder für die Verwendung in widerstandsgeerdetenNetzen, in denen der Erdfehlerstrom aufgrund des Sternpunktwiderstands größer istals bei einer normalen hohen Impedanz, aber kleiner als der Kurzschlussstromzwischen den Leitern.

In einem hochohmig geerdeten Netz wird davon ausgegangen, dass der Fehlerstromnur durch die Querimpedanz im Nullsystem gegenüber Erde und durch denFehlerwiderstand begrenzt wird. Für alle Längsimpedanzen im Netz wird der WertNull angenommen.



Beim Einrichten des Erdfehlerrichtungsschutzes in einem hochohmig geerdeten Netzwerden die Sternpunkt-Erde-Spannung (Nullsystemspannung) und derErdfehlerstrom (Nullsystemstrom) bei der gewünschten Empfindlichkeit(Fehlerwiderstand) ermittelt. Die komplexe Sternpunkt-Erde-Spannung kannberechnet werden als:

phase

0f

0

UU

3 R1

Z

=×

+


Wobei gilt

Uphase ist die Leiter-Erde-Spannung am Fehlerort vor Eintritt des Fehlers,

Rf ist der Widerstand gegenüber Erde am Fehlerort, und

Z0 ist die Nullimpedanz gegenüber der Erde.

Der Fehlerstrom am Fehlerort lässt sich wie folgt berechnen:

phase

j 0

0 f

3 UI 3I

Z 3 R

×= =

+ ×


Die Impedanz Z0 hängt von der Netzerdung ab. In einem isolierten Netz (ohneSternpunkteinrichtung) ist die Reaktanz gleich der kapazitiven Kopplung zwischenden Außenleitern und der Erde:

phase

0 c

j

3 UZ jX j

I

×= - = -


Wobei gilt

Ij ist der kapazitive Erdfehlerstrom an einem Leiter-Erde-Fehler ohne Wirkwiderstand.

XC ist die kapazitive Reaktanz gegenüber Erde.

In einem Netz mit einem Sternpunktwiderstand (widerstandsgeerdetes Netz) lässtsich die Impedanz Z0 wie folgt berechnen:



c n0

c n

jX 3RZ

jX 3R

- ×=

- +


Wobei gilt

Rn ist der Widerstand des Sternpunktwiderstands.

In vielen Netzen ist außerdem eine Sternpunktspule (Petersenspule) mit einem odermehreren Transformator-Sternpunkten verbunden. In einem solchen Netz lässt sichdie Impedanz Z0 wie folgt berechnen:

( )n n c

0 c n n

n c n n c

9R X XZ jX // 3R // j3X

3X X j3R 3X X= - =

+ × -


Wobei gilt

Xn ist die Reaktanz der Petersenspule. Bei einer gut abgestimmten Petersenspule gilt 3Xn = XcIn diesem Fall berechnet sich die Impedanz Z0 nach dieser Formel: Z0 = 3Rn

Nun soll ein über einen Wirkwiderstand geerdetes Netz betrachtet werden, bei demder Erdfehlerstrom höher ist als bei einer Impedanzerdung. Die Längsimpedanzen imNetz sind nicht mehr vernachlässigbar. Das Netz mit einem einphasigen Leiter-Erde-Fehler kann wie in Abbildung 64 dargestellt beschrieben werden.



Unterstation A

Unterstation B

ZlineAB,1 (Mitsystem) ZlineAB,0 (Nullsystem)

ZlineBC,1 (Mitsystem) ZlineBC,0 (Nullsystem)

U0A

U0B

3I0

Leiter-Erde-Fehler

RNZT,1 (Mitsystem) ZT,0 (Nullsystem)

Quellimpedanz Zsc (Mitsystem)

en06000654.vsd

IEC06000654 V1 DE

Abb. 64: Netzäquivalent für die Berechnung der Einstellungen

Der Erdfehlerstrom lässt sich mit der folgenden Formel darstellen:

phase

0

1 0 f

3U3I

2 Z Z 3 R=

× + + ×


Wobei gilt

Uphase ist die Leiter-Erde-Spannung am Fehlerort vor Eintritt des Fehlers.

Z1 ist die Gesamtimpedanz im Mitsystem am Fehlerort. Z1 = Zsc+ZT,1+ZlineAB,1+ZlineBC,1

Z0 ist die Gesamtimpedanz im Nullsystem am Fehlerort. Z0 = ZT,0+3RN+ZlineAB,0+ZlineBC,0

Rf ist der Fehlerwiderstand.

Die Verlagerungsspannung an den Stationen A und B lassen sich mit der folgendenFormel darstellen:

( )0 A 0 T,0 NU 3I Z 3R= × +




OB 0 T,0 N lineAB,0U 3I (Z 3R Z )= × + +


Der von den empfindlichen Erdfehlerschutz-Funktionen in A und B gemesseneNullleistung ist dann:

0 A 0A 0S 3U 3I= ×


0 B 0B 0S 3U 3I= ×


Die Nullleistung ist eine komplexe Größe. Der Schutz besitzt eine maximaleEmpfindlichkeit im charakteristischen Winkel RCA. Die von der Schutzfunktiongemessene Wirkkomponente der Nullleistung im charakteristischen Winkel lässt sichmit der folgenden Formel darstellen:

0 A ,prot 0A 0 AS 3U 3I cosj= × ×


0 B,prot 0B 0 BS 3U 3I cosj= × ×


Die Winkel φA und φB sind die Phasenwinkel zwischen dem Erdfehlerstrom und derVerlagerungsspannung in der mit dem charakteristischen Winkel RCAkompensierten Station.

Der Schutz verwendet die Stromkomponenten in der Richtung des charakteristischenWinkels für die Messung und als Grundlage für die inverse Zeitverzögerung.

Die inverse Zeitverzögerung ist festgelegt als:

0 0inv

0 0

kSN (3I 3U cos (reference))t3I 3U cos (measured)

× × × j=

× × j


Das Setzen der Funktion auf Ein/Aus erfolgt über den Parameter Operation.

Global definierte Gerätebasiswerte für Primärstrom (IBase), Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer GBASVAL-Funktion fürglobale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt.

GlobalBaseSel: Wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz für dieBasiswerte auszuwählen.



RotResU: Wird verwendet, um die Richtung der Polarisationsgröße ( 3U0) um 0° oder180° umzukehren. Dieser Parameter ist standardmäßig auf 180° eingestellt, um dieVerlagerungsspannung ( 3U0) zur Berechnung der Referenzspannung umzukehren(-3U0 e-jRCADir) umzukehren. Da die Referenzspannung als Polarisationsgröße für dieRichtung genutzt wird, ist es wichtig, diesen Parameter korrekt einzustellen.

Mit der Einstellung OpMode wird das Prinzip der gerichteten Funktion gewählt.

Wenn OpMode auf 3I0cosphi gesetzt ist, hat die Stromkomponente in der Richtung,die dem charakteristischen Winkel RCADir entspricht, die höchste Empfindlichkeit.Die Charakteristik für den Fall RCADir ist gleich 0° ist in Abbildung 65 dargestellt.

= =o o0 , 90RCADir ROADir

03I

j = -0 refang(3I ) ang(3U )

- =0 ref3U U03I cos× j


IEC06000648 V4 DE

Abb. 65: Charakteristik für RCADir gleich 0°

Die Charakteristik für den Fall RCADir ist gleich -90° ist in Abbildung 66 dargestellt.




refU= − = 90 , 90RCADir ROADir

03I

03 ⋅ ϕI cos

ϕ = −0(3 ) ( )refang I ang U

− 03U

IEC06000649 V3 DE

Abb. 66: Charakteristik für RCADir gleich -90°

Wenn OpMode auf 3U03I0cosfi gesetzt ist, wird die Wirkkomponente derNullleistung gemessen.

Wenn OpMode auf 3I0 und phi gesetzt ist, löst die Funktion aus, wenn derErdfehlerstrom größer als der Einstellwert von INDir> ist und derErdfehlerstromwinkel innerhalb des Sektors RCADir ± ROADir liegt.

Die Charakteristik für OpMode bei RCADir = 0° und ROADir = 80° ist in Abbildung67 dargestellt.

-3U0

Auslösebereich

3I0

RCADir = 0º

ROADir = 80º

=IEC06000652=3=de=Ori

ginal.vsd

IEC06000652 V3 DE

Abb. 67: Charakteristik für RCADir = 0° und ROADir = 80°



DirMode ist auf Vorwärts oder Rückwärts eingestellt, um die Betriebsrichtung für diedurch OpMode gewählte gerichtete Funktion festzulegen.

Alle Modi des gerichteten Schutzes verfügen über eine Einstellung für den Freigabe-Erdfehlerstromwert, INRel>, der in % von IBase angegeben wird. Diese Einstellungsollte kleiner oder gleich dem kleinsten zu erkennenden Fehlerstrom gewählt werden.

Alle Modi des gerichteten Schutzes verfügen über eine Einstellung für den Freigabe-Verlagerungsspannungspegel, UNRel>, der in % von UBase angegeben wird. DieseEinstellung sollte kleiner oder gleich der kleinsten zu erkennendenVerlagerungsspannung gewählt werden.

tDef ist die unabhängige Zeitverzögerung in Sekunden für denErdfehlerrichtungsschutz.

tReset ist die Rückfallzeit in Sekunden bei unabhängiger Zeitverzögerung. WenntReset auf einen Zeitraum von mehreren Perioden eingestellt ist, erhöht sich damit dieChance, dass intermittierende Erdfehler ordnungsgemäß behoben werden können.Die eingestellte Zeitspanne muss deutlich kürzer sein als die eingestellteAuslöseverzögerung. Im Fall von wiederkehrenden Erdfehlern fällt der Fehlerstromsofort für aufeinander folgende Zyklen unter den eingestellten Wert. Daher sollte dieunabhängige Zeitverzögerung für eine bestimmte Zeit gleich der Einstellung tResetbeibehalten werden, selbst wenn der Fehlerstrom unter den eingestellten Wertgefallen ist.

Der charakteristische Winkel der gerichteten Funktionen, RCADir, wird in Gradfestgelegt. RCADir wird in hochohmig geerdeten Netzen mit Sternpunktwiderstand inder Regel auf 0° festgelegt, da die Wirkstromkomponente nur am fehlerhaftenAbgang auftritt. RCADir wird in einem isolierten Netzwerk auf -90° festgelegt, da dieStröme überwiegend kapazitiv sind.

ROADir ist der Relaisauslösewinkel. ROADir bestimmt einenReferenzrichtungsbereich, um die Richtung zu erkennen. ROADir wird in Gradeingestellt. Bei Winkeln, die sich um mehr als ROADir von RCADir unterscheiden,wird die Funktion blockiert. Die Einstellung kann dazu verwendet werden, einunerwünschtes Auslösen der Funktion bei nicht gestörten Abgängen mit hohenkapazitiven Erdfehlerstrom-Komponenten infolge eines Phasenwinkelfehlers amStromwandler zu vermeiden.

INCosPhi> ist der Ansprechstrom für die gerichtete Funktion, wenn OpMode auf3I0Cosphi eingestellt ist. Die Einstellung wird von IBase in % angegeben. DerEinstellwert sollte auf der Berechnung des Wirk- oder des kapazitivenErdfehlerstroms bei der geforderten Empfindlichkeit des Schutzes beruhen.

SN> ist die Auslöseleistung für die gerichtete Funktion, wenn OpMode auf3I03U0Cosfi eingestellt ist. Die Einstellung wird in % von SBase angegeben. DerEinstellwert sollte auf der Berechnung der Wirk- oder der kapazitivenErdfehlerleistung bei der geforderten Empfindlichkeit des Schutzes beruhen.

Der Eingangswandler für den sensitiven Erdfehler- und Nullleistungsrichtungsschutzverfügt über dieselbe Kurzschlussleistung wie die Leiterstromwandler. Daher



existieren keine spezifischen Anforderungen hinsichtlich des externenStromwandlerkerns, d. h., es kann jeder Stromwandlerkern verwendet werden.

Wenn der Nullleistungsschutz mit Verzögerung gewählt wurde, hängt dieVerzögerungszeit von zwei Einstellparametern ab. SRef ist die Referenznullleistungin % von SBase. kSN ist der Zeitmultiplikator. Die Verzögerungszeit bestimmt sichdurch die folgende Formel:

inv0 0

kSN Sreft

3I 3U cos (measured)j×

=× ×


INDir> ist der Ansprechstrom für die gerichtete Funktion, wenn OpMode auf 3I0 undphi eingestellt ist. Die Einstellung wird von IBase in % angegeben. Der Einstellwertsollte auf der Berechnung des Erdfehlerstroms bei der geforderten Empfindlichkeitdes Schutzes beruhen.

OpINNonDir> wird auf Ein gesetzt, um den ungerichteten Erdfehlerschutz zuaktivieren.

INNonDir> ist der Ansprechstrom für die ungerichtete Funktion. Die Einstellungwird von IBase in % angegeben. Diese Funktion kann verwendet werden, umDoppelerdfehler in kürzerer Zeit zu erkennen und zu beheben als mit der gerichtetenFunktion. Der eingestellte Stromwert sollte größer sein als der maximale einphasigeErdfehlerstrom auf der geschützten Leitung.

TimeChar ist die Auswahl der Zeitcharakteristik für den ungerichtetenErdfehlerstromschutz. Zur Verfügung stehen eine unabhängige Zeitverzögerung undverschiedene abhängige (inverse) Zeitcharakteristiken:

Tabelle 14: Inverse-Time-Charakteristiken (stromabhängig)


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers





IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit inver

IEC Langzeit invers




KurvenbezeichnungUMZ (IEC)


ASEA RI


Eine Beschreibung der verschiedenen Charakteristiken finden Sie im Kapitel„Inverse Zeitcharakteristiken“ des Technischen Handbuchs.

tPCrv, tACrv, tBCrv, tCCrv: Parameter für die kundenspezifische Erstellung einerinversen Zeitcharakteristik-Kurve (Kurventyp = 17). Die Gleichung für dieZeitcharakteristik lautet:

[ ] = + ×

->



p

At s B InMult

iC


tINNonDir ist die unabhängige Verzögerungszeit in Sekunden für den ungerichtetenErdfehlerstromschutz.

OpUN> wird auf Ein gesetzt, um die Auslösefunktion des Summen-Überspannungschutzes zu aktivieren.

tUN ist die unabhängige Verzögerungszeit in Sekunden für die Auslösefunktion desVerlagerungs-Überspannungschutzes.

7.7 Thermischer Überlastschutz mit einer Zeitkonstante,Celsius/Fahrenheit LCPTTR/LFPTTR




Thermischer Überlastschutz, eine Zeit‐konstante, Celsius

LCPTTR 26

Thermischer Überlastschutz, eine Zeit‐konstante, Fahrenheit

LFPTTR 26



7.7.2 Anwendung

Die Leitungen und Kabel in elektrischen Anlagen sind für eine bestimmte maximaleStromlast ausgelegt. Wird dieser Wert überschritten, sind die Verluste höher alserwartet. Folglich steigt die Temperatur in den Leitern. Steigt die Temperatur derLeitungen und Kabel zu stark an, können Schäden entstehen:

• Freileitungen können übermäßig durchhängen.• Ist die Temperatur von Leitern, z. B. von Aluminiumleitern, zu hoch, wird das

Material zerstört.• In Kabeln kann die Isolierung durch Überhitzung beschädigt werden. Dies kann

zu Leiter-Leiter-Fehlern oder Leiter-Erde-Fehlern führen.

In besonderen Lastsituationen im Netz kann es erforderlich sein, Leitungen und Kabelfür eine begrenzte Zeit einer überhöhten Last auszusetzen. Gleichzeitig solltenRisiken entsprechend vorgebeugt werden.

Der thermische Überlastschutz liefert Informationen, die ein kurzzeitiges Überlastenvon Kabeln und Leitungen ermöglichen. Der thermische Überlastschutz schätztfortwährend die Leitertemperatur in Celsius oder Fahrenheit, je nachdem ob LCPTTRoder LFPTTR ausgewählt wurde. Diese Ermittlung erfolgt über ein thermischesModell der Leitungen/Kabel, das auf der aktuellen Messung basiert.

Erreicht die Temperatur des geschützten Betriebsmittels einen WarnwertAlarmTemp, kann dies dem Bediener über das Signal ALARM angezeigt werden.Dadurch können Maßnahmen im Netz ergriffen werden, bevor gefährlicheTemperaturen erreicht werden. Steigt die Temperatur bis zum Auslösewert TripTempweiter, initiiert der Schutz die Auslösung der geschützten Leitung.

7.7.3 Hinweis zur Einstellung

Die Parameter für den thermischen Überlastschutz mit einer Zeitkonstante, Celsius/Fahrenheit LCPTTR/LFPTTR werden über die lokale HMI oder PCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für den thermischen Überlastschutz verwendetwerden.

Operation: Aus/Ein

GlobalBaseSel wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz für dieBezugswerte, Primärstrom (IBase), Primärspannung (UBase) und Primärleistung(SBase) auszuwählen.

Imult: Geben Sie die Leitungsanzahl ein, falls die Schutzfunktion an mehrerenparallelen Leitungen eingesetzt wird, die sich einen Stromwandler teilen.

IRef: Kontinuierlicher Bezugsstrom in % von IBase, der den Anstieg derkontinuierlichen (End-) Temperatur TRef angibt. Es wird empfohlen, diesen Strom



auf den maximal zulässigen Dauerstrom im Notbetrieb (wenige Stunden pro Jahr) fürdie Leitung oder das Kabel einzustellen.

TRef: Anstieg der Bezugstemperatur (Endtemperatur) entsprechend dem DauerstromIRef. Häufig sind in den Handbüchern die Stromwerte mit entsprechendenLeitertemperaturen zu den Kabeln angegeben. Die Werte sind für unterschiedlicheBedingungen angegeben, wie z. B. Boden temperatur, Temperatur derUmgebungsluft, Kabelführung und thermischer Bodenwiderstand. In denHandbüchern für Überlandleitungen sind Temperaturen und entsprechendeStromwerte angegeben.

Tau: Die thermische Zeitkonstante des geschützten Betriebsmittels in Minuten.Details finden Sie in den Handbüchern der Hersteller.

TripTemp: Temperaturwert für die Auslösung des geschützten Betriebsmittels. BeiKabeln ist die zugelassene Höchsttemperatur für Leiter häufig mit 90° C (194° F)angegeben. Bei Überlandleitungen liegt die kritische Temperatur für Aluminiumleiterbei etwa 90 - 100° C (194-212° F). Bei einem Kupferleiter liegt die Normaltemperaturbei 70° C (158° F).

AlarmTemp: Temperaturwert für einen Alarm für das geschützte Betriebsmittel. DasSignal ALARM kann als Warnung verwendet werden, bevor der Schaltkreis auslöst.Daher muss die Einstellung unter dem Auslösewert liegen. Diese Einstellung mussaber gleichzeitig über der maximalen Leitertemperatur bei Normalbetrieb liegen. FürKabel ist dieser Wert häufig mit 65° C (149° F) angegeben. Ähnliche Werte gelten fürFreileitungen. Ein geeigneter Wert liegt 15° C (59° F) unter dem Auslösewert.

ReclTemp: Die Temperatur, bei der das Sperrsignal LOCKOUT vom Schutzfreigegeben wird. Wenn der thermische Überlastschutz auslöst, wird ein Sperrsignalaktiviert. Dieses Signal soll das Einschalten des geschützten Schaltkreises blockieren,solange eine hohe Leitertemperatur vorliegt. Das Signal wird freigegeben, wenn dieermittelte Temperatur unter dem eingestellten Wert liegt. Hierfür ist einTemperaturwert unterhalb der Alarmtemperatur zu wählen.

7.8 Thermischer Überlastschutz, zwei ZeitkonstantenTRPTTR




Thermischer Überlastschutz, zwei Zeit‐konstanten

TRPTTR

SYMBOL-A V1 DE

49



7.8.2 Anwendung

Die Transformatoren in elektrischen Anlagen sind für einen bestimmten maximalenLaststrom (Leistung) ausgelegt. Wird dieser Wert überschritten, sind die Verlustehöher als erwartet. Folglich steigt die Temperatur in den Transformatoren. Steigt dieTemperatur des Transformators zu stark an, können die Geräte beschädigt werden.

• Die Isolierung innerhalb des Transformators altert schneller. Folglich steigt dieGefahr von internen Leiter-Leiter oder Leiter-Erde-Fehlern.

• Innerhalb des Transformators kann es zu Überhitzungen kommen, wodurch diePapierisolierung beschädigt wird. Außerdem kann es im Transformatorenöl zuBlasenbildungen kommen.

In besonderen Lastsituationen im Netz kann es erforderlich sein, Transformatoren füreine begrenzte Zeit einer überhöhten Last auszusetzen. Dies sollte ohne dieobengenannten Risiken erfolgen. Der thermische Überlastschutz liefertInformationen, die eine kurzzeitige Überlast von Transformatoren ermöglicht.

Das zulässige Lastniveau eines Transformators hängt stark von seinem Kühlsystemab. Es gibt zwei Grundsätze:

• OA: Die Umgebungsluft wird auf natürlichem Weg, ohne Gebläse, durch denKühler geleitet, und das Öl wird hierbei ohne Pumpen umgewälzt.

• FOA: Die Kühler sind mit Gebläsen für die Kühlluftzufuhr und mit Pumpen fürdie Ölzirkulation im Transformator ausgestattet.

Der Schutz kann zwei Parametersätze haben, einen für die natürliche Kühlung undeinen für die Zwangskühlung. Sowohl das zulässige Dauerlastniveau als auch diethermische Zeitkonstante sind vom Kühlsystem des Transformators abhängig. Diebeiden Parametersätze können über das binäre Eingangssignal COOLING aktiviertwerden. Dieses kann für Transformatoren verwendet werden, wenn dieZwangskühlung ausgeschaltet ist, z. B. bei Ausfall von Ventilatoren oder Pumpen.

Der thermische Überlastschutz ermittelt ständig die interne Erwärmung, d. h. dieTransformatortemperatur. Die Ermittlung erfolgt über ein thermisches Modell desTransformators, das auf der aktuellen Messung basiert.

Erreicht die Erwärmung des geschützten Transformators das eingestellteAlarmniveau, wird dies dem Benutzer signalisiert. Es sind zwei Alarmniveausverfügbar. Dadurch können Schutzmaßnahmen im Netz ergriffen werden, bevorgefährliche Temperaturen erreicht werden. Steigt die Temperatur bis zumAuslösewert weiter, initiiert der Schutz die Auslösung des Transformatorschutzes.

Nach Auslösung durch den thermischen Überlastschutz kühlt der Transformator ab.Es entsteht eine zeitliche Lücke, bevor die Erwärmung (Temperatur) ein Niveauerreicht, auf dem der Transformator wieder normal arbeiten kann. Daher ermittelt dieFunktion fortlaufend die Erwärmung anhand einer eingestellten Kühlzeitkonstante.Ein erneutes Einschalten des Transformators kann unterbunden werden, bis dieErwärmung den eingestellten Wert erreicht hat.




Die Parameter für den thermischen Überlastschutz mit zwei Zeitkonstanten(TRPTTR) werden über die lokale HMI oder Schutz- und Kontrollgeräte-Manager(PCM600) festgelegt.

Die folgenden Einstellungen können für den thermischen Überlastschutz verwendetwerden:

Operation: Aus/Ein

Auslösung: Bestimmt den Funktionsmodus. Aus schaltet die gesamte Funktion aus.

GlobalBaseSel: Wählt die globale Basiswertegruppe aus, die von der Funktion zurDefinition von (IBase), (UBase) und (SBase) verwendet wird.

IRef: Referenzpegel des Stroms in % von IBase. Wenn der Strom dem Wert desParameters IRef entspricht, hat die finale (kontinuierliche) Wärmemenge den Wert 1.Es sollte eine Einstellung gewählt werden, die dem Bemessungsstrom derTransformatorwicklung entspricht.

IRefMult: Wenn der binäre Eingang ENMULT aktiviert ist, kann derReferenzstromwert mit dem Faktor IRefMult multipliziert werden. Die Aktivierungkann genutzt werden, wenn die Umgebungstemperatur vom Referenzwert abweicht.Im Normalfall wird für die Belastung eines Transformators eineUmgebungstemperatur von 20°C verwendet. Bei niedrigerenUmgebungstemperaturen erhöht sich die Lastkapazität. Entsprechendes giltumgekehrt. IRefMult kann innerhalb des folgenden Bereichs eingestellt werden: 0,01- 10,00.

IBase1: Bezugsstrom für die Einstellung, angegeben in Prozent von IBase. DieEinstellung muss sich auf den Status ohne Eingang "COOLING" beziehen. Es sollteeine Einstellung gewählt werden, die dem Bemessungsstrom des Transformators beinatürlicher Kühlung (OA) entspricht.

IBase2: Bezugsstrom für die Einstellung, angegeben in Prozent von IBase. DieEinstellung muss auf den Status mit aktiviertem Eingang "COOLING" abgestimmtsein. Es sollte eine Einstellung gewählt werden, die dem Bemessungsstrom desTransformators bei Zwangskühlung (FOA) entspricht. Wenn der Transformator keineZwangskühlung besitzt, kann IBase2 auf den gleichen Wert wie IBase1 eingestelltwerden.

Tau1: Die thermische Zeitkonstante des geschützten Transformators, bezogen aufIBase1 (ohne Kühlung) in Minuten.

Tau2: Die thermische Zeitkonstante des geschützten Transformators, bezogen aufIBase2 (mit Kühlung) in Minuten.

Die thermische Zeitkonstante kann den Handbüchern des Herstellers desTransformators entnommen werden. Die thermische Zeitkonstante ist von derKühlung und der Ölmenge abhängig. Die normalen Zeitkonstanten für mittlere und



große Transformatoren (gemäß IEC 60076-7) betragen für natürlich gekühlteTransformatoren bei ca. 2,5 Stunden und für Transformatoren mit Zwangskühlung bei1,5 Stunden.

Die Zeitkonstante anhand von Messungen der Öltemperatur während einerKühlsequenz geschätzt werden (wie in der Norm IEC 60076-7 erläutert). Es wirddavon ausgegangen, dass der Transformator mit einem bestimmten Lastpegel miteiner konstanten Öltemperatur betrieben wird (kontinuierlicher Betrieb). DieÖltemperatur oberhalb der Umgebungstemperatur ist DQo0. Dann wird derTransformator vom Netz getrennt (keine Last). Nach Ablauf der Zeit t von mind. 30Minuten wird die Temperatur des Öls erneut gemessen. Jetzt ist die Öltemperaturoberhalb der Umgebungstemperatur DQot. Die thermische Zeitkonstante kann jetzt sogeschätzt werden:

0ln lno ot

tt =DQ - DQ


Wenn der Transformator über eine Zwangskühlung (FOA) verfügt, ist die Messungeinmal mit eingeschalteter und einmal mit ausgeschalteter Zwangskühlungdurchzuführen, wodurch sich die Werte für Tau2 und Tau1 ergeben.

Die Zeitkonstanten können geändert werden, wenn der Strom höher oder niedriger alsein eingestellter Wert ist. Wenn der Strom hoch ist, wird davon ausgegangen, dass dieZwangskühlung eingeschaltet ist, während bei einem niedrigen Strom angenommenwird, dass sie ausgeschaltet ist. Mit den Einstellungen der nachfolgenden Parameterkann die Zeitkonstante automatisch angepasst werden.

Tau1High: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau1 anzupassen, wenn der Stromüber dem festgelegten Wert von IHighTau1 liegt. IHighTau1 wird in % von IBase1eingestellt.

Tau1Low: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau1 anzupassen, wenn der Stromunter dem festgelegten Wert von ILowTau1 liegt. ILowTau1 wird in % von IBase1eingestellt.

Tau2High: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau2 anzupassen, wenn der Stromüber dem festgelegten Wert von IHighTau2 liegt. IHighTau2 wird in % von IBase2eingestellt.

Tau2Low: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau2 anzupassen, wenn der Stromunter dem festgelegten Wert von ILowTau2 liegt. ILowTau2 wird in % von IBase2eingestellt.

Die Möglichkeit, die Zeitkonstante basierend auf dem Stromwert zu ändern, ist fürviele verschiedene Anwendungen hilfreich. Nachfolgend finden Sie einige Beispiele:



• Bei einer völligen Unterbrechung (Niedrigstrom) des geschütztenTransformators, sind alle Kühlungseinrichtungen inaktiv. Dies kann zu einemgeänderten Wert der Zeitkonstante führen.

• Wenn andere Komponenten (Motoren) im thermischen Schutz enthalten sind,besteht bei einem extrem hohen Strom für diese Geräte eine akuteÜberhitzungsgefahr. Die thermische Zeitkonstante ist für einen Motor häufigkleiner als für den Transformator.

ITrip: Der Dauerstrom, dem der Transformator standhalten kann. Die Einstellungwird in % von IBase1 oder IBase2 festgelegt.

Alarm1: Wärmemengenpegel für die Aktivierung des Signals ALARM1. ALARM1wird in % des Wärmemengen-Auslösepegels festgelegt.

Alarm2: Wärmemengenpegel für die Aktivierung des Ausgangssignals ALARM2.ALARM2 wird in % des Wärmemengen-Auslösepegels festgelegt.

ResLo: Verriegelungsfreigabepegel für die Wärmemenge, bei dem dasVerriegelungssignal freigegeben wird. Wenn der thermische Überlastschutz auslöst,wird ein Sperrsignal aktiviert. Dieses Signal soll das Einschalten des geschütztenTransformators blockieren, solange eine hohe Transformatortemperatur vorliegt. DasSignal wird freigegeben, wenn die geschätzte Wärmemenge unter dem eingestelltenWert liegt. Hierfür ist ein Temperaturwert unterhalb der Alarmtemperatur zu wählen.ResLo wird in % des Wärmemengen-Auslösepegels festgelegt.

ThetaInit: Wärmemenge vor Aktivierung der Funktion. Diese Einstellung kann aufeinen Wert etwas unter dem Alarmpegel festgelegt werden. Wenn am Transformatorvor Aktivierung der Schutzfunktion eine Last anliegt, kann die Temperatur desTransformators über der Umgebungstemperatur liegen. Der Ausgangspunkt in derEinstellung verhindert, dass bei Übertemperaturen unmittelbar nach der Aktivierungkeine Auslösung erfolgt. ThetaInit: wird in % des Wärmemengen-Auslösepegelsfestgelegt.

Warning: Wenn der berechnete Faktor für die Auslöseverzögerung unter derEinstellung Warning liegt, wird ein Warnsignal aktiviert. Die Einstellung wird inMinuten angegeben.

7.9 Schalterversagerschutz, dreipolige Aktivierung undAuslösung CCRBRF






Schalterversagerschutz, dreipolige Akti‐vierung und Auslösung

CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 DE

50BF

7.9.2 Anwendung

Beim Erstellen des Fehlerbeseitigungssystem wird oft das N-1-Kriterium verwendet.D.h., dass ein fehlerhaftes Betriebsmittel beim Fehlerbeseitigungsprozess ohneBeeinträchtigung des Netzbetriebes zulässig ist. Eine wichtige Komponente imFehlerbeseitigungsprozess ist der Leistungsschalter. Es ist aus praktischen undwirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll, den Leistungsschalter für die geschützteKomponente zu duplizieren. Stattdessen wird ein Schalterversagerschutz verwendet.

Der Schalterversagerschutz mit dreipoliger Aktivierung und Ausgang (CCRBRF)gibt einen Mitnahmebefehl an angrenzende Leistungsschalter aus, wenn der"normale" Leistungsschalter für das zu schützende Betriebsmittel ausgefallen ist.Zum Erkennen eines Fehlers und um den Strom durch den Leistungsschalter zuunterbrechen, wird der Strom gemessen oder das verbleibende Auslösesignal erkannt.

CCRBRF kann auch eine Auslösewiederholung bewirken. Das bedeutet, dass einzweites Auslösesignal an den geschützten Leistungsschalter gesendet wird. DieWiederauslösungsfunktion kann verwendet werden, um die Wahrscheinlichkeit derFunktion des Leistungsschalters zu erhöhen, oder sie kann verwendet werden, um dieMitnahmeauslösung vieler Schalter zu verhindern, wenn Fehler während derRelaiswartung oder -tests auftreten.


Die Parameter des Schaltversagerschutzes mit dreipoliger Aktivierung undAuslösung CCRBRF werden über die lokale HMI oder PCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für den Schalterversagerschutz verwendetwerden.


Operation: Aus/Ein

FunctionMode Dieser Parameter kann auf Strom oder Kontakt eingestellt werden. Ergibt an, auf welche Weise ein Versagen des Leistungsschalters erkannt wird. ImModus Strom wird die Strommessung für die Erkennung genutzt. Im Modus Kontaktdient das lange Andauern des Signals für die Schalterposition als Indikator für ein



Schalterversagen. Der Modus Strom und Kontakt bedeutet, dass beide Arten derErkennung aktiviert sind. Der Modus Kontakt wird in Anwendungen eingesetzt, beidenen nur ein geringer Fehlerstrom durch den Leistungsschalter fließt. Das kann fürbestimmte Anwendungen beim Generatorschutz (z.B. Rückleistungsschutz) sowiebei Leitungsenden mit Schwacheinspeiselogik sinnvoll sein.

RetripMode: Diese Einstellung gibt die Funktionsweise der Auslösewiederholung an.Aus.-wiederh. AUS bedeutet, dass die Auslösewiederholung nicht aktiviert ist. DieEinstellungen LS Pos. Kontrolle (Überprüfung der Leistungsschalterposition) undStrom bedeuten, dass ein Leiterstrom größer als der Schwellwert sein muss, damit dieAuslösewiederholung erfolgen kann. Die Einstellungen LS Pos. Kontrolle(Überprüfung der Leistungsschalterposition) und Kontakt bedeuten, dass dieAuslösewiederholung erfolgt, wenn der Leistungsschalter geschlossen ist(Verwendung der Schalterposition). Keine LSPos Kontr. bedeutet, dieAuslösewiederholung erfolgt ohne Überprüfung der Schalterposition.

Tabelle 15: Abhängigkeiten zwischen den Parametern RetripMode und FunctionMode

RetripMode FunctionMode BeschreibungAus.-wiederh. AUS n.v. Die Auslösewiederholung ist

nicht aktiviert

LS Pos. Kontrolle Strom Ein Leiterstrom muss größersein als der Auslösewert, um ei‐ne erneute Auslösung zu gestat‐ten

Kontakt Die Auslösewiederholung er‐folgt, wenn die Leistungsschal‐terposition anzeigt, dass derLeistungsschalter nach Ablaufder Zeitverzögerung für die Aus‐lösewiederholung immer nochgeschlossen ist.

Strom und Kontakt Beide Methoden werden ge‐nutzt.

Keine LS-Pos. Kontr. Strom Auslösewiederholung erfolgtohne Überprüfung der Schalter‐position

Kontakt Auslösewiederholung erfolgtohne Überprüfung der Schalter‐position

Strom und Kontakt Beide Methoden werden ge‐nutzt.

BuTripMode: Durch die Wahl des Modus Mitnahmeauslösung wird festgelegt,welche Stromkriterien für das Erkennen eines Schalterversagens ausreichen. In derStrom-Betriebsart 2 von 4 müssen von den drei Leiterströmen und dem Erdfehler-bzw. Summenstrom mindestens zwei Ströme hoch sein, um ein Schalterversagen zuerkennen. In der Betriebsart 1 von 3 muss mindestens einer der drei Leiterströme hochsein, um ein Schalterversagen zu erkennen. In der Betriebsart 1 von 4 müssenmindestens einer der drei Leiterströme oder der Nullstrom hoch sein, um einSchalterversagen zu erfassen. Bei den meisten Anwendungen ist die Betriebsart 1 von



3 ausreichend. In der Betriebsart Kontakt erfolgt eine Mitnahmeauslösung, wenn derLeistungsschalter geschlossen ist (Verwendung der Schalterposition).

IP>: Stromstärke für die Erkennung eines Schalterversagens, einzustellen in % vonIBase. Dieser Parameter ist so festzulegen, dass Fehler mit geringen Fehlerströmenerkannt werden können. Die Einstellung kann so gewählt werden, dass sie derempfindlichsten Schutzfunktion entspricht, die den Schalterversagerschutz auslösensoll. Eine typische Einstellung ist 10 % von IBase.

I>BlkCont: Sofern zur Erkennung eines Schalterversagens eine kontaktabhängigeMethode verwendet wird, kann diese Funktion blockiert werden, wenn einer derLeiterströme diesen Einstellwert übersteigt. Wenn FunctionMode auf Strom undKontakt eingestellt ist, wird ein Schalterversagen Fehlern mit hoher Stromstärke vonder Strommessfunktion zuverlässig erkannt. Zur Erhöhung der Sicherheit ist diekontaktabhängige Funktionsweise bei hohen Stromstärken zu deaktivieren. DieseEinstellung kann gewählt werden im Bereich von 5-200 % von IBase.

IN>: Erdfehler- bzw. Summenstromwert für die Erkennung eines Schalterversagens,einzustellen in % von IBase. In hochohmig geerdeten Netzen ist der Erdfehlerstrombei Leiter-Erde-Fehlern deutlich geringer als die Kurzschlussströme. Um in solchenNetzen ein Schalterversagen bei Leiter-Fehlern erkennen zu können, ist eserforderlich, den Erdfehlerstrom separat zu messen. Bei wirksam geerdeten Netzenkann außerdem der Erdfehlerschutz auf einen relativ niedrigen Strompegel eingestelltwerden. Der Parameter BuTripMode wird auf 1 von 4 eingestellt. DieStromeinstellung sollte so gewählt werden, dass sie der Einstellung desempfindlichen Erdfehlerschutzes entspricht. Diese Einstellung kann gewählt werdenim Bereich von 2-200 % von IBase.

t1: Zeitverzögerung der Auslösewiederholung. Diese Einstellung kann im Bereichvon 0–60 s in Schritten von 0,001 s gewählt werden. Eine typische Einstellung sind 0–50 ms.

t2: Zeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung. Die eingestellte Zeitdauer wird sokurz wie möglich gewählt, da eine ungewollte Aktivierung vermieden werden muss.Eine typische Einstellung sind 90–200 ms (auch vom Timer für dieAuslösewiederholung abhängig).

Die minimale Zeitverzögerung für die Auslösewiederholung kann wie folgt geschätztwerden:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 DE (Gleichung 62)

wobei

tcbopen ist die maximale Öffnungszeit des Leistungsschalters

tBFP_reset ist die maximale Zeit für das Erkennen einer korrekten Leistungsschalterfunktion durch denSchalterversagerschutz (bei Rücksetzung der Stromkriterien)

tmargin ist ein Sicherheitszuschlag



Es ist oftmals erforderlich, dass die Gesamtdauer der Fehlerbeseitigung unter einerbestimmten kritischen Zeit bleibt. Diese Zeit hängt oft davon ab, ob bei einem Fehlernahe eines Kraftwerks die Stabilität vorübergehend aufrechterhalten werden kann.

Zeit

Störung tritt auf

Schutz-Auslösezeit

Auslösung und AnregungCCRBRF

Normal tcbopen

Toleranz

Verz. Ausl.wdh. t1

tcbopen nach Auslösewdh.

tBFPreset

Mindestverz. Mitnahmeauslösung t2

Quittierungsdauer bei kritischen Störungen zur Sicherstellung der Stabilität


IEC05000479 V2 DE

Abb. 68: Zeitliche Abfolge

t2MPh: Zeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung bei mehrpoliger Anregung. Diekritische Fehlerbeseitigungszeit ist im Falle von mehrpoligen Fehlern häufig kürzerals bei einem einphasigen Erdfehler. Es besteht daher die Möglichkeit, dieZeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung bei mehrpoligen Fehlern zu reduzieren.Eine typische Einstellung sind 90–150 ms.

t3: zusätzliche Zeitverzögerung für t2 als zweite Mitnahmeauslösung TRBU2. Beibestimmten Anwendungen könnte die Anforderung separaterMitnahmeauslösefunktionen bestehen, die unterschiedliche Reserve-Leistungsschalter auslösen.

tCBAlarm: Zeitverzögerung für Alarm im Falle der Anzeige eines nicht bereitenLeistungsschalters. Vom Leistungsschalter kommt der Binäreingang CBFLT. DiesesSignal ist aktiviert, wenn die interne Überwachung im Leistungsschalter erkennt, dassder Leistungsschalter keine Fehler bereinigen kann. Das könnte u.a. bei niedrigemGasdruck in einem SF6-Leistungsschalter der Fall sein. Nach der eingestellten Zeitwird ein Alarm ausgelöst, um Maßnahmen zur Reparatur des Leistungsschalters zuermöglichen. Die Zeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung wird umgangen, wennCBFLT aktiv ist. Eine typische Einstellung sind 2,0 Sekunden.

tPulse: Dauer des Auslösesignals. Diese Einstellung muss höher sein als die kritischeImpulsdauer der Leistungsschalter, die der Schalterversagerschutz auslösen soll. Einetypische Einstellung sind 200 ms.



7.10 T-Zonenschutz STBPTOC




T-Zonenschutz STBPTOC

3I>STUB

SYMBOL-T V1 DE

50STB

7.10.2 Anwendung

In einer Schaltanlage mit Anderthalb-Leistungsschaltern überlappen sichnormalerweise der Leitungsschutz und der Sammelschienenschutz, wenn einangeschlossenes Betriebsmittel in Betrieb ist. Wenn ein Betriebsmittel außer Betriebgenommen wird, muss normalerweise die Diagonale der Schaltanlage mitAnderthalb-Leistungsschaltern in Betrieb bleiben. Hierfür wird der Trenner zumgeschützten Betriebsmittel geöffnet. Hierdurch wird jedoch der normaleBetriebsmittelschutz (z. B. der Distanzschutz) des spannungsführenden Teilszwischen den Leistungsschaltern und dem offenen Trenner deaktiviert.

Bei dem T-Zonenschutz STBPTOC handelt es sich um einen einfachen Leiter-Überstromschutz, der von den beiden Stromtranswandlergruppen gespeist wird, diewiederum das außer Betrieb genommene Betriebsmittel speisen. Der T-Zonenschutzist nur aktiviert, wenn der Trenner des Betriebsmittels offen ist. STBPTOCermöglichtdie schnelle Behebung von Fehlern in dem Abschnitt zwischen den Stromwandlernund dem offenen Trenner.



Trenner öffnen

Gerät


IEC05000465 V2 DE

Abb. 69: Typische Verbindung für STBPTOC in Anordnung mit Anderthalb-Leistungsschalter.


Die Parameter für den T-Zonenschutz STBPTOC werden über die LHMI oder amPCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für den T-Zonenschutz verwendet werden.


Operation: Aus/Ein

ReleaseMode: Dieser Parameter kann auf Freigabe oder Continuous eingestelltwerden. Mit der EinstellungFreigabe ist die Funktion nur dann aktiv, wenn das binäreFreigabesignal RELEASE innerhalb der Funktion aktiviert ist. Das Signal wirdnormalerweise einem Hilfskontakt (normalerweise geschlossen) desLeitungstrenners entnommen und ist mit einem binären Eingang RELEASE des IED



verbunden. Mit der Einstellung Continuous wird die Funktion unabhängig davonaktiviert, ob ein externes Freigabesignal anliegt oder nicht.

I>: Strompegel für den T-Zonenschutz in % von IBase. Dieser Parameter muss soeingestellt werden, dass alle Fehler in der Kurzzone erkannt werden können. DieEinstellung muss daher auf den Fehlerberechnungen basieren.

t: Zeitverzögerung der Auslösung. Normalerweise sollte die Funktion unverzögertarbeiten.

7.11 Polgleichlaufüberwachung CCPDSC




Polgleichlaufüberwachung CCPDSC

PD

SYMBOL-S V1 DE

52PD

7.11.2 Anwendung

Es besteht das Risiko, dass bei einem Leistungsschalter ein Nicht-Gleichlaufzwischen den Polen auftritt, wenn der Schalter schließt oder öffnet. Ein Pol kann offenund die anderen beiden können geschlossen sein, oder zwei Pole können offen undeiner geschlossen sein. Eine Poldiskrepanz bei einem Leistungsschalter führt zuunsymmetrischen Strömen im Netz. Die Folge können sein:

• Ströme der Gegensystemkomponente, die eine rotierende Maschine belasten• Erdfehlerströme, die zu einer unerwünschten Auslösung empfindlicher

Erdfehlerschutzvorrichtungen im Netz führen können.

Daher ist die Erkennung von Pol-Nichtgleichlauf in Leistungsschaltern wichtig.Wenn diese erkannt werden, muss der Schalter direkt ausgelöst werden.

Die Polgleichlaufüberwachung CCPDSC erkennt solche Situationen mitabweichenden Positionen der Pole am geschützten Leistungsschalter. In derSchutzeinrichtung stehen für diese Erkennung zwei verschiedene Optionen zurVerfügung:

• Durch derartiges Verbinden der Hilfskontakte des Leistungsschalters, dass eineLogik für die Polgleichlaufsüberwachung entsteht. Diese Logik kann auchinnerhalb der Schutzvorrichtung selbst erzeugt werden, indem die Signale für das



Öffnen und Schließen für jeden Pol des Leistungsschalters, der mit derSchutzvorrichtung verbunden ist, verwendet werden.

• Es wird jeder Leiterstrom gemessen, der durch den Leistungsschalter fließt.Wenn der Unterschied zwischen den Leiterströmen größer als CurrUnsymLevelist, deutet dies auf einen Nicht-Gleichlauf der Schalterpole hin, und dieSchutzeinrichtung löst aus.


Die Parameter für die Polgleichlaufüberwachung CCPDSC werden über die lokaleHMI oder am PCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für die Polgleichlaufüberwachung verwendetwerden.


Operation: Aus oder Ein

tTrip: Zeitverzögerung der Auslösung.

ContSel: Auslösung der kontaktbasierten Polgleichlaufüberwachung. Kann wie folgteingestellt werden: Aus/PD Signal vom LS. Wenn PD Signal vom LS gewählt wird,wird die Logik zur Erkennung eines Polgleichlaufs in der Nähe der Hilfskontakte desSchalters angewendet, und nur ein Signal ist mit der Polgleichlauffunktionverbunden. Wenn die alternative Einstellung Pole pos aux cont. gewählt wird, istjedes Öffnen-/Schließen-Signal mit dem Gerät verbunden, und die Logik zurErkennung eines Polgleichlaufs wird innerhalb der Funktion selbst verarbeitet

CurrSel: Auslösung der strombasierten Polgleichlaufüberwachung. Kann wie folgteingestellt werden: Aus/LS Überwachung/Dauerüberwachung. Mit der EinstellungLS Überwachung wird die Funktion nur direkt in Verbindung mit einem Öffnen/Schließen-Befehl des Schalters aktiviert (binnen 200 ms). Bei der EinstellungDauerüberwachung ist die Funktion permanent aktiviert.

CurrUnsymLevel: Unsymmetrischer Betrag des niedrigsten Leiterstroms verglichenmit dem höchsten, eingestellt als Prozentwert im Verhältnis zum höchstenLeiterstrom. Der natürliche Unterschied zwischen Leiterströmen in Installationen mit1 1/2-Leistungsschalter muss berücksichtigt werden. Bei Leistungsschaltern inSammelschienenanordnungen mit 1 1/2-Leistungsschaltern können natürlicheunsymmetrische Ströme durch den Schalter fließen. Der Grund hierfür sind dieStrompfade mit niedriger Impedanz in der Schaltanlage. Dieses Phänomen muss beiEinstellung des Parameters berücksichtigt werden.

CurrRelLevel: Stromstärke für die Freigabe der Funktion in % von IBase.



7.12 Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP




Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUPP <

2SYMBOL-LL V2 EN

37

7.12.2 Anwendung

Die Aufgabe eines Generators in einem Kraftwerk besteht in der Umwandlung der ander Welle verfügbaren mechanischen Energie in elektrische Energie.

Es kommt vor, dass die mechanische Leistung einer Antriebsmaschine so sehrabsinkt, dass sie die Lager- und Ventilationsverluste nicht mehr decken kann. Indiesem Fall fungiert der Synchrongenerator als Synchronmotor und zieht aus demübrigen System Energie ab. Dieser Betriebsmodus, in dem einzelneSynchronmaschinen als Motoren arbeiten, bedeutet kein Risiko für die Maschineselbst. Wenn z. B. der Generator sehr groß ist und viel elektrische Energie aufnimmt,könnte es wünschenswert sein, diesen zugunsten des übrigen Stromsystems zutrennen.

Häufig bedeutet diese Betriebsbedingung, dass die Turbine einem hohen Risikoausgesetzt ist. Der Rückleistungsschutz dient daher dem Schutz der Turbine und nichtdem Schutz des Generators.

Dampfturbinen neigen schnell zur Überhitzung, wenn der Dampfstrom zu niedrig istoder wenn durch die Turbine kein Dampf mehr fließt. Daher sollten Turbo-Generatoren mit einem Rückleistungsschutz ausgestattet sein. Es gibt mehrereAusnahmesituationen, die eine Rückleistung verursachen können: Bruch einesHauptdampfrohrs, Beschädigung einer oder mehrerer Schaufeln in der Dampfturbineoder unbeabsichtigtes Schließen der Hauptabsperrventile. Bei Letzterem ist es sehrwünschenswert, dass ein zuverlässiger Rückleistungsschutz zur Verfügung steht.Dieser könnte Schäden im Kraftwerk verhindern.

Beim routinemäßigen Herunterfahren vieler Wärmekraftwerksblöcke sendet derRückleistungsschutz den Auslöseimpuls an den Generatorenschalter (Blockschalter).Hierdurch wird die Trennung des Blocks verhindert, bevor die mechanische Leistungauf Null sinkt. Eine frühere Trennung würde bei jedem routinemäßigenHerunterfahren zu einer Beschleunigung des Turbinengenerators führen. Diese hätteeine Überdrehzahl und hohe Zentrifugalspannungen zur Folge.



Wenn durch die Turbine kein Dampf mehr fließt, werden die Turbinenschaufeln nichtmehr gekühlt. Dann kann die entstehende Wärme nicht mehr abgeführt werden.Stattdessen erhöht sich die Temperatur in der Dampfturbine und besonders auch dieTemperatur der Schaufeln. Wenn sich eine Dampfturbine ohne Dampfzufuhr dreht,liegt der Stromverbrauch bei ca. 2% der Bemessungsleistung. Selbst wenn sich dieTurbine in einem Vakuum dreht, führt dies schnell zu einer Überhitzung und zuSchäden. Wenn die Turbine ihr Vakuum verliert, überhitzt sich diese binnen Minuten.

Der kritische Zeitpunkt für eine Überhitzung einer Dampfturbine schwankt abhängigvon der Art der Turbine zwischen 0,5 und 30 Minuten. Eine Hochdruckturbine mitkleinen, dünnen Schaufeln überhitzt viel schneller als eine Niederdruckturbine mitlangen, schweren Schaufeln. Die Bedingungen sind von Turbine zu Turbineunterschiedlich, und in jedem Fall muss Rücksprache mit dem Hersteller der Turbineerfolgen.

Die Stromversorgung der Nebenaggregate des Kraftwerks kann über einenEigenbedarfstransformator erfolgen, der mit der Sekundärseite des Transformatorszur Spannungserhöhung verbunden ist. Die Stromversorgung kann auch über einenAnlauftransformator erfolgen, der mit dem externen Netz verbunden ist. DerRückleistungsschutz muss so konzipiert werden, dass er eine Rückleistungunabhängig vom Stromfluss zu den Nebenaggregaten des Kraftwerks erkennen kann.

Wasserturbinen tolerieren eine Rückleistung viel besser als Dampfturbinen. Nur beiKaplan-Turbinen und Rohrturbinen kann sich eine Rückleistung negativ auswirken.Es besteht die Gefahr, dass sich das Turbinenlaufrad axial verschiebt und feststehendeTeile berührt. Diese sind nicht immer stabil genug, um der damit verbundenenBelastung standhalten zu können.

Bei Außentemperaturen unter Null Grad kann die Zufuhr durch Eis und Schneeblockiert werden. Durch Äste und Blätter können auch die Abscheidetore blockiertwerden. Eine vollständige Blockierung des Einlasses kann zu Kavitationen führen.Die Gefahr von Schäden an Wasserturbinen kann den Einsatz einesRückleistungsschutzes in unbeaufsichtigten Kraftwerken rechtfertigen.

Eine Wasserturbine, die im Wasser mit geschlossenen verstellbaren Leitschaufelnarbeitet, wird vom restlichen Netz Strom ziehen. Diese Leistung liegt bei ca. 10% derBemessungsleistung. Befindet sich in der Wasserturbine nur Luft, fällt derLeistungsverbrauch auf ca. 3%.

Diesel-Motoren sollten mit einem Rückleistungsschutz ausgestattet sein. DerGenerator zieht vom System ca. 15% seiner Bemessungsleistung oder mehr. Einstarrer Motor benötigt für seinen Antrieb vielleicht 25% der Bemessungsleistung. EinMotor, der gut angelaufen ist, benötigt ggf. nicht mehr als 5 %. Es müssenentsprechende Informationen vom Hersteller des Motors angefordert werden, und dieRückleistung muss bei der Inbetriebnahme gemessen werden.

Für Gasturbinen wird normalerweise kein Rückleistungsschutz benötigt.

In Abbildung 70 ist der Rückleistungsschutz mit Unterleistungsrichtungsschutz undÜberleistungsrichtungsschutz dargestellt. Der Unterleistungsrichtungsschutz bietet



einen größeren Spielraum und ein höheres Maß an Unabhängigkeit. Andererseits istdas Risiko eines unerwünschten Auslösens direkt nach der Synchronisierung größer.Der Unterleistungsrichtungsschutz (Referenzwinkel auf 0 eingestellt) sollte soeingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn die Wirkleistung vom Generator unterca. 2 % liegt. Der Überleistungsrichtungsschutz (Referenzwinkel auf 180 eingestellt)sollte so eingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn der Leistungsfluss vom Netzzum Generator über 1 % liegt.

Unterleistungs-richtungsschutz

Überleistungs-richtungsschutz

Q Q

P P

Arbeitspunkt ohne Turbinendrehzahl

Toleranz Toleranz

Arbeitsleitung Arbeitsleitung

Arbeitspunkt ohne Turbinendrehzahl


IEC09000019 V2 DE

Abb. 70: Rückleistungsschutz mit Unterleistungs- undÜberleistungsrichtungsschutz



Operation: Mit dem Parameter Operation kann die Funktion auf Ein/Aus gesetztwerden.

Mode: Spannung und Strom, die/der für die Leistungsmessung verwendet wird. DieEinstellungsmöglichkeiten werden in Tabelle 16 gezeigt.

Tabelle 16: Komplexe Leistungsberechnung

Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Aron-Methode * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×





Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1L2 * *

1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


Die Funktion ist mit zwei Stufen ausgestattet, die unabhängig voneinander eingestelltwerden können.

Mit dem Parameter OpMode1(2) kann die Funktion auf Aktiviert/Aus gesetzt werden.

Die Funktion löst aus, wenn die Leistungsrichtungskomponente in der durch dieEinstellung Angle1(2) definierten Richtung kleiner ist als die eingestellteAnregeleistung Power1(2).



Betrieb

Winkel1(2)

Strom1(2)

P

Q


IEC06000441 V1 DE

Abb. 71: Modus P< (Unterleistung)

Die Einstellung Power1(2) liefert den Anregewert derLeistungsrichtungskomponente in Richtung Angle1(2). Die Einstellung wird in p.u.der Generator-Bemessungsleistung angegeben, siehe Gleichung 73.

Die empfohlene Mindesteinstellung ist 0,2 % von SN, wenn Messklassen-Stromwandlereingänge am Gerät verwendet werden.

3NS UBase IBase= × ×


Die Einstellung Angle1(2) liefert den charakteristischen Winkel mit maximalerEmpfindlichkeit der Leistungsrichtungsschutzfunktion. Die Einstellung wird in Gradangegeben. Für die Wirkleistung muss der eingestellte Winkel 0° oder 180° betragen.0° ist für den Generator-Wirkleistungsschutz in Vorwärtsrichtung bei kleinerLeistung zu verwenden.



Betrieb

Winkel1(2) = 0

Strom1(2)

P

Q


x

IEC06000556 V1 DE

Abb. 72: Bei kleiner Leistung in Vorwärtsrichtung sollte der eingestellte Winkelim Unterleistungsrichtungsschutz 0° betragen.

Der Einstellwert TripDelay1(2) legt die Auslöseverzögerung der Stufe nach derAnregung fest und wird in Sekunden angegeben.

Die Einstellung Hysteresis1(2) wird in p.u. bezogen auf dieGeneratorbemessungsleistung gemäß der Gleichung 74 angegeben.



Die Ausfallleistung ist Power1(2) + Hysteresis1(2).

Eine Tiefpassfilterung der gemessenen Leistung ist mit folgender Formel möglich:

( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Wobei gilt

S ein neuer gemessener Wert ist, der für die Schutzfunktion verwendet werden soll,

Sold der gemessene Wert ist, der von der Funktion im vorherigen Ausführungszyklus ausgege‐ben wurde,

SCalculated ist der neue, im aktuellen Zyklus berechnete Wert

k ist ein einstellbarer Parameter



Der Wert von k = 0.92 wird bei Generatoranwendungen empfohlen, da dieAuslöseverzögerung für gewöhnlich recht lang ist.

Die Kalibrierungsfaktoren für Strom- und Spannungsmessfehler werden in % desBemessungsstroms/der Bemessungsspannung eingestellt.

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

Die Winkelkompensation wird als Differenz zwischen Strom- undSpannungswinkelfehlern angegeben.

Die Werte werden für die Auslösepunkte 5, 30 und 100 % des Bemessungsstroms/derBemessungsspannung angegeben. Die Werte sollten den Strommesswandler-Testprotokollen zu entnehmen sein.

7.13 Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP




Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOPP >

2DOCUMENT172362-IMG158942

V2 EN

32

7.13.2 Anwendung

Die Aufgabe eines Generators in einem Kraftwerk ist die Umwandlung von an derWelle verfügbarer mechanischer Energie in elektrische Energie.

Aus dem Synchrongenerator kann ein Synchronmotor, der elektrische Energie ausdem übrigen elektrischen Netz abzieht, werden. Dieser Betriebszustand, bei demeinzelne Synchronmaschinen als Motor arbeiten, birgt für die Maschine selbst keinRisiko. Ist der entsprechende Generator jedoch sehr groß, so ist der Energieverbrauchhoch. Es kann sinnvoll sein, ihn vom Netz zu nehmen, um das übrige elektrische Netzzu entlasten.

Meist deutet dieser Motorbetrieb auf einen sehr kritischen Zustand derAntriebsmaschine hin. Die Aufgabe des Leistungsrichtungsschutzes bzw. desRückleistungsschutzes ist es, die Antriebsmaschine zu schützen und in erster Linienicht den Generator.



Dampfturbinen überhitzen sehr leicht, wenn der Dampfstrom zu niedrig wird oder derDampf gar nicht mehr durch die Turbine strömt. Daher sollten Turbogeneratoren miteinem Rückleistungsschutz ausgestattet sein. Es gibt mehrere Ereignisse dieRückleistung verursachen können: Bruch der Hauptdampfleitung, Beschädigungeiner oder mehrerer Schaufeln der Dampfturbine oder unbeabsichtigtes Schließen derHauptabsperrventile. Im letzten Fall ist es äußerst wünschenswert einen zuverlässigenRückleistungsschutz zu haben. Er kann Schäden an einem sonst unbeschädigtenKraftwerk verhindern.

Während der Routineabschaltung vieler thermischer Kraftwerke, gibt derRückleistungsschutz den Auslöseimpuls für die Generatorschalter (dieAnlagenschalter). Dadurch wird verhindert, dass die Einheit vom Netz getrennt wirdbevor die mechanische Leistung auf Null ist. Ein frühzeitigeres Trennen würde beijeder Routineabschaltung eine Beschleunigung des Turbinengenerators verursachen.Dies würde zu Überdrehzahl und hohen zentrifugalen Beanspruchungen führen.

Strömt kein Dampf mehr durch eine Turbine, werden auch die Turbinenschaufelnnicht mehr gekühlt. Dann ist es nicht mehr möglich die durch die Lüftungsverlustegenerierte Wärme abzuführen. Stattdessen steigt durch die Wärme die Temperatur inder Turbine, und besonders in den Schaufeln, an. Dreht eine Dampfturbine ohneDampfzufuhr, verbraucht sie etwa 2 % der Bemessungsleistung an elektrischerEnergie. Selbst wenn die Turbine in einem Vakuum dreht, wird sie schnell überhitztund beschädigt. Die Turbine überhitzt in wenigen Minuten, wenn sie das Vakuumverliert.

Die kritische Zeit bis zur Überhitzung einer Turbine variiert von etwa 0,5 bis 30Minuten je nach Art der Turbine. Eine Hochdruckturbine mit kurzen, dünnenSchaufeln überhitzt leichter als eine Niederdruckturbine mit langen, dickenSchaufeln. Die Bedingungen variieren von Turbine zu Turbine. Es muss daher injedem Fall der Hersteller um Auskunft gebeten werden.

Die Energieversorgung für die Hilfsaggregate des Kraftwerks kann von einemEigenbedarfstransformator abgenommen werden, der mit der Primärseite desMaschienentransformators verbunden ist. Die Energieversorgung kann aber auch voneinem Anfahrtransformator stammen, der mit dem externen Netz verbunden ist. DerRückleistungsschutz muss so angelegt sein, dass er Rückleistung unabhängig vomLeistungsfluss zu den Hilfsaggregaten des Kraftwerks erkennt.

Wasserturbinen verkraften Rückleistung viel besser als Dampfturbinen. Lediglich beiKaplan- und Rohrturbinen kann sich Rückleistung negativ auswirken. Es besteht dasRisiko, dass sich das Turbinenlaufrad axial bewegt und mit stationären Teilen inBerührung kommt. Sie sind nicht immer robust genug, um der damit verbundenenBelastung standzuhalten.

Bei Außentemperaturen unter Null Grad kann die Zufuhr durch Eis und Schneeblockiert werden. Durch Äste und Blätter können auch die Abscheidetore blockiertwerden. Eine vollständige Blockierung des Einlasses kann zu Kavitationen führen.Die Gefahr von Schäden an Wasserturbinen kann den Einsatz einesRückleistungsschutzes in unbeaufsichtigten Kraftwerken rechtfertigen.



Eine Wasserturbine, die bei geschlossenen Leitschaufeln im Wasser dreht, ziehtelektrische Leistung aus dem übrigen elektrischen Netz. Diese Leistung entsprichtetwa 10 % der Bemessungsleistung. Befindet sich nur Luft in der Wasserturbine, fälltder Leistungsbedarf auf etwa 3 %.

Dieselmotoren sollten über einen Rückleistungsschutz verfügen. Der Generatorentnimmt dem Netz etwa 15 % seiner Bemessungsleistung oder mehr. Einschwergängiger Motor kann bis zu 25 % der Bemessungsleistung zum Antriebbenötigen. Ein Motor, der gut eingefahren ist, benötigt vielleicht nicht mehr als 5 %.Es ist notwendig vom Motorenhersteller Informationen zu erfragen und während derInbetriebnahme die Rückleistung zu messen.

Gasturbinen benötigen für gewöhnlich keinen Rückleistungsschutz.

In Abbildung 73 ist der Rückleistungsschutz mit Unterleistungsgerät undÜberleistungsgerät dargestellt. Das Unterleistungsgerät bietet einen größerenSpielraum und ein höheres Maß an Unabhängigkeit. Andererseits ist das Risiko einesunerwünschten Auslösens direkt nach der Synchronisierung größer. Außerdem solltedas Unterleistungsgerät so eingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn dieWirkleistung vom Generator unter ca. 2 % liegt. Außerdem sollte dasUnterleistungsgerät so eingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn derLeistungsfluss vom Netz zum Generator über 1 % liegt.

Unterleistung Gerät Überleistung Gerät

Q Q

P P

Auslösepunkt ohne Turbinendrehzahl

Toleranz Toleranz

Auslöse-linie

Auslöse-linie

Auslösepunkt ohne Turbinendrehzahl


IEC06000315 V2 DE

Abb. 73: Rückwärts gerichteter Leistungsrichtungsschutz mitUnterleistungsgerät und Überleistungsgerät



Auslösung: Mit dem Parameter Operation kann die Funktion auf Ein/Aus gesetztwerden.



Mode: Spannung und Strom, die/der für die Leistungsmessung verwendet wird. DieEinstellungsmöglichkeiten werden in Tabelle 17 gezeigt.

Tabelle 17: Komplexe Leistungsberechnung

Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Aron-Methode * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


Die Funktion ist mit zwei Stufen ausgestattet, die unabhängig voneinander eingestelltwerden können.

Mit dem Parameter OpMode1(2) kann die Funktion auf Aktiviert/Aus gesetzt werden.

Die Funktion löst aus, wenn die Leistungskomponente in der durch die EinstellungAngle1(2) definierten Richtung größer ist als die eingestellte AnregeleistungPower1(2).



Betrieb

Winkel1(2)

Strom1(2)

P

Q

=IEC06000440=1=de=Origi

nal.vsdx

IEC06000440 V1 DE

Abb. 74: Modus P> (Überleistung)

Die Einstellung Power1(2) liefert den Anregewert der Leistungskomponente inRichtung Angle1(2). Die Einstellung wird in p.u. der Generator-Bemessungsleistungangegeben, siehe Gleichung 86.

Die empfohlene Minimaleinstellung ist 0,2 % von SN wenn Messklassen-Stromwandlereingänge am Gerät verwendet werden.



Die Einstellung Angle1(2) liefert den charakteristischen Winkel mit maximalerEmpfindlichkeit der Leistungsrichtungsschutzfunktion. Die Einstellung wird in Gradangegeben. Für die Wirkleistung muss der eingestellte Winkel 0° oder 180° betragen.Für den Generator-Rückleistungsschutz ist der Einstellwert 180° zu verwenden.



Betrieb Winkel1(2 ) = 180 o

Leistung 1(2)

P

Q

=IEC06000557=2=de=Original.vsdIEC06000557 V2 DE

Abb. 75: Bei Leistung in Rückwärtsrichtung sollte der eingestellte Winkel imÜberleistungsschutz 180° betragen.

Der Einstellwert TripDelay1(2) legt die Auslöseverzögerung der Stufe nach derAnregung fest und wird in Sekunden angegeben.

Die Einstellung Hysteresis1(2) wird in p.u. bezogen auf dieGeneratorbemessungsleistung gemäß der Gleichung 87 angegeben.



Die Ausfallleistung ist Power1(2) - Hysteresis1(2).

Eine Tiefpassfilterung der gemessenen Leistung ist mit folgender Formel möglich:

( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Wobei gilt

S ein neuer gemessener Wert ist, der für die Schutzfunktion verwendet werden soll,

Salt der gemessene Wert ist, der von der Funktion im vorherigen Ausführungszyklusausgegeben wurde,

SBerechnet ist der neue, im aktuellen Zyklus berechnete Wert

k ist ein einstellbarer Parameter



Der Wert von k = 0,92 wird bei Generatoranwendungen empfohlen, da dieAuslöseverzögerung für gewöhnlich recht lang ist.

Die Kalibrierungsfaktoren für Strom- und Spannungsmessfehler werden in % desBemessungsstroms/der Bemessungsspannung eingestellt.

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

Die Winkelkompensation wird als Differenz zwischen Strom- undSpannungswinkelfehlern angegeben.

Die Werte werden für die Auslösepunkte 5, 30 und 100 % des Bemessungsstroms/derBemessungsspannung angegeben. Die Werte sollten den Strommesswandler-Testprotokollen zu entnehmen sein.

7.14 Leiterbruchüberwachung BRCPTOC




Leiterbruchüberwachung BRCPTOC - 46

7.14.2 Anwendung

Mit konventionellen Schutzfunktionen lässt sich ein Leiterbruch nicht erkennen. DieFunktion zur Leiterbruchüberwachung (BRCPTOC) beinhaltet eine fortlaufendeStrom-Asymmetrieprüfung der mit dem Gerät verbundenen Leitung. Sie gibt Alarmoder löst aus, sobald ein Leiterbruch erkannt wird.


Die Leiterbruchüberwachung BRCPTOC muss so eingestellt werden, dass sie einenoder mehrere Leiterbrüche (Fehler durch Leiterunterbrechung) mit unterschiedlichenLaststrom auf der Leitung erkennt. Gleichzeitig muss die Funktion BRCPTOC soeingestellt werden, dass sie nicht bei der Unsymmetrie auslöst, die z. B. aufgrund vonnicht verdrillten Stromleitungen vorkommen kann.

Alle Einstellungen werden in Primärwerten oder Prozentangaben vorgenommen.

Stellen Sie IBase (in GlobalBaseSel angegeben) auf den Bemessungsstrom derStromleitung oder des Stromwandlers ein.



In der Regel sollten Sie den minimalen Ansprechstrom pro Phase IP> auf 10–20 %des Bemessungsstroms einstellen.

In der Regel sollten Sie den unsymmetrischen Strom, d. h. das Verhältnis derDifferenz von minimalem und maximalen Leiterstrom zum maximalen Leiterstrom,auf Iub> = 50 % einstellen.

Die Einstellung ist so zu wählen, dass Asymmetrieprobleme unter denMindestbedingungen für eine Auslösung vermieden werden.

Wählen Sie als Verzögerungszeit tOper = 5–60 Sekunden und als Rückfallzeit tReset= 0,010–60,000 Sekunden.

7.15 Schutz für Kondensatorenbank CBPGAPC


nungIEC 60617 Ken‐

nungANSI/IEEE C37.2

GerätenummerSchutz für Kondensatorenbank CBPGAPC - -

7.15.2 Anwendung

Kondensatorenbänke sind in mancher Hinsicht speziell und unterscheiden sich vonanderen Elementen im Stromnetz. Diese besonderen Eigenschaften vonKondensatorenbänke sind in diesem Abschnitt zusammengefasst.

Eine Kondensatoreinheit ist ein Baustein zum Aufbau einer Kondensatorenbank. DieKondensatoreinheit ist aus einzelnen Kondensatorelementen aufgebaut, die paralleloder in Reihe geschaltet werden können. Normalerweise bestehenKondensatorelemente aus Alufolie, Papier oder folienisolierten Zellen in einerbiologisch abbaubaren Isolierflüssigkeit, die in einem Metallbehälter versiegelt sind.Der interne Entladewiderstand ist ebenfalls in der Kondensatoreinheit integriert, umverbleibende Restspannung nach der Trennung der Kondensatorenbank vomStromnetz zu verringern. Die Einheiten stehen in einer Bandbreite vonSpannungsbereichen (240 V bis 25 kV) und Größen (2,5 kVAr bis etwa 1000 kVAr)zur Verfügung. Kondensatoren können mit einer oder zwei Durchführungenausgestattet sein.

Eine Oberspannungs-Kondensatorenbank wird gewöhnlich aus einzelnenKondensatoreinheiten in Reihen- und/oder Parallelschaltung gebaut, um so diegewünschte Bemessungsspannung und MVAr zu erzielen. Typischerweise werdendie benachbarten Kondensatoreinheiten in Racks montiert. Die einzelnen Racks



müssen voneinander isoliert werden, da das Blechgehäuse der Racks über eingewisses Potenzial verfügt. Beispiel, siehe Abbildung 76:

Kupplungs-kondensator

(Can)

Rahmen


IEC09000753 V1 DE

Abb. 76: Austausch einer defekten Kondensatoreinheit in einerKondensatorenbank

Es gibt vier Sicherungsarten für Kondensatoreinheiten, die bei KondensatorenbänkeVerwendung finden:

Extern gesi‐chert

Hier wird eine einzelne, extern montierte Sicherung zum Schutz der Kondensatorein‐heit verwendet

Intern gesi‐chert

Hier wird jedes Kondensatorelement in der Kondensatoreinheit von einer Sicherunggeschützt

Ohne Siche‐rungen

Hier wird die Kondensatorenbank aus einer Reihe von Verbindungen der einzelnenKondensatoreinheiten (sog. Strings) und ohne Sicherungen aufgebaut

Ungesichert Im Gegensatz zur sicherungsfreien Konfiguration wird hier eine Serie in Reihe oderparallel geschalteter Kondensatoreinheiten verwendet, um die Kondensatorenbankaufzubauen - nach wie vor ohne Sicherungen



Welcher Typ von Sicherung zu verwenden ist kann vom Hersteller oder vonVorlieben sowie auf vorherigen Erfahrungen abhängen.

Da die Kondensatorenbänke aus einzelnen Kondensatoreinheiten aufgebaut sind,können die Verbindungen variieren. Die typischerweise verwendetenKonfigurationen der Kondensatorenbänke sind:

1. Kondensatorenbänke mit Dreiecksverbindung (im Allgemeinen nur beiStörspannungen verwendet)

2. Kondensatorenbänke mit einzelner Sternverbindung3. Kondensatorenbänke mit doppelter Sternverbindung4. H-Konfiguration, wobei jeder Leiter in einer Brücke angeschlossen ist

Abgesehen davon kann der Sternpunkt der Kondensatorenbank, sofern verfügbar,über die Impedanz entweder direkt geerdet , geerdet oder von der Erdung isoliert sein.Welche Erdung für die Kondensatorenbänke verwendet wird, hängt vomSpannungspegel, dem eingesetzten Leistungsschalter, den Vorlieben desNetzbetreibers und den Vorerfahrungen ab. Zahlreiche Netzen verfügen über einStandardsystem zur Erdung als Prinzip zur Erdung des Sternpunkts vonKondensatorenbänken über 100 kV.

Die Schaltung von Kondensatorenbänken erzeugt Transienten im Stromnetz. Dertransiente Einschaltstrom beim Aktivieren der Kondensatorenbänke weisttypischerweise Frequenzkomponenten auf und kann Stromspitzenwerte erreichen,die dem Vielfachen des Bemessungsstroms der Kondensatorenbänke entsprechen.Das Öffnen eines Leistungsschalters der Kondensatorenbänke kann eineSpannungserhöhung am gesamten LS-Kontakt erzeugen. Dadurch können in derFolge nach der Unterbrechung des kapazitive Stroms wiederholte Wiederzündungenauftreten. In modernen Stromnetzen kann das synchronisierte Öffnen/Schließen desLS so eingesetzt werden, dass die von der Kondensatorenbank erzeugten Transientenvermieden werden.

7.15.2.1 Schutz für Kondensatorenbank

Der Geräteschutz erfordert bei Kondensatorenbänken ein Verständnis derFähigkeiten und Grenzen einzelner Kondensatoreinheiten und der dazugehörigenelektrischen Ausstattung. Die unterschiedlichen Arten der Absicherung derKondensatorenbänke, die verschiedenen Konfigurationen oder Erdungen können dieGeräteauswahl im Hinblick auf das Schutzschema beeinflussen. Außerdem kann dieVerfügbarkeit und Platzierung von Strom- und Spannungswandlern eine zusätzlicheBeschränkung im Schutzkonzept darstellen.

Ein Schutzkonzept für die Kondensatorenbänke dienen der Erkennung und Behebungvon Störungen in den Kondensatorenbänken selbst oder in den angeschlossenenLeitungen in Richtung Schaltanlagensammelschiene. Der Schutz derKondensatorenbänke kann unterschiedliche Einrichtungen umfassen, wie eineVorkehrung zum Trennen einer defekten Kondensatoreinheit oderKondensatorelements, eine Vorrichtung zum Ausschalten der Kondensatorenbänke



im Fall einer Störung, die zu einem schwerwiegenden Fehler führen kann undAlarmzustände, um Ungleichgewichte in der Kondensatorbank anzuzeigen.

Ausfälle und Störungen der Kondensatorenbänke werden häufig durch den zufälligenKontakt von Tieren verursacht. Insekten, Affen oder Vögel benutzen dieKondensatorenbänke möglicherweise als Ruhe- oder Landeplatz. Wenn ein Tier dieunter Hochspannung stehenden Teile berührt, kann dies einen Bogenüberschlag,einen Bruch oder Kaskadenfehler verursachen, die schwerwiegende Schäden, Brändeoder sogar die vollständige Zerstörung der gesamten Kondensatorenbänke nach sichziehen, es sei denn, sie ist mit ausreichend Schutzgeräten bestückt.

Abgesehen von den Fehlerzuständen können die Kondensatorenbänke auchzahlreichen abnormalen Betriebszuständen ausgesetzt sein. Kondensatoren solltengemäß IEC- und ANSI-Standards in der Lage sein, in Notfallsystemen und alsBatterie im Dauerbetrieb eingesetzt zu werden, sofern die folgenden Beschränkungennicht überschritten werden:

1. Kondensatoreinheiten sollten für den Dauerbetrieb inkl. für Oberschwingungengeeignet sein, ausgeschlossen sind Transienten bis zu 110 % der Geräte-RMS-Bemessungsspannung und einer Spitzenspannung nicht über der RMS-Bemessungsspannung. Der Kondensator sollte auch eine Bemessungsspannungvon 135 % vertragen. Der Spannungspegel eines Reihenelements derKondensatoreinheit wird als Anteil am Spannungspegel der gesamtenKondensatoreinheit betrachtet.

2. Kondensatoreinheiten sollten weder weniger als 100 % noch mehr als 110 % derBemessungsblindleistung bei Sinus-Bemessungsspannung und Frequenzabgeben (Messung unter gleichmäßigen Bedingungen und einer internenTemperatur von 25 °C).

3. In mehreren Reihen und Ebenen montierte Kondensatoreinheiten sollten für denDauerbetrieb bei einer 24-Std.-Durchschnittstemperatur von 40 °C am heißestenTag oder −40 °C am kältesten Tag am Installationsort ausgelegt sein.

4. Kondensatoreinheiten sollten für den Dauerbetrieb bis zu 135 % derBemessungsblindleistung durch einen der folgenden kombinierten Effekteausgelegt sein:• Spannung oberhalb der Bemessungsspannung vom Typenschild bei

Grundfrequenz, jedoch nicht über 110 % der Bemessungs-RMS-Spannung• Frequenzüberlagerte Oberschwingungsspannungen• Herstellungstoleranz für die Blindleistung von bis zu 115 % der

Bemessungsblindleistung5. Kondensatoreinheiten mit einer Bemessungsspannung von über 600 V sollten

mit einer internen Entlastungsvorrichtung ausgestattet sein, um dieRestspannung innerhalb von 5 bis 10 Minuten auf 50 V oder weniger zureduzieren (je nach nationalem Standard).

Beachten Sie, dass die für Spezialanwendungen konstruierten Kondensatoreinheitendiese Werte übersteigen können.



Als Faustregel gilt, die Mindestanzahl in Kondensatorenbänken parallel geschalteterKondensatoreinheiten ist so bemessen, dass die Isolierung einer Kondensatoreinheitin einer Gruppe kein Spannungsungleichgewicht erzeugt, das mehr als 110 % derBemessungsspannung der verbleibenden Kondensatoren in dieser parallelgeschalteten Gruppe beträgt. Gleichermaßen ist die Mindestanzahl in Reihegeschalteter Gruppen einer Kondensatorbatterie so bemessen, dass die Spannung über110 % der Bemessungsspannung aller verbleibender Kondensatoren dieser Gruppebei vollständiger Umgehung einer Gruppe nicht unterbrochen wird. Der Wert von110 % entspricht dem Maximalwert der ständigen Überspannungskapazität einerKondensatoreinheit gemäß IEEE Std 18-1992.

Die Kondensatorenbänke erfordern die folgenden Schutzgerätetypen:

1. Kurzschlussschutz für die Kondensatorenbänke und Anschlussleitungen (kannüber die Funktionen PHPIOC, OC4PTOC, CVGAPC, T2WPDIF/T3WPDIFoder HZPDIF erfolgen)

2. Erdfehlerschutz für die Kondensatorenbänke und Anschlussleitungen (kann überdie Funktionen EFPIOC, EF4PTOC, CVGAPC, T2WPDIF/T3WPDIF oderHZPDIF erfolgen)

3. Strom- oder spannungsbasierte Unsymmetrieschutz für Kondensatorenbänke(kann über die Funktionen EF4PTOC, OC4PTOC, CVGAPC oder VDCPTOVerfolgen)

4. Überlastschutz für Kondensatorenbänke5. Unterstromschutz für Kondensatorenbänke6. Wiederanlaufschutz für Kondensatorenbänke7. Wiederauslöse-Erkennung

Die Funktion CBPGAPC kann auch eingesetzt werden, um die letzten vierSchutztypen aus der Liste zu gewährleisten.


Diese Beispielseinstellungen werden für die Anwendung aus Abbildung 77verwendet:



VorverarbeitenderFunktionsblock

Funktion für den Schutz der

Kondensatorenbank

400kV

CBPGAPCSMAI

200MVAr400kV

500/1

Gerät


IEC09000754 V1 DE

Abb. 77: Übersichtsschaltbild für Anwendungsbeispiel

Aus Abbildung 77 kann der folgende Bemessungs-Grundfrequenzstrom für dieseKondensatorbatterie berechnet werden:

1000 200[ ] 2893 400[ ]r

MVArI AkV

×= =

×IEC09000755 V1 DE (Gleichung 89)

oder an der Stromwandler-Sekundärseite:

_ ec

289 0.578500 1r S

AI A= =

IEC09000756 V1 DE (Gleichung 90)

Beachten Sie, dass die Kondensatorbatterie an der Stromwandler-Sekundärseite fürdie Sekundäreinspeisung der Funktion von Bedeutung ist.

Die Parameter für die Kondensatorbatterie-Schutzfunktion CBPGAPC werden in derHMI oder am PCM600 festgelegt. Für diese Funktion sind die folgendenEinstellungen erforderlich:

Allgemeine Einstellungen:

Operation =Ein; zum Aktivieren der Funktion



IBase =289A; Grundfrequenz des Bemessungsstroms der Kondensatorenbänke inprimären Ampere. Dieser Wert wird als Grundwert für die Anregeeinstellungen allerweiteren Funktionen in dieser Funktion verwendet.

Wiederzuschaltungs-Sperrfunktion:

OperationRecIn =Ein; zur Aktivierung dieser Funktion

IRecnInhibit< =10% (von IBase); wird dieser Strompegel unterschritten, erkennt dieFunktion erkennt, dass die Kondensatorbatterie vom Stromnetz getrennt ist

tReconnInhibit =300s; wird diese Zeitdauer unterschritten, erkennt die Funktion, dassdie Kondensatorbatterie die verbleibende Summenspannung auf weniger als 5 %entlädt.

Überstromfunktion:

OperationOC =Ein; zur Aktivierung dieser Funktion

IOC> =135% (von IBase); Strompegel für Überstromanregung. Der ausgewählteWert liefert den nach internationalen Standards empfohlenen Anregewert.

tOC =30s; Zeitverzögerung für die Überstromauslösung

Unterstromfunktion:

OperationUC =Ein; zur Aktivierung dieser Funktion

IUC< =70% (von IBase); Strompegel für die Unterstromanregung

tUC =5s; Zeitverzögerung für die Unterstromanregung

Die Unterstromfunktion wird durch die Auslösung derWiederzuschaltungs-Sperrfunktion blockiert.

Blindleistungs-Überlastfunktion:

OperationQOL =Ein; zur Aktivierung dieser Funktion

QOL> =130% (von MVAr der Kondensatorenbänke bemessen); für Anregungerforderlicher Blindleistungspegel. Der ausgewählte Wert liefert den nachinternationalen Standards empfohlenen Anregewert.

tQOL =60s; Zeitverzögerung für Auslösung bei Blindleistungs-Überlast

Oberschwingungs-Überspannungsfunktion:

OperationHOL =Ein; zur Aktivierung dieser Funktion

Einstellungen für unabhängige Zeitverzögerungsstufe.



HOLDTU> =200% (von der Bemessungsspannung der Kondensatorenbänke); fürAnregung erforderlicher Spannungspegel

tHOLDT =10s; unabhängige Zeitverzögerung für Oberschwingungs-Überlastauslösung

Einstellungen für IDTM-Zeitverzögerungsstufe

HOLIDMTU> =110% (von der Bemessungsspannung der Kondensatorenbänke); fürAnregung erforderlicher Spannungspegel in der IDMT-Stufe. Der ausgewählte Wertliefert den nach internationalen Standards empfohlenen Anregewert.

kHOLIDMT =1,0; Zeitpmultiplikator für die IDMT-Stufe. Der ausgewählte Wertliefert den nach internationalen Standards empfohlenen Auslösewert.

tMaxHOLIDMT =2000s; maximale Zeitverzögerung für die IDMT-Stufe bei sehrniedrigen Oberschwingungs-Überlasten

tMinHOLIDMT =0,1s; Mindestzeitverzögerung für die IDMT-Stufe. Derausgewählte Wert liefert den nach internationalen Standards empfohlenenAuslösewert.

7.15.3.1 Wiederzuschaltungs-Erkennung

Bei einigen Arten von Leistungsschaltern (LS) kann das Öffnen einerKondensatorenbank problematisch sein. Solche Probleme treten typischerweise auf,wenn LS erneut ausgelöst werden.

Vereinfacht gesagt unterbricht der LS den Strom nicht, wenn nach dem Trennen derLS-Kontakte erstmalig ein Nulldurchgang stattfindet. Stattdessen wird der Stromerneut eingeschaltet und nur bei nachfolgenden Nulldurchgängen unterbrochen.Dieser Zustand tritt auf, wenn hohe Stromimpulse zum Zeitpunkt des erneutenZuschalten des Stroms auftreten.

Die integrierte Überstromfunktion kann eingesetzt werden, um diesen LS-Zustand zuerkennen. Vereinfacht gesagt ist jede Anregung der Überstromfunktion beimnormalen Öffnen des Leistungsschalters eine Neuauslösung. Daher kann imAnwendungs-Konfigurationstool eine einfache Logik erzeugt werden, um ein solchesLS-Verhalten zu erkennen. Solche LS-Zustände können einen Alarm auslösen undder Störschreiber kann sofern erforderlich ebenfalls aktiviert werden.

Um diese Logik zu erzeugen, wird ein Binärsignal für das Gerät bereitgestellt, das einÖffnen des LS anzeigt (jedoch nicht der Auslösebefehl).



7.16 Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC




Spannungsabhängiger Überstrom‐schutz

VRPVOC I>/U< 51V

7.16.2 Anwendung

Ein Versagen der Isolierung zwischen den Leitern oder zwischen dem Leiter und derErde resultiert in einem Kurzschluss oder einem Erdfehler. Solche Fehler könnengroße Fehlerströme zur Folge haben und können an den Primärgeräte des Systems zuschweren Schäden führen.

Eine typische Anwendung des zeitverzögerten spannungsabhängigenÜberstromschutzes befindet sich im Generator-Schutzsystem, wo er alsReserveschutz eingesetzt wird. Wenn ein Leiter-Leiter-Fehler den Generatorbeeinträchtigt, dann ist die Fehlerstromamplitude eine Funktion der Zeit. Sie hängtvon der Generatorcharakteristik (Reaktanzen und Zeitkonstanten), seinenLastbedingungen (umgehend vor Auftreten des Fehlers) und der Leistung undCharakteristik des Erregersystems ab. Die Fehlerstromamplitude kann mit der Zeitabnehmen. Ein spannungsabhängiger Überstromschutz kann so eingestellt werden,dass es trotz der Abnahme des Stroms im angeregten Zustand verbleibt und beimAusfall des Hauptschutzes eine Reserveauslösung veranlasst.

Das Gerät kann mit einem zeitverzögerten spannungsabhängigen Überstromschutz(VRPVOC) ausgestattet werden. Die Funktion VRPVOC wird immer mit demdreiphasigen Strom- oder dreiphasigen Spannungseingang im Konfigurationstoolverbunden, misst aber immer den maximalen Leiterstrom und die minimale Leiter-Leiter-Spannung.

Das Funktionsmodul VRPVOC verfügt über zwei unabhängige Schutzvorrichtungen.Sie bestehen aus:

• Einer Überstromstufe mit den folgenden integrierten Funktionen:• Auswählbare unabhängige Zeitverzögerung oder inverse IDMT-

Zeitcharakteristik• Eine spannungsunabhängige/-gesteuerte Funktion steht zur Verfügung, um

den Anregungspegel der Überstromstufe im Verhältnis zur Größe dergemessenen Spannung zu modifizieren

• Eine Unterspannungsstufe mit der folgenden integrierten Funktion:• Definite (unabhängige) Zeitverzögerung



Die Unterspannungsstufe kann aktiviert oder deaktiviert werden. Manchmal ist eserforderlich, eine Interaktion zwischen zwei Schutzelementen innerhalb vonVRPVOC durch eine geeignete Gerätekonfiguration verfügbar zu machen (z. B. derÜberstromschutz mit der Unterspannungs-Verriegelung), um die gewünschteAnwendungsfunktionalität zu erreichen.

7.16.2.1 Bezugsgrößen

GlobalBaseSel definiert die besondere globale Basiswertegruppe, in der dieBezugsgrößen der Funktion eingestellt werden. In dieser globalen Basiswertegruppe:

IBase wird als Bemessungsstrom des geschützten Objekts als Primärstromwerteingegeben.

UBase wird als Leiter-Leiter-Bemessungspannung des geschützten Objekts in kVeingegeben.

7.16.2.2 Anwendungsmöglichkeiten

Die Funktion VRPVOC kann in einem der drei folgenden Anwendungsbereicheeingesetzt werden:

• spannungsabhängiger Überstrom• spannungsstabilisierender Überstrom• Überstromschutz mit Unterspannungshaltung

7.16.2.3 Unterspannungs-Verriegelung

Im Falle eines Generators mit statischem Erregersystem, das seinen Strom von denGeneratoren erhält, hängt die Größe des Dauerkurzschlussstroms von derGeneratorspannung ab. Im Falle eines nahe gelegenen mehrpoligen Fehlers kann dieAnschlussspannung des Generators auf einen ziemlich niedrigen Pegel fallen, z. B.weniger als 25 %, und demzufolge kann der Generator-Fehlerstrom unter denAnsprechwert des Überstromschutzes fallen. Der Kurzschlussstrom kann nach 0,5-1 sunter den Bemessungsstrom des Generators fallen. Auch bei Generatoren mit einemErregersystem, das nicht von den Generatoranschlüssen gespeist wird, falls ein Fehlerauftritt, während der automatische Spannungsregler außer Betrieb ist. In solchenFällen kann, um die Auslösung sicherzustellen, der Überstromschutz mitUnterspannungs-Verriegelung verwendet werden.

Um die Funktion VRPVOC anzuwenden, erfolgt die Konfiguration nach dem Schemain Abbildung 78. Wie in den Abbildungen dargestellt aktiviert das Anregen derÜberstromstufe die Unterspannungstufe. Wenn diese aktiviert ist, startet dieUnterspannungsstufe ein Zeitglied, das die Auslösung der Funktion bewirkt, wenn dieSpannung nicht auf den eingestellten Wert steigt. Um ein korrektes Rücksetzensicherzustellen, wird die Funktion zwei Sekunden nach der Ausgabe desAuslösesignals blockiert.



Auslöse-ausgang

ODER

ODER t


VRPVOCI3P*

U3P*

BLOCK

BLKOC

BLKUV

TRIP

TROC

TRUV

START

STOC

STUV

IEC12000183 V1 DE

Abb. 78: Unterspannungs-Verriegelung der Stromanregung


7.16.3.1 Erklärung der Einstellparameter

Auslösung: Auf Ein einstellen, um die Funktion zu aktivieren. Auf Aus einstellen, umdie gesamte Funktion zu deaktivieren.

StartCurr: Auslöse-Leiterstrompegel in % von IBase.

Characterist: Auswahl der Zeitcharakteristiken: Unabhängige Zeitverzögerung undunterschiedliche Arten inverser Zeiteigenschaften stehen zur Verfügung,Einzelheiten siehe Technisches Handbuch.

tDef_OC: Unabhängige Zeitverzögerung. Sie wird eingesetzt, wenn die unabhängigeZeitcharakteristik ausgewählt wird. Sie wird auf 0 s eingestellt, wenn die inverseZeitcharakteristik ausgewählt wurde und keine weitere Verzögerung hinzugefügtwerden soll.

k: Zeitmultiplikator für inverse Zeitverzögerung.

tMin: Minimale Auslösezeit für alle inversen Zeitcharakteristiken Bei hohen Strömenkann die Inverse-Time-Charakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. DurchSetzen dieses Parameters kann die Auslösezeit der Stufe nie kürzer sein als dergesetzte Wert.

Operation_UV: sie setzt die Auslösung der Unterspannungsstufe auf Ein/Aus.

StartVolt: Leiter-Leiter-Auslösespannungspegel in % von UBase für dieUnterspannungsstufe. Eine typische Einstellung kann beispielsweise im Bereich von70 % bis 80 % der Generator-Bemessungsspannung liegen.



tDef_UV: Unabhängige Zeitverzögerung. Da sie sich auf eine Reserve-Schutzfunktion bezieht, wird typischerweise eine lange Zeitverzögerung (z. B. 0,5 soder länger) verwendet.

EnBlkLowV: Dieser Parameter aktiviert die interne Blockierung derUnterspannungsstufe für niedrige Spannungszustände. Der Spannungspegel wird imParameter BlkLowVolt definiert.

BlkLowVolt: Spannungspegel, bei dem die interne Blockierung derUnterspannungsstufe aktiviert wird. Einstellung in % von UBase. Diese Einstellungmuss niedriger sein als die Einstellung StartVolt. Die Einstellung kann sehr niedrigsein, beispielsweise niedriger als 10 %.

VDepMode: Die Auswahl der Charakteristik des Anregepegels der Überstromstufeals Funktion der Leiter-Leiter-Spannung. Hier stehen zwei Optionen zur Verfügung:Slope und Step. Einzelheiten zu den Charakteristiken, siehe Technisches Handbuch.

VDepFact: Slope mode: ist der Anregepegel der Überstromstufe in % von StartCurr,wenn die Spannung unter 25 % von UBase liegt. Sie definiert den ersten Punkt derCharakteristik (VDepFact*StartCurr/100*IBase ; 0,25*UBase). Step mode: ist derAnregepegel der Überstromstufe in % von StartCurr, wenn die Spannung unterUHighLimit/100*UBase liegt.

UHighLimit: wenn die gemessene Leiter-Leiter-Spannung größer ist als UHighLimit/100*UBase, dann liegt der Anregepegel der Überstromstufe bei StartCurr/100*IBase. Insbesondere im Modus Slope definiert er den zweiten Punkt derCharakteristik (StartCurr/100*IBase ; UHighLimit/100*UBase).

7.16.3.2 Spannungsunabhängiger Überstromschutz für den Generator und denTransformator zur Spannungserhöhung

Ein Beispiel für die Anwendung der Funktion VRPVOC für denspannungsabhängigen Überstromschutz für einen Generator ist nachfolgend zufinden. Lassen Sie uns annehmen, dass die Zeitkoordinierungsuntersuchung diefolgenden erforderlichen Einstellungen ergibt:

• Inverse Zeitcharakteristik Überstromschutz IDMT-Kennlinie: IEC sehr invers,mit Multiplikator k=1

• Anregestrom von 185 % des Generator-Bemessungsstroms bei Generator-Bemessungsspannung

• Anregestrom 25 % des ursprünglichen Anregestromwerts für Generatoren unter25 % der Bemessungsspannung

Um die korrekte Auslösung der Funktion zu gewährleisten:



1. Setzen Sie Auslösung auf Ein2. Setzen Sie GlobalBaseSel auf den korrekten Wert zur Auswahl der globalen

Bezugswertegruppe mit UBase und IBase gleich der Bemessungs-Leiter-Leiter-Spannung und dem Bemessungs-Leiterstrom des Generators.

3. Verbinden Sie die dreiphasigen Generatorströme und -spannungen in derAnwendungskonfiguration mit VRPVOC .

4. Wählen Sie Characterist, um die Art der Überstromkurven, die im Netzverwendet werden, anzupassen, wie z B. IEC Very inv.

5. Setzen Sie den Multiplikator k = 1 (Standardwert).6. Setzen Sie tDef_OC = 0.00 s, um keine zusätzliche Verzögerung auf die in der

inversen Zeitcharakteristik definierten Auslösezeit zu addieren.7. Falls erforderlich, setzen Sie die kürzeste Ansprechzeit für die Kurve mit dem

Parameter tMin (Standardwert 0,05 s).8. Setzen Sie StartCurr auf den Wert 185 %.9. Setzen Sie VDepMode auf Slope (Standardwert).10. Setzen Sie VDepFact auf den Wert 25 % (Standardwert).11. Setzen Sie UHighLimit auf den Wert 100 % (Standardwert).

Alle anderen Einstellungen können auf den Standardwerten belassen werden.

7.16.3.3 Überstromschutz mit Selbsthaltung für die Unterspannung

Um diese Funktionalität zu erreichen, sollte die Anwendungskonfiguration des Gerätseine Logik gemäß Abbildung 78 enthalten, und die dreiphasigen Generatorströme und-spannungen sollten natürlich mit VRPVOC verbunden sein. Gehen wir davon aus,dass unter Berücksichtigung der Generatorcharakteristik, des Erregersystems und derKurzschluss-Untersuchungen die folgenden Einstellungen erforderlich seien:

• Anregestrom der Überstromstufe: 150 % des Generator-Bemessungsstroms und-spannung;

• Anregespannung der Unterstromstufe: 70 % der Generator-Bemessungsspannung

• Auslösezeit: 3,0 s.

Die Überstromstufe und die Unterspannungsstufe sind folgendermaßen einzustellen:

1. Setzen Sie Operation auf Ein.2. Setzen Sie GlobalBaseSel auf den korrekten Wert zur Auswahl der globalen

Basiswertegruppe mit UBase und IBase gleich der Bemessungs-Leiter-Leiter-Spannung und dem Bemessungs-Leiterstrom des Generators.

3. Setzen Sie StartCurr auf den Wert 150 %.4. Setzen Sie Characteristic auf IEC Def. Time.5. Setzen Sie tDef_OC auf 6000,00 s, wenn eine Auslösung der Überstromstufe

nicht erforderlich ist.6. Setzen Sie VDepFact auf den Wert 100 %, um sicherzustellen, dass der

Anregewert der Überstromstufe, unabhängig von der Größe derGeneratorspannung konstant ist.



7. Setzen Sie Operation_UV auf Ein, um die Unterspannungsstufe zu aktivieren.8. Setzen Sie StartVolt auf den Wert 70 %.9. Setzen Sie tDef_UV auf 3,0 s.10. Setzen Sie EnBlkLowV auf Aus (Standardwert), um den Verriegelungspegel für

niedrige Spannungen der Unterspannungsstufe zu deaktivieren.

Die anderen Parameter können auf ihrem Standardwert belassen werden.



204

Abschnitt 8 Spannungsschutz

8.1 Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV

8.1.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifi‐



Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R-2U-GREATER-THANV2 DE

27

8.1.2 Anwendung

Der zweistufige Unterspannungsschutz (UV2PTUV) ist in allen Situationenanwendbar, wo eine niedrige Leiter-Erde- bzw. Leiter-Leiter-Spannung zuverlässigerkannt werden muss. Sie wird auch als Überwachungs- undFehlererkennungsfunktion für andere Schutzfunktionen verwendet, um die Sicherheiteines kompletten Schutzsystems zu verbessern.

UV2PTUV wird auf Netzbetriebsmittel angewendet, wie Generatoren,Transformatoren, Motoren und Netzleitungen, um damit Unterspannungszustände zuerkennen. Unterspannungszustände werden durch anormale Betriebsumstände oderFehler im Netz hervorgerufen. UV2PTUV wird in Verbindung mit einemÜberstromschutz verwendet, entweder als Begrenzung oder in einer Logik "mitGatter (Gates)" für das Auslösesignal, das von den beiden Funktionen ausgegebenwird. Andere Anwendungen sind die Erkennung von spannungslosen Zuständen, wiez. B. vor der Bespannung einer Hochspannungsleitung oder für die automatischeAuslösung eines Leistungsschalters bei einem Ausfall. UV2PTUV wird auchverwendet, um Spannungskorrekturmaßnahmen zu starten, wie das Einfügen vonParallelkondensatorbänken, um eine Kompensation der Blindlast zu erreichen undsomit die Spannung zu erhöhen. Die Funktion besitzt eine hohe Messgenauigkeit undEinstellungshysterese, um in entsprechenden Anwendungen die Blindlast steuern zukönnen.

UV2PTUV wird verwendet, um Betriebsmittel, wie Elektromotoren, vom Netz zutrennen, die durch Unterspannungszustände beschädigt werden können. UV2PTUVist für Unterspannungszustände bei Netzfrequenz zuständig, die durch die folgendenUrsachen hervorgerufen werden können:

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 8Spannungsschutz


1. Fehlfunktion eines Spannungsreglers oder falsche Einstellungen bei manuellerSteuerung (symmetrischer Spannungsabfall).

2. Überlast (symmetrischer Spannungsabfall).3. Kurzschlüsse, häufig als Leiter-Erde-Fehler (unsymmetrischer

Spannungsabfall).

UV2PTUV verhindert, dass empfindliche Betriebsmittel in Betrieb sind, wennSpannungszustände vorherrschen, die bei diesen Betriebsmitteln zu Überhitzungführen und somit deren Lebensdauer verringern können. In Stromkreisen für lokaleoder dezentrale Automatisierungsprozesse im Netz ist diese Funktion für vieleAnwendungsfälle sinnvoll.


Alle im System vorhandenen Spannungsbedingungen, auf die UV2PTUV-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches gilt ebenfalls fürzugehörige Betriebsmittel, für deren Spannungs- und Zeitcharakteristik.

Für den Einsatz von allgemeinen Unterspannungsschutzfunktionen gibt es ein großesAnwendungsgebiet. Alle spannungsbezogenen Einstellungen werden als Prozentwertder eingestellten Basisspannung UBase und des Basisstroms IBase angegeben, dienormalerweise auf den primären Bemessungsspannungspegel (Leiter-Leiter) desNetzes oder der betreffenden Hochspannungseinrichtungen eingestellt sind.

Die Einstellung für UV2PTUV ist normalerweise nicht kritisch, da für denHauptschutz ausreichend Zeit verbleiben muss, um Kurzschlüsse und Erdfehler zubeheben.

In den folgenden Abschnitten sind einige Anwendungen mit entsprechendenHinweisen zur Einstellung des Spannungspegels aufgeführt.

8.1.3.1 Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und Generatoren

Die Einstellung muss unter der niedrigsten anliegenden "normalen" Spannung undüber der niedrigsten annehmbaren Spannung für die Betriebsmittel liegen.

8.1.3.2 Erkennung getrennter Betriebsmittel

Die Einstellung muss unter der niedrigsten "normalen" Spannung und über derhöchsten anliegenden Spannung durch induktive oder kapazitive Kopplung liegen,wenn die Betriebsmittel getrennt sind.

8.1.3.3 Stromversorgungsqualität

Die Einstellung muss auf Grund von Vorschriften, Good Practics oder anderenVereinbarungen unter der niedrigsten "normalen" Spannung und über der niedrigstenannehmbaren Spannung liegen.

Abschnitt 8 1MRK 511 310-UDE -Spannungsschutz


8.1.3.4 Minderung der Spannungsinstabilität

Die Einstellung ist sehr stark abhängig von den Charakteristiken desVersorgungssystems, und über Studien ist das passende Niveau zu ermitteln.

8.1.3.5 Reserveschutz für Fehler im Versorgungssystem

Die Spannung muss niedriger sein als die niedrigste anliegende "normale" Spannungund höher als die höchste anliegende Spannung im Fall eines auftretenden Fehlers.

8.1.3.6 Einstellungen für den zweistufigen Unterspannungsschutz

Die folgenden Einstellungen können für den zweistufigen UnterspannungsschutzUV2PTUV vorgenommen werden:

ConnType: Stellt ein, ob die Messung der Leiter-Erde-Grundschwingungswerte, derLeiter-Leiter-Grundschwingungswerte, der echten Leiter-Erde-Effektivstromwerteoder der echten Leiter-Leiter-Effektivstromwerte erfolgt.


UBase (in GlobalBaseSel gegeben): Leiter-Leiter-Grundschwingungsspannung inprimären kV. Diese Spannung wird als Referenz für die Spannungseinstellungengenutzt. UV2PTUV misst selektiv Leiter-Erde-Spannungen oder die über dieEinstellung ConnType gewählte Leiter-Leiter-Spannung. Die Funktion löst aus, wenndie Spannung niedriger liegt als der eingestellte Prozentwert von UBase. WennConnType auf PhN DFT oder PhN RMS eingestellt ist, dann teilt das IED deneingestellten Wert automatisch für UBase durch √3. UBase wird eingesetzt, wennConnType auf PhPh DFT oder PhPh RMS eingestellt ist. Daher ist immer UBase alsprimäre Leiter-Leiter-Bemessungsspannung des geschützten Objekts einzustellen.Das bedeutet: Auslösung bei einer Leiter-Erde-Spannung unter:

(%) ( )3

U UBase kV< ×


und Auslösen von Leiter-Leiter-Spannung unter:

U (%) UBase(kV)< ×EQUATION1990 V1 DE (Gleichung 92)

Die unten aufgeführten Einstellparameter stimmen in den beiden Stufen (n=Stufe 1oder 2) überein. Deswegen werden die Parameter nur ein Mal beschrieben.

Charakteristicn: Dieser Parameter gibt die Art der anzuwendenden Zeitverzögerungan. Die Einstellung kann UMZ, AMZ-Kennlinie A, AMZ-Kennlinie B, Prog. AMZ-Kennlinie sein. Die Wahl hängt von der jeweiligen Schutzanwendung ab.



OpModen: Dieser Parameter beschreibt, wie viele der drei gemessenen Spannungen,unter dem eingestellten Niveau sein sollten, die eine Auslösung für Stufe nverursachen. Die Einstellung kann lauten: 1 von 3, 2 von 3 oder 3 von 3. In den meistenAnwendungen genügt es, wenn eine Leiter-Erde-Spannung niedrig ist, um eineAuslösung zu veranlassen. Wenn UV2PTUV gegenüber einzelnen Leiter-Erde-Fehler unempfindlich sein soll, kann 2 von 3 gewählt werden. In Übertragungsnetzendient die Unterspannungsfunktion hauptsächlich der Netzüberwachung und es wird 3von 3 ausgewählt.

Un<: Einstellung des Unterspannungs-Auslösewerts für Stufe n, in % des ParameterUBase. Die Einstellung hängt stark von der Schutzanwendung ab. Es ist absoluterforderlich, die Mindestspannung für Situationen ohne Fehler zu berücksichtigen.Normalerweise liegt diese Spannung bei über 90 % der Bemessungsspannung.

tn: Zeitverzögerung von Stufe n, in s. Die Einstellung hängt von derSchutzanwendung ab. In vielen Anwendungen soll die Schutzfunktion beiKurzschlüssen oder Erdfehlern im System nicht direkt auslösen. Die Zeitverzögerungmuss entsprechend dem Kurzschlussschutz gewählt sein.

tResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn unabhängigeZeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

tnMin: Minimale Auslösezeit bei inverser (abhängiger) Zeitcharakteristik für Stufe nin Sekunden. Beim Einsatz der inversen Zeitcharakteristik derUnterspannungsfunktion können sehr geringe Spannungen zu einer kurzenAuslösezeit führen. Dies kann zu einer unselektiven Auslösung führen. Dieseunselektive Auslösung lässt sich vermeiden, indem t1Min länger eingestellt wird alsdie Auslösezeit für andere Schutzfunktionen.

ResetTypeCrvn: Dieser Parameter für die inverse Zeitcharakteristik kann aufUnverzögert, Feststehende Zeit, Linear abnehmend eingestellt werden. Dervoreingestellte Wert ist Unverzögert.

tIResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn inverse (abhängige)Zeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

kn: Zeitmultiplikator für inverse Zeitcharakteristik. Dieser Parameter wird für dieKoordinierung unterschiedlicher stromabhängig verzögerterUnterspannungsschutzfunktionen verwendet.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parameter zum Einstellen programmierbarerinverser (stromabhängiger) Unterspannungszeitcharakteristik. Eine Beschreibunghierzu finden Sie im technischen Referenzhandbuch.

CrvSatn: Wenn der Nenner im Ausdruck der programmierbaren Kurve gleich Null ist,ist die Zeitverzögerung unendlich. Eine unerwünschte Unstetigkeit derAuslösekennlinie wird entstehen. Aus diesem Grund wird ein AnpassungsparameterCrvSatn eingestellt, der dies ausgleicht. Im Spannungsintervall Un< bis hinunter zuUn< · (1,0 - CrvSatn/100) entspricht die eingesetzte Spannung: Un< · (1,0 - CrvSatn/100). Wird die benutzerdefinierte Kennlinie verwendet, muss dieser Parameter wiefolgt berechnet werden:



0100

CrvSatnB C× - >


IntBlkSeln: Dieser Parameter kann auf Aus, Auslösungsblockierung, Alles blockierengesetzt werden. Im Fall einer niedrigen Spannung kann die Unterspannungsfunktionblockiert werden. Diese Funktion kann verwendet werden, um die Funktion zuunterbinden, wenn das geschützte Objekt ausgeschaltet wird. Wird der Parameter aufAuslösungsblockierung oder Alles blockieren gesetzt, wird eine solche unerwünschteAuslösung vermieden.

IntBlkStValn: Spannungsniveau, bei dem die Blockierung aktiviert wird, in % vonUBase. Diese Einstellung muss niedriger sein als die Einstellung Un<. Da eineAbschaltung erkannt wird, kann die Einstellung sehr niedrig sein, z.B. 10 %.

tBlkUVn: Zeitverzögerung der Unterspannungsstufe n, wenn die Spannung unterIntBlkStValn in Sekunden liegt. Es ist wichtig, dass diese Verzögerung kürzer ist alsdie Auslösezeitverzögerung der Unterspannung-Schutzstufe.

8.2 Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV




Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C-2U-SMALLER-THANV2 DE

59

8.2.2 Anwendung

Der zweistufige Überspannungsschutz OV2PTOV ist in allen Situationen anwendbar,wo eine Überspannung zuverlässig erkannt werden muss. OV2PTOV wird für dieÜberwachung und Erkennung anormaler Zustände verwendet, durch die inVerbindung mit anderen Schutzfunktionen die Sicherheit eines komplettenSchutzsystems verbessert wird.

Hohe Überspannungszustände werden durch anormale Situationen im Netzhervorgerufen. OV2PTOV wird auf Netzbetriebsmittel angewendet, wieGeneratoren, Transformatoren, Motoren und Netzleitungen, um soÜberspannungszustände zu erkennen. OV2PTOV wird in Verbindung mitUnterstromsignalen verwendet, um eine Übertragungsleitung zu identifizieren, dieam entfernten Ende offen ist. Ergänzend dazu wird OV2PTOV auch verwendet, um



Spannungskorrekturmaßnahmen zu starten, wie das Einfügen von Drosselspulen, umeine Kompensation der Unterlast zu erreichen und somit die Spannung zu verringern.Die Funktion besitzt eine hohe Messgenauigkeit und Hystereseeinstellung, um inentsprechenden Anwendungen die Blindlast steuern zu können.

OV2PTOV wird verwendet, um Betriebsmittel, wie Elektromotoren, vom Netz zutrennen, die durch Überspannungszustände beschädigt werden können. DieseFunktion ist für Überspannungszustände bei Netzfrequenz zuständig, die verursachtwerden können durch:

1. Verschiedene Arten von Fehlern, wobei eine Überspannung in einembestimmten Netz auftritt, wie z. B. eine metallische Verbindung zu einemhöheren Spannungspegel (defekter Leiter fällt auf eine kreuzendeÜberlandleitung, Transformator-Überschlagfehler von derÜberspannungswicklung zur Unterspannungswicklung usw.).

2. Fehlfunktion eines Spannungsreglers oder falsche Einstellungen bei manuellerSteuerung (symmetrischer Spannungsabfall).

3. Unterlast im Vergleich zur erzeugten Blindleistung (symmetrischerSpannungsabfall).

4. Erdfehler in hochohmigen geerdeten Netzen bewirken neben der Überspannungam Sternpunkt auch Überspannungen in den beiden fehlerfreien Leitern(unsymmetrischer Spannungsanstieg).

OV2PTOV verhindert, dass empfindliche Betriebsmittel aktiv sind, wennSpannungszustände vorherrschen, die bei diesen Betriebsmitteln zu Überhitzung oderÜberbeanspruchung der Isolierung führen und somit deren Lebensdauer verringernkönnen. In Stromkreisen für lokale oder dezentrale Automatisierungsprozesse imNetz ist diese Funktion für viele Anwendungsfälle sinnvoll.


Die Parameter für den zweistufigen Überspannungsschutz (OV2PTOV) werden überdie LHMI oder am PCM600 eingestellt.

Alle im System vorhandenen Spannungsbedingungen, auf die OV2PTOV-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches gilt ebenfalls fürzugehörige Betriebsmittel, für deren Spannungs- und Zeitcharakteristik.

Für den Einsatz von allgemeinen Überspannungsschutzfunktionen gibt es ein großesAnwendungsgebiet. Alle spannungsbezogenen Einstellungen werden als Prozentwertder einstellbaren Basisprimärspannung angegeben, welche normalerweise auf denBemessungsspannungspegel (Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder derjeweiligen Hochspannungseinrichtungen eingestellt ist.

Die Zeitverzögerung für OV2PTOV kann gelegentlich kritisch sein und in einemVerhältnis zur Größe der Überspannung stehen - ein Netz oder eineHochspannungskomponente kann hier und da kleineren Überspannungenstandhalten. Jedoch muss im Falle einer hohen Überspannung das entsprechendeGerät schnell vom Netz getrennt werden.



Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurEinstellung des Spannungspegels aufgeführt:

Die Hysterese ist für Überspannungsfunktionen äußerst wichtig, um zu verhindern,dass eine transiente Spannung über einem eingestellten Pegel aufgrund einer hohenHysterese nicht “eingefroren” wird. Typische Werte sollten ≤ 0,5 % sein.

8.2.3.1 Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren, Generatoren,Drosselspulen und Transformatoren

Überspannung führt zur Übererregung des Kerns und Verschleiß derWicklungsisolierung. Der Einstellwert muss deutlich über der höchsten auftretenden"normalen" Spannung und deutlich unter der höchsten zulässigen Spannung desBetriebsmittels liegen.

8.2.3.2 Betriebsmittelschutz, Kondensatoren

Überspannung verschleißt das Dielektrikum und die Isolierung. Der Einstellwertmuss deutlich über der höchsten auftretenden "normalen" Spannung und deutlichunter der höchsten zulässigen Spannung des Kondensators liegen.

8.2.3.3 Spannungsqualität

Der Einstellwert muss deutlich über der höchsten auftretenden "normalen" Spannungund unter der höchsten, aufgrund von Verordnungen, anerkannten Regeln und andererÜbereinkünfte zulässigen Spannung liegen.

8.2.3.4 Hochohmig geerdeten Netze

In hochohmig geerdeten Netzen führen Erdfehler zu einem Spannnungsanstieg ingesunden Leitern. Der zweistufige Überspannungsschutz (OV2PTOV) wirdeingesetzt, um solche Fehler zu erkennen. Die Einstellung muss über der höchstenauftretenden "normalen" Spannung und unter der niedrigsten auftretenden Spannungwährend des Fehlers liegen. Ein Erdfehler in einem Metalleiter führt im gesundenLeiter zu einem Spannungsanstieg um den Faktor √3.

8.2.3.5 Die folgenden Einstellungen können am zweistufigenÜberspannungsschutz vorgenommen werden.

ConnType: Legt fest, ob die Messung als Grundschwingungswert oder alsEffektivwert der Leiter-Erde- oder der Leiter-Leiter-Spannungen erfolgen soll.

Auslösung: Aus/Ein

UBase (in GlobalBaseSel gegeben): Grundschwingungswert Leiter-Leiter-Spannungin primären kV. Diese Spannung wird als Referenz für die Spannungseinstellungengenutzt. OV2PTOV misst selektiv Leiter-Erde-Spannungen oder die über dieEinstellung ConnType gewählte Leiter-Leiter-Spannung. Die Funktion löst aus, wenn



die Spannung niedriger liegt als der eingestellte Prozentwert von UBase. WennConnType auf PhN DFT oder PhN RMS eingestellt ist, dann unterteilt das Gerät deneingestellten Wert automatisch für UBase mit √3. Wenn ConnType auf PhPh DFToder PhPh RMS eingestellt ist, dann wird der eingestellte Wert für UBase verwendet.Daher ist immer UBase als primäre Leiter-Leiter-Spannung des geschützten Objektseinzustellen. Wird als Einstellung die Leiter-Erde-Messung ausgewählt, dann wirddie Leiter-Erde-Überspannung automatisch durch Wurzel 3 dividiert. Das bedeutet:Auslösung bei einer Leiter-ErdeSpannung über:

(%) ( ) / 3U UBase kV> ×

und Auslösung für Leiter-Leiter-Spannungen über:

U (%) UBase(kV)> ×EQUATION1993 V1 DE (Gleichung 95)

Die unten aufgeführten Einstellparameter stimmen in den beiden Stufen (n= 1 oder 2)überein. Deswegen werden die Parameter nur ein Mal beschrieben.

Characteristicn: Dieser Parameter gibt die Art der anzuwendenden Zeitverzögerungan. Die Einstellung kann Unabhängige Zeit, Inverse Kennlinie A, Inverse Kennlinie B,Inverse Kennlinie C oder I/Prog. AMZ-Kennlinie sein. Die Wahl hängt stark von derjeweiligen Schutzanwendung ab.

OpModen: Dieser Parameter beschreibt, wie viele der drei gemessenen Spannungenüber dem eingestellten Pegel liegen müssen, um die Auslösung zu bewirken. DieEinstellung kann 1 von 3, 2 von 3, 3 von 3 lauten. Bei den meisten Anwendungen,reicht es aus, dass eine Leiterspannung hoch ist, um die Auslösung zu bewirken. Wenndie Funktion bei Leiter-Erde-Fehlern 1 von 3 unempfindlich sein soll, können Sie 1von 3 wählen, da bei Erdfehlern normalerweise die Spannung in den fehlerfreienLeitern ansteigt. In Übertragungsnetzen dient die Unterspannungsfunktionhauptsächlich der Netzüberwachung und es wird 3 von 3 ausgewählt.

Un>: Einstellung des Überspannungs-Auslösewerts für Stufe n, in % von UBase. DieEinstellung hängt stark von von der Schutzanwendung ab. Hier ist es ganz wichtig,dass die maximale Spannung in fehlerfreien Situationen berücksichtigt wird.Normalerweise ist diese Spannung unter 110 % der Bemessungsspannung.

tnZeitverzögerung von Stufe n in s. Die Einstellung ist sehr stark abhängig von derSchutzanwendung. Bei zahlreichen Anwendungen wird die Schutzfunktionverwendet, um das geschützte Objekt vor Schäden zu bewahren. Die Geschwindigkeitkönnte z. B. wichtig sein, wenn es um den Schutz eines Transformators vor einermöglichen Übererregung geht. Die Zeitverzögerung muss mit anderenautomatisierten Aktionen im System koordiniert werden.

tResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn unabhängigeZeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.



tnMin: Minimale Auslösezeit bei inverser (abhängiger) Zeitcharakteristik für Stufe nin Sekunden. Bei sehr hohen Spannungen kann der Überspannungsschutz mit inverserZeitcharakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. Dies kann zu einerunselektiven Auslösung führen. Diese unselektive Auslösung lässt sich vermeiden,indem t1Min länger eingestellt wird als die Auslösezeit für andere Schutzfunktionen.

ResetTypeCrvn: Dieser Parameter für die inverse Zeitcharakteristik kannfolgendermaßen eingestellt werden: Unverzögert,Feststehende Zeit,Linearabnehmend. Der voreingestellte Wert ist Unverzögert.

tIResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn inverse (abhängige)Zeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

kn: Zeitmultiplikator für inverse Zeitcharakteristik. Dieser Parameter wird für dieKoordinierung unterschiedlicher stomabhängig verzögerterUnterspannungsschutzfunktionen verwendet.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parameter zum Einstellen programmierbarerinverser (stromabhängiger) Unterspannungszeitcharakteristik. Eine Beschreibunghierzu finden Sie im technisches Referenz-Handbuch.

CrvSatn: Wenn der Nenner im Ausdruck der programmierbaren Kurve gleich Null ist,ist die Zeitverzögerung unendlich. Ein unerwünschter Ausfall wird entstehen. Ausdiesem Grund wird ein Anpassungsparameter CrvSatn eingestellt, der dies ausgleicht.Im Spannungsintervall Un>> bis Un>> · (1,0 + CrvSatn/100) ist die eingesetzteSpannung: Un> · (1,0 + CrvSatn/100). Wird die benutzerdefinierte Kennlinieverwendet, muss dieser Parameter wie folgt berechnet werden:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Absolute Hysterese in % von UBase eingestellt. Die Einstellung diesesParameters hat großen Einfluss auf die Anwendung. Wird die Funktion als Steuerungfür das automatische Schalten reaktiver Kompensationsgeräte verwendet, muss dieHysterese kleiner eingestellt werden als die Spannungsänderung nach dem Schaltendes Kompensationsgeräts.



8.3 Zweistufiger Verlagerungs-ÜberspannungsschutzROV2PTOV




Zweistufiger Verlagerungs- bzw. Null‐spannungsschutz

ROV2PTOV

3U0TRV V1 DE

59N

8.3.2 Anwendung

Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV wird hauptsächlich ingelöscht (kompensiert) betriebenen Netzen eingesetzt, überwiegend alsReserveschutz für den primären Erdfehler-Schutz der Abgänge und desTransformators. Zur Erhöhung der Sicherheit für verschiedene Erdfehler-bezogeneFunktionen kann das Verlagerungsspannungssignal als Freigabesignal verwendetwerden. Die Verlagerungsspannung kann entweder am Sternpunkt desTransformators oder an einer offenen Dreieckswicklung von einemSpannungswandler gemessen werden. Die Verlagerungsspannung kann auchbasierend auf der Messung der Zweiphasen-Spannungen intern berechnet werden.

In gelöscht (kompensiert) betriebenen Bahnleitungsnetzen steigt dieVerlagerungsspannung an, wenn ein Erdfehler auftritt. Abhängig von der Art desFehlers und des Fehlerwiderstands kann die Verlagerungsspannung unterschiedlicheWerte annehmen. Die höchste Verlagerungsspannung, die dem Zweifachen derLeiter-Erde-Spannung entspricht, wird bei einem Erdschluss erreicht. DieVerlagerungsspannung steigt ungefähr im gleichen Maße im gesamten System an undliefert keinen Anhaltspunkt zur Ermittlung des fehlerhaften Betriebsmittels. Daherwird ROV2PTOV häufig als Reserveschutz oder Freigabesignal für denErdschlussschutz des Abgangs verwendet.


Alle im System vorhandenen Spannungsbedingungen, auf die ROV2PTOV-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches gilt ebenfalls fürzugehörige Betriebsmittel, für deren Spannungs- und Zeitcharakteristik.

Für den allgemeinen Einsatz von einer einzigen Spannungsschutzfunktion bzw.Verlagerungsspannungsschutzfunktionen gibt es ein großes Anwendungsgebiet. Allespannungsbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbarenBasisspannung angegeben, welche auf den primären Bemessungsspannungspegel(Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder der jeweiligenHochspannungseinrichtungen eingestellt werden können.



Die Zeitverzögerung für ROV2PTOV ist selten kritisch, da sich dieVerlagerungsspannung auf den Erdfehler in einem geerdeten Hochimpedanzsystembezieht, und es muss normalerweise ausreichend Zeit verfügbar sein, damit derprimäre Schutz den Fehler beheben kann. In einigen speziellen Fällen, in welchen derVerlagerungsüberspannungsschutz zum Schutz von bestimmten Geräten eingesetztwird, ist die Zeitverzögerung kürzer.

Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurEinstellung des Verlagerungsspannungspegels aufgeführt.

8.3.3.1 Betriebsmittelschutz, z.B. für Motoren, Generatoren, Reaktoren undTransformatoren

Eine hohe Verlagerungsspannung weist auf einen Erdfehler im System hin,möglicherweise in dem Betriebsmittel, mit dem der zweistufigeVerlagerungsspannungsschutz (ROV2PTOV) verbunden ist. AusSelektivitätsgründen zum primären Schutz des fehlerhaften Betriebsmittels, mussROV2PTOV zeitverzögert auslösen. Die Einstellung muss über der höchstenauftretenden "normalen" Verlagerungsspannung und unter der höchsten akzeptablenVerlagerungsspannung für die Geräte liegen.

8.3.3.2 Betriebsmittelschutz, Kondensatoren

Hochspannung schädigt das Dielektrikum und die Isolierung. Der zweistufigeVerlagerungsspannungsschutz (ROV2PTOV) muss an einem Sternpunkt oderoffenen Dreiecksschaltung angeschlossen werden. Die Einstellung muss über derhöchsten auftretenden "normalen" Verlagerungsspannung und unter der höchstenakzeptablen Verlagerungsspannung für den Kondensator liegen.

8.3.3.3 Stromversorgungsqualität

Die Einstellung muss auf Grund von Vorschriften, Good Practices oder anderenVereinbarungen über der höchsten auftretenden "normalen" Verlagerungsspannungund unter der höchsten annehmbaren Verlagerungsspannung liegen.

8.3.3.4 Gelöschte Netze

In gelöscht (kompensiert) betriebenen Netzen, verursachen Erdfehler eineVerlagerungsspannung am Sternpunkt des speisenden Transformators. Derzweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV wird zur Auslösung desTransformators genutzt, als Reserveschutz des Erdfehlerschutzes des Abgangs undals Reserve für den primären Transformator-Erdfehlerschutz. Die Spannung musshöher sein als die höchste anliegende "normale" Verlagerungsspannung und niedrigerals die niedrigste anliegende Verlagerungsspannung im Fall eines auftretendenFehlers. Durch einen metallischen einpoligen Erdfehler erreicht der Sternpunkt amTransformator eine Spannung gleich der normalen Leiter-Erde-Spannung.



Der Spannungswandler zur Messung der Leiter-Erde-Spannungen misst amfehlerhaften Leiter keine Spannung. Die beiden intakten Leiter messen die volleLeiter-Leiter-Spannung, da der defekte Leiter an der Erdung angeschlossen ist. DieVerlagerungsüberspannung beträgt drei Mal die Leiter-Erd-Spannung. SieheAbbildung 79.

IEC07000190 V1 DE

Abb. 79: Erdfehler in hochohmig geerdeten Netzen

8.3.3.5 Niederohmig geerdetes Netz

In niederohmig geerdeten Netzen zeigt ein Erdfehler an einem Leiter einenSpannungszusammenbruch in diesem Leiter an. Die zwei gesunden Leiter weisen



normale Leiter-Erde-Spannungen auf. Die Restsumme weist den gleichen Wert fürdie Leiter-Erde-Spannung auf. Siehe Abbildung 80

IEC07000189 V1 DE

Abb. 80: Erdfehler in niederohmig geerdetem Netz

8.3.3.6 Einstellungen für den zweistufigen Verlagerungsspannungsschutz

Funktion: Aus oder Ein

UBase (in GlobalBaseSel gegeben) wird als Spannungsreferenz der Spannungverwendet. Die Spannung kann auf unterschiedliche Weise in das Gerät eingespeistwerden:

1. Das Gerät wird von einer normalen Spannungswandlergruppe versorgt, wobeidie Verlagerungsspannung aus den Leiter-Erde-Spannungen im Schutz internberechnet wird. Die Einstellung des Analogeingangs ist als UBase=Uph-phgegeben.

2. Das Gerät wird von der Normalspannung einer Spannungswandlergruppe übereine offene Dreieckswicklung gespeist. Bei einer offenen Dreieckswicklungwird der Schutz mit einer Spannung von 3U0 (Einzeleingang) gespeist. Diekorrekte Einstellung des Analogeingangs wird im Kapitel "Einstellung" desAnwendungs-Handbuchs beschrieben.

3. Das Gerät wird von einem einzelnen Spannungswandler gespeist, der amSternpunkt eines Leistungstransformators im Versorgungssystem angeschlossenist. Bei dieser Verbindung wird der Schutz über die Spannung UN=U0(Einzeleingang) gespeist. Die korrekte Einstellung des Analogeingangs wird im



Kapitel "Einstellung" des Anwendungs-Handbuchs beschrieben. ROV2PTOVmisst die Verlagerungsspannung, die der zugehörigen Bemessungs-Leiter-Erde-Spannung für hochohmig geerdete Systeme entspricht. Die Messung erfolgt aufGrundlage der Verschiebung der Sternpunkt-Erde-Spannung.

Die unten aufgeführten Einstellparameter stimmen in den beiden Stufen (n = Stufe 1und 2) überein. Deswegen werden die Parameter nur ein Mal beschrieben.

Charakteristicn: Ausgewählte inverse Zeitcharakteristik für Schritt n. DieserParameter gibt die Art der anzuwendenden Zeitverzögerung an. Die Einstellungenkönnen mit unabhängiger Kennlinie bzw. mit abhängiger Kennlinie A, Kennlinie Boder Kennlinie C oder Prog. AMZ-Kennlinie sein. Die Wahl hängt stark von derjeweiligen Schutzanwendung ab.

Un>: Einstellung des Überspannungs-Auslösewerts für Stufe n, in % derVerlagerungsspannung entsprechend UBase angegeben:

( ) ( )% 3U UBase kV> ×IECEQUATION2290 V1 DE (Gleichung 97)

Die Einstellung hängt von der erforderlichen Empfindlichkeit des Schutzes und derSternpunkterdung ab. In hochohmig geerdeten Systemen kann die Nullspannung derBemessungsspannung Leiter-Erde entsprechen, die 100% betragen sollte.

In niederohmig geerdeten Netzen hängt dieser Wert vom Verhältnis Z0/Z1 ab. Dieerforderlichen Einstellungen zur Erkennung hochohmiger Erdfehler muss aufNetzberechnungen basieren.

tn: Zeitverzögerung von Stufe n, als s angegeben. Die Einstellung hängt stark von vonder Schutzanwendung ab. Bei zahlreichen Anwendungen hat die Schutzfunktion dieAufgabe, das geschützte Objekt vor Schäden zu bewahren. Die Geschwindigkeitkönnte z.B. wichtig sein, wenn es um den Schutz eines Transformators vor einermöglichen Übererregung geht. Die Zeitverzögerung muss mit anderenautomatisierten Aktionen im System koordiniert werden.

tResetn: Rückfallzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn unabhängige Zeitverzögerungverwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

tnMin: Minimale Auslösezeit bei inverser (abhängiger) Zeitcharakteristik für Stufe nin Sekunden. Bei sehr hohen Spannungen kann der Überspannungsschutz mit inverserZeitcharakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. Dies kann zu einerunselektiven Auslösung führen. Diese unselektive Auslösung lässt sich vermeiden,indem t1Min länger eingestellt wird als die Auslösezeit für andere Schutzfunktionen.

ResetTypeCrvn: Rückfall-Kennlinientyp für Stufe n einstellen. Dieser Parameterkann eingestellt werden: Unverzögert, Feststehende Zeit, Linear abnehmend. Dervoreingestellte Wert ist Unverzögert.

tIResetn: Rückfallzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn inverse (abhängige)Zeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.



kn: Zeitmultiplikator für inverse Zeitcharakteristik. Dieser Parameter wird für dieKoordinierung unterschiedlicher stomabhängig verzögerterUnterspannungsschutzfunktionen verwendet.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parameter für Stufe n, zum Einstellenprogrammierbarer inverser (stromabhängiger) Unterspannungszeitcharakteristik.Eine Beschreibung hierzu finden Sie im technischen Referenz-Handbuch.

CrvSatn: Anpassungsparameter für Stufe n einstellen. Wenn der Nenner im Ausdruckder programmierbaren Kurve gleich Null ist, ist die Zeitverzögerung unendlich. Eineunerwünschte Unstetigkeit der Auslösekennlinie wird entstehen. Aus diesem Grundwird ein Anpassungsparameter CrvSatn eingestellt, der dies ausgleicht. ImSpannungsintervall U> bis U> · (1,0 + CrvSatn/100) wird die folgende Spannungverwendet: U> · (1,0 + CrvSatn/100). Wird die benutzerdefinierte Kennlinieverwendet, muss dieser Parameter wie folgt berechnet werden:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Absolute Hysterese für Stufe n, in % von UBase eingestellt. DieEinstellung dieses Parameters hat großen Einfluss auf die Anwendung.

8.4 Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV


nungIEC 60617 Ken‐nung


Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV - 60

8.4.2 Anwendung

Die Spannungs-Differentialschutzfunktion VDCPTOV kann in verschiedenenAnwendungen eingesetzt werden.

• Spannungsunsymmetrieschutz für Kondensatorbänke. Die Spannung auf derSammelschiene wird überwacht und Leiter für Leiter mit der Spannung in derKondensatorbank verglichen. Eine Differenz zeigt einen Fehler an, entweder einkurzgeschlossenes oder offenes Element in der Kondensatorbank. Er wirdhauptsächlich bei Elementen mit externen Sicherungen eingesetzt, kann aberauch bei Elementen mit internen Sicherungen anstelle einesStromunsymmetrieschutzes eingesetzt werden, der den Strom zwischen denSternpunktleitern der beiden Kondensatorbankhälften misst. Die Funktionerfordert Spannungswandler in allen Leitern der Kondensatorbank. Abbildung81 zeigt verschiedene alternative Anschlussmöglichkeiten für diese Funktion.



U d > L 1

P h L 2P h L 3

U 1

U 2

U d > L 1

P h L 2P h L 3

U 1 U 2

P h L 3 P h L 2

E in z e ln g e e rd e t Y

D o p p e lt Y

IE C 0 6 0 0 0 3 9 0 _ 1 _ e n .v s d

IEC06000390 V3 DE

Abb. 81: Die Verbindung der Spannungs-DifferentialschutzfunktionVDCPTOV zur Erkennung einer Ungleichheit inKondensatorbatterien (es wird nur ein Leiter angezeigt)

Die Funktion VDCPTOV verfügt über einen Blockiereingang (BLOCK), bei demeine Spannungswandlerüberwachung (oder MCB ausgelöst) verbunden werden kann,um Probleme zu vermeiden, wenn nur ein Automat im Spannungswandler derKondensatorbatterie angesprochen hat und die Anderen nicht (Kondensatorspannungmit Eingang U2 verbunden). Sie stellt auch sicher, dass ein Spannungswandler-Alarmstatt eines Unterspannungs- oder Differentialspannungs-Alarms und/oder einerAuslösung ausgegeben wird.

Spannungswandlerkreisüberwachungs-Funktion (SDDRFUF) fürSpannungswandler. Bei zahlreichen Anwendungen können mit dieser Funktion dieSpannungen zweier Gruppen desselben Spannungswandlers oder zweier separaterSpannungswandler zur Messung der selben Spannung überwacht werden. Es kannaber auch als Alternative eingesetzt werden, zum Beispiel bei Generatoreinheiten, diehäufig mit zwei Spannungswandlern für die Messung und für die Erregereinrichtungbestückt sind.

Die Anwendung zur Überwachung von zwei Spannungswandlern in einemGeneratorschaltkreis ist in Abbildung 82 dargestellt.



Ud>U1

U2

Auf den Schutz

Auf der Erregung

Gen en 06000389.vsd

Für den Schutz

Für die Erregung

IEC06000389 V1 DE

Abb. 82: Überwachung der Sicherungen an Spannungswandlern in einemGeneratorschaltkreis


Die Parameter für die Spannungsdifferential-Funktion werden in der LHMI oder imPCM600 festgelegt.

Die folgenden Einstellung werden an der Spannungsdifferentialfunktionvorgenommen.

Funktion: Aus/Ein


BlkDiffAtULow: Die Einstellung ist zum Blockieren der Funktion erforderlich, wenndie Spannungen in den Leitern niedrig sind.

RFLx: Ist die Einstellung des Kompensationsfaktors des Spannungsverhältnisses, mitdem mögliche Differenzen zwischen den Spannungen ausgeglichen werden. DieDifferenzen können aufgrund unterschiedlicher Spannungswandlerverhältnisseauftreten, verschiedene Spannungspegel, z. B. bei der Spannungsmessung in derKondensatorbatterie, können unterschiedliche Spannungspegel aufweisen, aber der



Unterschied kann auch beispielsweise für Spannungsabfälle in den Sekundärkreisenverwendet werden. Die Einstellung erfolgt gewöhnlich vor Ort, indem die erreichteDifferentialspannung als Servicewert für jeden Leiter beurteilt wird. Der Faktor wirdals U2 · RFLx definiert und soll der Spannung U1 entsprechen. Jeder Leiter verfügtüber seinen eigenen Verhältnisfaktor.

UDTrip: Der für die Auslösung erforderliche Spannungsdifferentialpegel wird überdiesen Parameter eingestellt. Für die Anwendung an Kondensatorbatterien hängt dieEinstellung von der Spannung der Kondensatorbatterie und der Anzahl vonElementen pro Leiter in Reihe und parallel ab. Kondensatorbatterien müssenausgelöst werden, bevor übermäßige Spannungen an intakten Kondensatorelementenauftreten. Die erforderlichen Einstellwerte werden normalerweise vom Lieferantender Kondensatorbatterie bereitgestellt. Bei anderen Anwendungen muss dies von Fallzu Fall entschieden werden. Bei der Sicherungsüberwachung wird normalerweise nurder Alarmpegel verwendet.

tTrip: Die Zeitverzögerung für die Auslösung wird mit diesem Parameter eingestellt.Normalerweise muss die Verzögerung bei Kondensatorbatterie-Anwendungen nichtkurz sein, da kein Fehler vorliegt, der eine dringende Auslösung erfordert.

tReset: Die Zeitverzögerung für das Rücksetzen des Auslösepegel-Elements wird mitdiesem Parameter eingestellt. Normalerweise kann es auf eine kurze Verzögerungeingestellt werden, da der Fehler permanent ist, wenn er auftritt.

Fortgeschrittenen Benutzern stehen zudem die folgenden Einstellparameter zurVerfügung. Default-Werte werden hier als ausreichend erachtet.

U1Low: Die Einstellung des Unterspannungspegels für den ersten Spannungseingangwird mit diesem Parameter festgelegt. Der vorgeschlagene Standardwert ist 70 %.

U2Low: Die Einstellung des Unterspannungspegels für den zweitenSpannungseingang wird mit diesem Parameter festgelegt. Der vorgeschlageneStandardwert ist 70 %.

tBlock: Die Zeitverzögerung der Funktion bei erkannten Unterspannungen wird mitdiesem Parameter eingestellt.

UDAlarm: Der für den Alarm erforderliche Spannungsdifferentialpegel wird überdiesen Parameter eingestellt. Für die Anwendung an Kondensatorbatterien hängt dieEinstellung von der Spannung der Kondensatorbatterie und der Anzahl vonElementen pro Leiter in Reihe und parallel ab. Normalerweise werden dieerforderlichen Werte vom Lieferanten der Kondensatorbatterie bereitgestellt.

Zur Sicherungsüberwachung wird in der Regel nur dieser Alarmwert genutzt. Wurdeder Korrekturfaktor für das Übersetzungsverhältnis ordnungsgemäß bestimmt, ist einSpannungswert von 3 bis 5 % passend.

Für andere Anwendungen ist eine Entscheidung von Fall zu Fall zu treffen.

tAlarm: Die Zeitverzögerung für den Alarm wird mit diesem Parameter eingestellt.Normalerweise können für den Alarm an Kondensatorbatterien wenige Sekunden



verwendet werden. Bei der Stromwandlerüberwachung (SDDRFUF) kann dieAlarmverzögerung auf Null eingestellt werden.

8.5 Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUV




Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUV - 27

8.5.2 Anwendung

Das Auslösen des Leistungsschalters bei einem längeren Spannungsausfall auf allendrei Polen wird normalerweise in automatischen Wiederherstellungssystemenverwendet, um den Netzwiederaufbau nach einem größeren Ausfall derStromversorgung zu ermöglichen. Die Spannungslosigkeitsüberwachung(LOVPTUV) erzeugt nur dann ein TRIP-Signal, wenn die Spannung auf allen dreiLeitern über einen längeren als den eingestellten Zeitraum niedrig ist. Wenn einAuslösen des Leistungsschalters nicht erforderlich ist, dient die Funktion LOVPTUVnur zur Signalgebung über einen Ausgangskontakt oder über die Funktion zurEreignisaufzeichnung.


Die Spannungslosigkeitsüberwachung (LOVPTUV) ist grundsätzlich von denSchutzfunktionen unabhängig. Die Funktion muss so eingestellt werden, dass sie denLeistungsschalter öffnet, um einen einfachen Netzwiederaufbau nach einem Ausfallder Netzspannung in einem großen Teil des Netzes zu erlauben, und zwar nur dann,wenn die Spannung bei geschlossenen Leistungsschaltern ausgefallen ist.

Alle Einstellungen in Primärwerten oder pro Einheit. Stellen Sie UBase auf dieBemessungsspannung des Systems oder die primäre Bemessungsspannung desSpannungswandlers ein. In der Regel sollten Sie den Auslösepegel pro Phase UPE auf70 % der UBase-Bemessungsspannung einstellen. Setzen Sie die Zeitverzögerung auftTrip= 5-20 Sekunden.

8.5.3.1 Fortgeschrittene Benutzereinstellungen

Die folgenden Parameter sind ebenfalls einzustellen. In der Regel sollten Sie alsDauer des Auslöseimpulses tPulse=0,15 Sekunden wählen. Stellen Sie die SperrzeittBlock zur Blockierung der Spannungslosigkeitsüberwachung (LOVPTUV ), wennnur einige der Spannungspegel, aber nicht alle niedrig sind, auf 5,0 Sekunden. StellenSie als Verzögerungszeit für die Aktivierung der Funktion nach derWiederherstellung tRestore auf 3 - 40 Sekunden ein.



224

Abschnitt 9 Frequenzschutz

9.1 Unterfrequenzschutz SAPTUF




Unterfrequenzschutz SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 DE

81

9.1.2 Anwendung

Der Unterfrequenzschutz SAPTUF kann immer dann angewendet werden, wenn eineniedrige Grundfrequenz im Netz zuverlässig erkannt werden muss. Die Netzfrequenzund die Frequenzänderung sind ein Maß für die Unsymmetrie zwischen der aktuellenErzeugung und der angeforderten Last. Eine niedrige Frequenz in einem Netz weistdarauf, dass die verfügbare Erzeugung zu niedrig ist, um die vom verbundenen Netzangeforderte Last zu versorgen. SAPTUF erkennt solche Situationen und liefert einAusgangssignal, das für Lastabwurf, Erhöhung der Generatorleistung, HVDC-Sollwertänderung, Start einer Gasturbine usw. geeignet ist. Gelegentlich werden beiniedriger Frequenz automatisch Drosselspulen zugeschaltet, um die Netzspannung zuverringern und somit den spannungsabhängigen Teil der Last zu reduzieren.

SAPTUF ist hoch empfindlich und genau und kann auch genutzt werden, um Bedienerzu informieren, wenn die Frequenz geringfügig vom Sollwert abweicht und manuelleunternommen werden sollten. Das Unterfrequenzsignal ist ebenso zur Erkennung vonÜbererregungszuständen von Maschinentransformatoren während desHerunterfahrens wichtig. Dabei kann es vorkommen, dass die Transformatoren nocham Generator angeschlossen, jedoch bereits vom Netz getrennt sind. Wenn derGenerator immer noch erregt ist, erfährt das System aufgrund der niedrigen Frequenzeine Übererregung.


Alle im System vorhandenen Frequenz- und Spannungswertbedingungen, auf dieSAPTUF-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches giltebenfalls für zugehörige Geräte, also für deren Frequenz- und Zeitcharakteristik.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 9Frequenzschutz


Es gibt insbesondere gibt es zwei spezielle Anwendungsbereiche für SAPTUF:

1. Schutz von Einrichtungen, wie Generatoren, Transformatoren und Motoren, vorSchäden, die durch niedrige Frequenzen verursacht werden. Übererregung wirdauch durch niedrige Frequenzen verursacht

2. Schutz eines Netzes oder eines seiner Teilabschnitte vor Störungen durchErzeugungsabwurf, wenn ein Erzeugungsdefizit vorliegt.

Der Unterfrequenzwert START wird in Hz eingestellt. Alle auf den Spannungswertbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbaren Basisspannungangegeben, welche normalerweise auf den primären Nennspannungspegel (Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder der jeweiligen Hochspannungseinrichtungeneingestellt ist.

Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurFrequenzeinstellung aufgeführt:

Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und GeneratorenDie Einstellung muss ausreichend unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und ausreichend über der niedrigsten akzeptablen Frequenz für die Geräteliegen.

Netzschutz durch LastabwurfDie Einstellung muss ausreichend unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und ausreichend über der niedrigsten akzeptablen Frequenz für dieKraftwerke oder empfindliche Lasten liegen. Die Einstellungsstufe, die Anzahl derStufen und der Abstand zwischen zwei Stufen (als Zeit und/oder Frequenz) hängenüberwiegend von den Eigenschaften des jeweiligen Netzes ab. Die Größe des"größten Erzeugungsabwurfs" verglichen mit "der Größe des Netzes" ist ein kritischerParameter. In großen Netzen kann der Lastabwurf bei einer relativ hohen Frequenzdurchgeführt werden, und die Verzögerungszeit ist normalerweise unkritisch. Beikleineren Netzen muss der Frequenzpegel START auf einen niedrigeren Werteingestellt werden, und die Zeitverzögerung darf ziemlich kurz sein.

Die spannungsabhängige Verzögerung wird für den Lastabwurf verwendet. DieEinstellungen von SAPTUF können im gesamten Netz gleich sein. Der Lastabwurfwird dann zuerst in den Bereichen mit niedrigen Spannungswerten durchgeführt, wasnormalerweise die Bereiche mit den größten Problemen sind und wo der Lastabwurfdie größte Effizienz entfalten kann.

9.1.3.1 Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren und Generatoren.

Der Einstellwert muss deutlich unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und deutlich über der niedrigsten zulässigen Frequenz des Betriebsmittelsliegen.

Abschnitt 9 1MRK 511 310-UDE -Frequenzschutz


9.1.3.2 Netzschutz durch Lastabwurf

Der Einstellwert muss deutlich unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und deutlich über der niedrigsten zulässigen Frequenz der Kraftwerke oderempfindlichen Verbraucher liegen. Die Einstellstufe, die Anzahl der Stufen und derAbstand zwischen den Stufen (in Zeit und /oder Frequenz) hängen sehr stark von derCharakteristik des jeweiligen Stromversorgungssystem ab. Das Ausmaß des "größtenProduktionsverlustes" verglichen mit "der Größe des Stromversorgungssystems" istein kritischer Parameter. In großen Netzen kann der Lastabwurf auf einen ziemlichhohen Frequenzwert eingestellt werden und die Zeitverzögerung ist in der Regel nichtkritisch. In kleineren Netzen muss der Frequenzansprechwert auf einen niedrigerenWert eingestellt werden und die Zeitverzögerung muss recht kurz sein.

Die spannungsabhängige Zeitverzögerung wird für den Lastabwurf genutzt. DieEinstellungen der Unterfrequenzfunktion könnten im gesamtenStromversorgungssystem gleich sein. Der Lastabwurf wird dann zuerst in Bereichenmit niedrigem Spannungsbetrag vollzogen, die in der Regel die problematischstenBereiche sind und wo der Lastabwurf am Wirkungsvollsten ist.

9.2 Überfrequenzschutz SAPTOF




Überfrequenzschutz SAPTOF

f >

SYMBOL-O V1 DE

81

9.2.2 Anwendung

Die Überfrequenzschutz-Funktion SAPTOF kann überall dort angewendet werden,wo eine zuverlässige Erkennung hoher Netzfrequenzen imEnergieversorgungssystem erforderlich ist. Die Netzfrequenz und dieFrequenzänderung sind ein Maß für die Unsymmetrie zwischen der aktuellenErzeugung und der angeforderten Last. Eine hohe Frequenz in einem Netz weistdarauf hin, dass die verfügbare Erzeugung im Verhältnis zu der vom verbundenenNetz angeforderten Last zu hoch ist. SAPTOF erkennt solche Situationen und liefertein Ausgangssignal, das für Generatorabwurf, HVDC-Sollwertänderung usw.geeignet ist. SAPTOF ist hoch empfindlich und genau und kann auch genutzt werden,um Bediener zu informieren, wenn die Frequenz geringfügig vom Sollwert abweichtund manuelle Schritte ausreichend wären.




Alle im System vorhandenen Frequenz- und Spannungswertbedingungen, auf dieSAPTOF-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches giltebenfalls für zugehörige Geräte, also für deren Frequenz- und Zeitcharakteristik.

Für SAPTOF gibt es zwei besondere Anwendungsbereiche:

1. Schutz von Einrichtungen, wie Generatoren und Motoren, vor Schäden, die durchhohe Frequenzen verursacht werden.

2. Schutz eines Netzes oder eines seiner Teilabschnitte vor Störungen, durchErzeugungsabwurf, wenn ein Erzeugungsüberschuss vorliegt.

Der Überfrequenzwert START wird in Hz eingestellt. Alle auf den Spannungswertbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbaren Basisspannungangegeben, welche normalerweise auf den Nennspannungspegel (Leiter-Leiter) desjeweiligen Netzes oder der jeweiligen Hochspannungseinrichtungen eingestellt ist.

Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurFrequenzeinstellung aufgeführt:

Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und GeneratorenDie Einstellung muss ausreichend über der höchsten auftretenden "normalen"Frequenz und ausreichend unter der höchsten akzeptablen Frequenz für die Geräteliegen.

Netzschutz durch GeneratorabwurfDie Einstellung muss über der höchsten auftretenden "normalen" Frequenz und unterder höchsten akzeptablen Frequenz für Kraftwerke oder empfindliche Lasten liegen.Die Einstellungsstufe, die Anzahl der Stufen und der Abstand zwischen zwei Stufen(als Zeit und/oder Frequenz) hängen überwiegend von den Eigenschaften desjeweiligen Netzes ab. Die Größe des "größten Lastabwurfs" verglichen mit "derGröße des Netzes" ist ein kritischer Parameter. Bei großen Netzen kann derGeneratorabwurf auf einen relativ niedrigen Frequenzpegel eingestellt werden. DieZeitverzögerung ist normalerweise unkritisch. Bei kleineren Netzen muss derFrequenzpegel START auf einen höheren Wert eingestellt werden, und dieZeitverzögerung darf ziemlich kurz sein.

9.2.3.1 Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren und Generatoren.

Der Einstellwert muss deutlich über der höchsten auftretenden "normalen" Frequenzund deutlich unter der höchsten zulässigen Frequenz des Betriebsmittels liegen.

9.2.3.2 Netzschutz durch Generatorabwurf

Die Einstellungsstufe, die Anzahl der Stufen und der Abstand zwischen zwei Stufen(als Zeit und/oder Frequenz) hängen überwiegend von den Eigenschaften desjeweiligen Netzes ab. Die Größe des "größten Lastabwurfs" verglichen mit "der



Größe des Netzes" ist ein kritischer Parameter. Bei großen Netzen kann derGeneratorabwurf auf einen relativ niedrigen Frequenzpegel eingestellt werden. DieZeitverzögerung ist normalerweise unkritisch. Bei kleineren Netzen muss derFrequenzansprechwert auf einen höheren Wert eingestellt werden, und dieZeitverzögerung darf ziemlich kurz sein.

9.3 Frequenzänderungsschutz SAPFRC




Frequenzänderungsschutz SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 DE

81

9.3.2 Anwendung

Der Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) kann immer dann angewendet werden,wenn eine Änderung der Netzfrequenz eines Netzes zuverlässig erkannt werdenmuss. SAPFRC kann für eine ansteigende als auch für eine fallende Frequenzverwendet werden. SAPFRC liefert ein Ausgangssignal, das geeignet ist für Last-oder Erzeugungsabwurf, Generatorenverstärkung, HVDC-Sollwertänderung und dasHochfahren von Gasturbinen. Häufig wird SAPFRC in Verbindung mit einemNiederfrequenz-Signal verwendet, besonders bei kleineren Netzen, wo der Ausfalleines größeren Generators schnelle Behebungsmaßnahmen erfordert, um dieFunktionsfähigkeit des Netzes zu gewährleisten. In solchen Situationen sind beieinem bestimmten Hochfrequenzpegel Lastabwurfaktionen erforderlich, während inVerbindung mit einer hohen negativen Frequenzänderung der Unterfrequenzschutzbei einer bestimmten hohen Einstellung verwendet werden kann.


Die Parameter für den Frequenzänderungsschutz SAPFRCC werden über die lokaleHMI oder am PCM600 eingestellt.

Alle im System vorhandenen Frequenz- und Spannungswertbedingungen, welche aufdie SAPFRC-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches giltebenfalls für zugehörige Geräte, also für deren Frequenz- und Zeitcharakteristik.

Für SAPFRC gibt es zwei besondere Anwendungsbereiche:



1. Schutz von Einrichtungen, wie Generatoren, Transformatoren und Motoren, vorSchäden, die durch hohe oder niedrige Frequenzen verursacht werden.

2. Schutz eines Netzes oder eines seiner Teilabschnitte vor Störungen, durch Last-oder Erzeugungsabwurf, wenn Last und Erzeugung nicht ausgeglichen sind.

SAPFRC wird normalerweise in kleinen Netzen in Verbindung mit einerÜberfrequenz- oder Unterfrequenzfunktion verwendet, wo ein einziges Ereignisausreicht, um zwischen Last und Erzeugung ein großes Ungleichgewicht entstehen zulassen. In solchen Fällen muss der Last- oder Erzeugungsabwurf äußerst schnellerfolgen, und es kann ggf. nicht so lange gewartet werden, bis das Frequenzsignaleinen anormalen Wert erreicht hat. Bei einer großen Frequenzänderung (bezüglichdes Vorzeichens) erfolgen daher die Maßnahmen bei einem Frequenzpegel, der ehernoch im Bereich des primären Bemessungswertes liegt.

Der Wert SAPFRC START wird in Hz/s eingestellt. Alle auf den Spannungswertbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbaren Basisspannungangegeben, welche normalerweise auf den primären Bemessungsspannungspegel(Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder der jeweiligenHochspannungseinrichtungen eingestellt ist.

SAPFRC arbeitet mit einer Verzögerung, da die Funktion etwas Zeit benötigt, umeinen stabilen Wert zu liefern. Es ist eine ausreichende Zeitverzögerung zu beachten,bei der Signalstörungen berücksichtigt werden. Jedoch können Zeit,Frequenzänderung und Frequenzschritte zwischen verschiedenen Aktionenzeitkritisch sein, und es kann eine ziemlich kurze Auslösezeit erforderlich werden, diez. B. 70 ms beträgt.

Bei kleineren Netzen im Industriebereich können bereits durch ein einziges EreignisFrequenzänderungen von 5 Hz/s auftreten. Selbst große Netze können kleine Inselnmit einem großen Ungleichgewicht zwischen Last und Erzeugung bilden, wennschwerwiegende Störungen (oder mehrere Störungen zusammen) behoben werden.Bei der Trennung einer kleinen Insel von einem großen Netz wurden bereits bis zu 3Hz/s gemessen. Bei eher "normalen" größeren Störungen in großen Netzen beträgt dieFrequenzänderung häufig nur einen Bruchteil von 1,0 Hz/s.

9.4 Frequenzzeit-Akkumulations-SchutzfunktionFTAQFVR



ANSI/IEEE Identi‐fizierung

Frequenzzeit-Akkumulations-Schutz FTAQFVR f<> 81A



9.4.2 Anwendung

Die Hauptantriebe von Generatoren werden durch abnormale Frequenzstörungenbeeinträchtigt. Aufgrund schwererer Störungen im Netz können bedeutendeAbweichungen von der Bemessungsfrequenz auftreten. Bei einemErzeugungsüberschuss steigt die Frequenz an, bei einem Erzeugungsmangel fällt sie.

Turbinenschaufeln sind so konzipiert, dass ihre natürliche Frequenz weit genug vonder Bemessungsdrehzahl oder einem Mehrfachen dieser Drehzahl entfernt liegt.Durch das Design wird eine mechanische Resonanz vermieden, die andernfalls zueiner hohen mechanischen Belastung der Turbinenschaufel führen würde. DasVerhältnis zwischen der Resonanzfrequenz der Turbine und der Betriebsfrequenz desNetzes gleicht nahezu 1. Die mechanische Belastung der Schaufeln ist fast 300 Malhöher als die Belastungswerte ohne Resonanz im Betrieb. Die Resonanzüberhöhungbei Belastungen ist in der Kennlinie für Resonanzen in Abbildung 83 dargestellt.

1.0- +Frequenz oder Resonanzfrequenz-

Verhältnis

Bel

astu

ngs-

Ver

größ

erun

gsza

hl


50

100

150

200

250

300

IEC12000611 V2 DE

Abb. 83: Typische Kennlinie für Resonanzüberhöhung gemäß der NormANSI/IEEE C37.106-2003

Jede Turbine mit unterschiedlich konstruierten Schaufeln verfügt über verschiedeneGrenzen in unterschiedlichen Frequenzbereichen. Die Zeitbegrenzungen hängen vonden natürlichen Frequenzen der Schaufeln in der Turbine, von der Korrosion und



Abnutzung der Schaufelkanten und weiterer Einbußen in der Lebensdauer derSchaufel aufgrund abnormaler Betriebsbedingungen ab.

Die Frequenzbegrenzungen und ihre zeitlichen Einschränkungen beiunterschiedlichen Turbinentypen ähneln in vielerlei Hinsicht den Einschränkungenbei Dampfturbinen. Bestimmte Unterschiede im Design und der in der Anwendungkönnen unterschiedliche Schutzanforderungen bedingen. Daher werden fürunterschiedliche Arten von Turbinensystemen von den Herstellern unterschiedlicheEmpfehlungen für die Zeitbegrenzungen definiert.

Dennoch liefert der Standard IEEE/ANSI C37.106-2003 "Guide for AbnormalFrequency Protection for Power Generating Plants" einige Beispiele, in denen die injedem Frequenzbereich aufgelaufene Zeit den Angaben in Abbildung 84 entspricht.

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz)

Zeit (Minuten)

Zeit (Minuten)

Zeit (Minuten)

Zeit (Minuten)

IEC13000258-1-en.ai

Dauerbetrieb

Gesperrter Betrieb

60

62

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz) Dauerbetrieb60

62

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz) 60

62

Dauerbetrieb

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz) Dauerbetrieb60

62

Betrieb mit begrenzter Zeit

Gesperrter Betrieb

Gesperrter Betrieb



Gesperrter BetriebGesperrter Betrieb

Gesperrter Betrieb

Gesperrter Betrieb

Restricted Time Operation

Betrieb mit begrenzter Zeit Betrieb mit begrenzter Zeit

IEC13000258 V1 DE

Abb. 84: Beispiele für die Zeitfrequenz-Kennlinie innerhalb verschiedenerFrequenzbereiche

Eine weitere Anwendung der FTAQFVR Schutzfunktion besteht in der Überwachungvon Frequenzabweichungen in der Bemessungsspannung. Generatoren sind soausgelegt, dass sie die Anforderungen für den Dauerbetrieb gemäß IEC 60034-3:1996innerhalb ihrer Leistungskurven in einem Bereich von +/-5 % der Spannung und+/-2 % der Frequenz erfüllen. Ein Betrieb der Maschine jenseits dieser Spannungs-Frequenzbereiche führt zu erhöhten Temperaturen und einer Reduzierung derLebensdauer der Isolierungen.




Bei den Generator-Schutzfunktionen kann der Frequenzzeit-AkkumulationsschutzFTAQFVR eingesetzt werden, um sowohl den Generator als auch die Turbine zuschützen. Abnormale Frequenzen können, wenn sie im Normalbetrieb auftreten, zuMaterialermüdungen an den Turbinenschaufeln führen. Daher sollten Auslösepunkteund Zeitverzögerungen auf der Grundlage der Anforderungen und Empfehlungen desTurbinenherstellers festgelegt werden.

Der Dauerbetrieb der Maschine jenseits dieser Spannungs-Frequenzbereiche führt zuerhöhten Rotortemperaturen und einer Reduzierung der Lebensdauer derIsolierungen. Das Ausmaß, die Dauer und Häufigkeit des Auftretens sollten gemäßder Herstellerangaben und -empfehlungen eingestellt werden.

Einstellverfahren am GerätDie Parameter des Frequenzzeit-Akkumulationsschutzes FTAQFVR werden in derLMI oder über das entsprechende Software-Tool im Protection and Control Manager(PCM600) eingestellt.

Global definierte Gerätewerte für den Primärstrom IBase und die PrimärspannungUBase werden in der Funktion für globale Bezugswerte für Einstellungen,GBASVAL, gesetzt.GlobalBaseSel wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktionals Referenz für die Grundwerte auszuwählen.

Einsatz von FTAQFVR für den Schutz einer Turbine:

Die Frequenz wird während des Anfahrens und Anhaltens gewöhnlich nichtberechnet, daher ist die Schutzfunktion durch die LS-Position blockiert, ParameterCBCheck aktiviert. Liefert der Generator Last, wenn der LS sich in der offenenPosition befindet, beispielsweise Erregung der Ausrüstung und Nebendienste, wirddies als normale Bedingung ausgelegt und CBCheck wird ignoriert, wenn derLaststrom über dem Einstellwert CurrStartLevel liegt. Stellen Sie den Strompegel aufeinen Wert leicht über der Mindestlast ein.

EnaVoltCheck auf Deaktiviert setzen.

tCont: ist über die Netzanforderungen zu steuern.

Die Einstellungen tAccLimit, FreqHighLimit und FreqLowLimit werden von denBetriebsanforderungen des Turbinenherstellers hergeleitet. Beachten Sie, dass dieEinstellung FreqLowLimit immer niedriger sein muss als der EinstellwertFreqHighLimit.

Einsatz von FTAQFVR für den Schutz eines Generators:

Die Frequenz wird während des Anfahrens und Anhaltens gewöhnlich nichtberechnet, daher ist die Schutzfunktion durch die LS-Position blockiert, ParameterCBCheck aktiviert.

CurrStartLevel auf Deaktiviert setzen.



EnaVoltCheck auf Aktiviert setzen, Spannungs- und Frequenzeinstellungen sindgemäß der Betriebsanforderungen des Generatorherstellers vorzunehmen. DieSpannungs- und Frequenzeinstellungen sind außerdem mit den Anregewerten desÜber- und Untererregungsschutzes abzustimmen.

tCont: ist über die Netzanforderungen zu steuern.

Die Einstellungen tAccLimit, FreqHighLimit und FreqLowLimit werden aus denBetriebsanforderungen des Generatorherstellers hergeleitet.



Abschnitt 10 Multifunktionsschutz

10.1 Allgemeine stromund spannungsbasierteSchutzfunktion (CVGAPC)

10.1.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850-Ken‐

nungIEC 60617-Ken‐nung

ANSI/IEEE C37.2-Gerätenummer

Allgemeiner Strom- und Spannungs‐schutz

CVGAPC 2(I>/U<) -

10.1.2 Anwendung

Eine Beschädigung der Isolierung zwischen den Leitern oder einem Leiter und Erdeführt zu einem Kurzschluss oder Erdfehler. Solche Fehler können große Fehlerströmezur Folge haben und an den Primärgeräten des Systems zu schweren Schäden führen.Je nach Grad und Art des Fehlers können verschiedene Überstromfunktionenbasierend auf der Messung von Leiter-Erd- oder Gegensystemstrom verwendetwerden, um Fehler zu beseitigen. Zudem ist es manchmal erforderlich, dass dieseÜberstromfunktionen gerichtet und/oder spannungsgesteuert/-stabilisiert sind.

Der Über-/Unterspannungsschutz wird auf Komponenten imStromversorgungssystem angewendet, wie beispielsweise Generatoren,Transformatoren, Motoren und Netzleitungen, um damit abnormaleSpannungszustände zu erkennen. Je nach Art der Spannungsabweichung undabnormalen Bedingung des Stromversorgungssystems können unterschiedlicheÜber-/Unterspannungsschutzfunktionen basierend auf Messungen der Leiter-Erde-,Leiter-Leiter-, Null- oder Gegensystemspannungskomponenten verwendet werden,um entsprechende Fehler zu erkennen und zu beseitigen.

Das Gerät kann mit mehreren Schutzmodulen mit allgemeiner strom- undspannungsbasierter Schutzfunktion (CVGAPC) ausgestattet sein. ImKonfigurationstool ist die Funktion stets mit dem dreiphasigen Strom- und demdreiphasigen Spannungseingang verbunden, misst allerdings nur den Strom- undSpannungswert, den der Endbenutzer in den Einstellungen auswählt.

Jedes CVGAPC-Funktionsmodul hat vier integrierte unabhängige Schutzelemente.

1. Zwei Überstromstufen mit den folgenden integrierten Funktionen:

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 10Multifunktionsschutz


• Unabhängig verzögerte oder abhängig verzögerte ÜberstromfunktionUMZ/AMZ für beide Stufen

• Überwachung der 2. Oberschwingung, verfügbar um die Auslösung derÜberstromstufe(n) nur zuzulassen, wenn der Anteil der zweitenOberschwingung im gemessenen Strom unter dem voreingestellten Wertliegt.

• Richtungsüberwachungselement, verfügbar um die Auslösung derÜberstromstufe(n) nur zuzulassen, wenn der Fehler in der voreingestelltenRichtung (Vorwärts oder Rückwärts) auftritt. Sein Verhalten bei einerniedrigen Polarisierungsspannung kann eingestellt werden (OhneRichtung,Blockieren,Speicher).

• Spannungsabhängiges Element, verfügbar um den Ansprechwert derÜberstromstufe(n) im Verhältnis zum Betrag der gemessenen Spannung zumodifizieren.

• Stromstabilisierendes Element, verfügbar um die Auslösung derÜberstromstufe(n) nur zuzulassen, wenn der Betrag des gemessenenStroms größer ist als der eingestellte Prozentwert der stromstabilisierendenGröße.

2. Zwei Unterstromstufen mit den folgenden Elementen:• Unabhängige Zeitverzögerung für beide Stufen

3. Zwei Überspannungsstufen mit den folgenden Elementen:• Unabhängig verzögerte oder abhängig verzögerte Überstromfunktion

UMZ/AMZ für beide Stufen4. Zwei Unterspannungsstufen mit den folgenden Elementen:

• Unabhängig verzögerte oder abhängig verzögerte ÜberstromfunktionUMZ/AMZ für beide Stufen

Alle diese vier Schutzelemente innerhalb einer allgemeinen Schutzfunktionfunktionieren unabhängig voneinander und können einzeln aktiviert oder deaktiviertwerden. Zu beachten ist jedoch, dass alle diese vier Schutzelemente einenausgewählten Stromwert und einen ausgewählten Spannungswert messen (sieheTabelle 18 und Tabelle 19). Es ist möglich, alle vier Schutzelemente und ihreeinzelnen Stufen gleichzeitig zu verwenden. Um eine gewünschteAnwendungsfunktionalität zu erhalten, kann es manchmal erforderlich sein, durcheine entsprechende Gerätekonfiguration eine Interaktion zwischen zwei oder mehrSchutzelementen/Stufen innerhalb einer CVGAPC-Funktion herzustellen (z. B.Schutz gegen unbeabsichtigte Energiezufuhr für Generatoren).

10.1.2.1 Strom- und Spannungswahl für die CVGAPC-Funktion

Im Konfigurationstool ist die CVGAPC-Funktion stets mit dem dreiphasigen Strom-und dem dreiphasigen Spannungseingang verbunden, misst allerdings nur den Strom-und Spannungswert, den der Endbenutzer in den Einstellungen auswählt(ausgewählter Stromwert und ausgewählter Spannungswert).

Abschnitt 10 1MRK 511 310-UDE -Multifunktionsschutz


Der Benutzer kann mithilfe des Einstellungsparameters CurrentInput die Messungeiner der in Tabelle 18 dargestellten Stromwerte auswählen.

Tabelle 18: Verfügbare Auswahl für Stromwerte in der CVGAPC-Funktion

Einstellwert für Parameter "Cur‐rentInput"

Kommentar

1 phase1 Die CVGAPC-Funktion misst den Stromzeiger von Leiter L1.



4 Mitsystem Die CVGAPC-Funktion misst den intern berechneten Mitsys‐temstrom.

5 Gegensystem Die CVGAPC-Funktion misst den intern berechneten Gegen‐systemstrom.

6 3*Nullsystem Die CVGAPC-Funktion misst den intern berechneten Nullsys‐temstrom multipliziert mit Faktor 3.

7 MaxPh Die CVGAPC-Funktion misst den Stromwert des Leiters mitdem höchsten Betrag.

8 MinPh Die CVGAPC-Funktion misst den Stromwert des Leiters mitdem niedrigsten Betrag.

9 UnsymPh Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag des unsymmetrischenStroms, der intern als algebraische Betragsdifferenz zwischendem Stromzeiger des Leiters mit dem höchsten Betrag und demStromzeiger des Leiters mit dem kleinsten Betrag berechnetwird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf 0° eingestellt.

10 phase1-phase2 Die CVGAPC-Funktion misst den intern als Zeigerdifferenz zwi‐schen dem Stromzeiger von Leiter L1 und dem Stromzeiger vonLeiter L2 berechneten Stromzeiger (d. h. IL1-IL2).



13 MaxPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Stromzeiger mitdem höchsten Betrag.

14 MinPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Stromzeiger mitdem kleinsten Betrag.

15 UnsymPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag des unsymmetrischenStroms, der intern als algebraische Betragsdifferenz zwischendem Leiter-Leiter-Stromzeiger mit dem höchsten Betrag unddem Leiter-Leiter-Stromzeiger mit dem kleinsten Betrag berech‐net wird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf 0° eingestellt.

Der Benutzer kann durch den Einstellparameter VoltageInput anwählen, welche dernachfolgend in Tabelle 19 dargestellten Spannungsgrößen gemessen wird.



Tabelle 19: Verfügbare Auswahl für Spannungswerte in der CVGAPC-Funktion

Einstellwert für Parameter "Vol‐tageInput"

Kommentar

1 phase1 Die CVGAPC-Funktion misst den Spannungszeiger von LeiterL1.



4 Mitsystem Die CVGAPC-Funktion misst die intern berechnete Mitsystem‐spannung.

5 -Gegensystem Die CVGAPC-Funktion misst die intern berechnete Gegensys‐temspannung. Dieser Spannungszeiger wird um 180° gedreht,um eine leichtere Einstellung für die Richtungsfunktion zu er‐möglichen, sofern diese verwendet wird.

6 -3*Nullsystem Die CVGAPC-Funktion misst die intern berechnete Nullsystem‐spannung multipliziert mit Faktor 3. Dieser Spannungszeigerwird um 180° gedreht, um eine leichtere Einstellung für dieRichtungsfunktion zu ermöglichen, sofern diese verwendetwird.

7 MaxPh Die CVGAPC-Funktion misst den Spannungswert des Leitersmit dem höchsten Betrag.

8 MinPh Die CVGAPC-Funktion misst den Spannungswert des Leitersmit dem niedrigsten Betrag.

9 UnsymPh Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag der unsymmetrischenSpannung, die intern als algebraische Betragsdifferenz zwi‐schen dem Spannungszeiger des Leiters mit dem höchsten Be‐trag und dem Spannungszeiger des Leiters mit dem kleinstenBetrag berechnet wird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf0° eingestellt.

10 phase1-phase2 Die CVGAPC-Funktion misst den intern als Zeigerdifferenz zwi‐schen dem Spannungszeiger von Leiter L1 und dem Span‐nungszeiger von Leiter L2 berechneten Spannungszeiger (d. h.UL1-UL2).



13 MaxPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Spannungswertmit dem höchsten Betrag.

14 MinPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Spannungswertmit dem niedrigsten Betrag.

15 UnsymPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag der unsymmetrischenSpannung, die intern als algebraische Betragsdifferenz zwi‐schen dem Leiter-Leiter-Spannungswert mit dem höchsten Be‐trag und dem Leiter-Leiter-Spannungswert mit dem kleinstenBetrag berechnet wird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf0° eingestellt.



Es wird darauf hingewiesen, dass die Wahl einer Spannung aus Tabelle 19unabhängig von der tatsächlichen externen Spannungswandler immer anwendbar ist.Die Dreiphaseneingänge des Spannungswandlers können entweder als Dreiphasen-Erde-Spannungen UL1, UL2 und UL3 oder als drei Leiter-Leiter-Spannungen UL1L2,UL2L3und UL3L1VAB, VBC und VCA mit dem Gerät verbunden werden. DieseInformation über die tatsächliche Spannungswandler-Schaltung wird alsEinstellungsparameter für den vorverarbeitenden Block eingegeben, der dannautomatisch alle erforderlichen Funktionen hierfür übernimmt.

10.1.2.2 Bezugsgrößen für die CVGAPC-Funktion

Die Parametereinstellungen der Bezugsgrößen, die die Basis (100 %) für dieAnsprechwerte aller Messstufen bilden, werden als Einstellungsparameter für jedeCVGAPC-Funktion eingegeben.

Bezugsstrom ist einzugeben als:

1. Bemessungsstrom des überwachten Objekts in Primärstromwerten (A), wenn diegemessene Stromgröße aus der Tabelle 18, Zeile 1 bis 9, ausgewählt wird.

2. Bemessungsstrom des geschützten Objekts in Ampere multipliziert mit √3(1,732 x Iphase), wenn der gemessene Strom wie in Tabelle 18 dargestellt aus 10bis 15 ausgewählt wurde.

Bezugsspannung ist einzugeben als:

1. Bemessungs-Leiter-Erde-Spannung des geschützten Objekts in Kilovolt, wenndie gemessene Spannung wie in Tabelle 19 dargestellt aus 1 bis 9 ausgewähltwurde.

2. Bemessungs-Leiter-Leiter-Spannung des geschützten Objekts in Kilovolt, wenndie gemessene Spannung wie in Tabelle 19 dargestellt aus 10 bis 15 ausgewähltwurde.

10.1.2.3 Anwendungsmöglichkeiten

Aufgrund ihrer Flexibilität kann die allgemeine Strom- undSpannungsschutzfunktion (CVGAPC) mit entsprechenden Einstellungen undKonfigurationen in vielen verschiedenen Anwendungen genutzt werden.Nachfolgend einige mögliche Anwendungsbeispiele:

1. Transformator- und Leitungsanwendungen:• Unterimpedanzschutz (Charakteristik kreisförmig, ungerichtet)• Unterimpedanzschutz (Charakteristik kreisförmig, Mho)• Spannungsgesteuerter/-stabilisierter Überstromschutz• Ungerichteter oder gerichteter Leiter- oder Mitsystem-/Gegensystem-/

Nullsystem-Überstromschutz• Leiter- oder Leiter-Leiter- oder Mitsystem-/Gegensystem-/Nullsystem-

Über-/Unterspannungsschutz



• Spezieller thermischer Überlastschutz• Phasenüberwachung• Unsymmetrieschutz

2. Generatorschutz• 80-95 % Stator-Erdfehlerschutz (3Uo gemessen oder berechnet)• Rotor-Erdfehlerschutz (mit externer COMBIFLEX-Einspeiseeinheit

RXTTE4)• Unterimpedanzschutz• Spannungsgesteuerter/-stabilisierter Überstromschutz• Windungs- und Differential-Reserveschutz (gerichteter Gegensystem-

Überstromschutz verbunden mit in den Generator führendenHochspannungsanschluss-Stromwandlern)

• Stator-Überlastschutz• Rotor-Überlastschutz• Untererregungsschutz (gerichteter Mitsystem-Überstromschutz)• Rückleistungsschutz/Schutz bei kleiner Leistung in Vorwärtsrichtung

(gerichteter Mitsystem-Überstromschutz, 2 % Empfindlichkeit)• Schutz vor unbeabsichtigter Bestromung• Leistungsschalter-Überschlagschutz• Synchronisierungsüberwachung• Empfindlicher Gegensystem-Überstromschutz (Schieflast) und -alarm für

Generator• Leiter- oder Leiter-Leiter- oder Mitsystem-/Gegensystem-/Nullsystem-

Über-/Unterspannungsschutz• Polschlupfschutz (basierend auf gerichtetem Mitsystem-OC-Schutz)• Unbeabsichtigtes Einschalten des Generators

10.1.2.4 Generator-Zuschaltschutz

Wird der Generator außer Betrieb genommen und steht still, besteht das Risiko, dassder Generatorleistungsschalter fälschlicherweise eingeschalten wird.

Ein Generator, der im Stillstand oder auf der Drehvorrichtung in allen drei Phasenerregt wird, verhält sich ähnlich wie ein Induktionsmotor und beschleunigt auch soähnlich. Zu diesem Zeitpunkt stellt die Maschine die subtransiente Reaktanz zumNetz dar und es kann erwartet werden, dass sie, abhängig von der entsprechendenNetzimpedanz, den ein- bis vierfachen Bemessungsstrom zieht. DieKlemmenspannung der Maschine kann, abhängig von der entsprechendenNetzimpedanz (einschließlich des Blocktransformators), von 20 bis 70 % derBemessungsspannung reichen. Höhere Werte für Maschinenstrom und -spannung(drei- bis vierfacher Bemessungsstrom und 50 bis 70 % Bemessungsspannung)können erwartet werden, wenn der Generator mit einem starken Netz verbunden ist.Niedrige Strom- und Spannungswerte (ein- bis zweifacher Bemessungsstrom und 20bis 40 % Bemessungsspannung) sind repräsentativ für schwache Netze.

Da ein Generator sich ähnlich verhält wie ein Induktionsmotor, entwickeln sichwährend der Beschleunigung im Läufer hohe Ströme. Wenngleich der Läufer durch



übermäßig hohe Ströme thermisch beschädigt werden kann, beträgt die Zeit bis zumEintreten des Schadens doch mehrere Sekunden. Deutlich kritischer ist jedoch dasLager, das aufgrund des niedrigen Öldrucks in Sekundenbruchteilen beschädigtwerden kann. Daher ist es unerlässlich für eine extrem schnelle Auslösung zu sorgen.Diese Auslösung sollte beinahe unverzögert stattfinden (< 100 ms).

Es besteht das Risiko, dass der Strom zum Generator bei unbeabsichtigterEinschaltung begrenzt ist, sodass der "normale" Überstrom- oderUnterimpedanzschutz die gefährliche Situation nicht erkennt. Die Verzögerungdieser Schutzfunktionen könnte zu lang sein. Die Rückleistungsüberwachung könntedie Situation erkennen, aber die Auslösezeit dieses Schutzes ist in der Regel zu lang.

Für große und wichtige Maschinen sollte daher ein schneller Schutz gegenunbeabsichtigte Zuschaltung in das Schutzschema aufgenommen werden.

Der Schutz gegen unbeabsichtigte Einschaltung kann durch eine Kombination ausUnterspannungs-, Überspannungs- und Überstromfunktionen erreicht werden. DieUnterspannungsfunktion erkennt mit einer Verzögerung von beispielsweise 10 s dieSituation, in welcher der Generator nicht mit dem Netz verbunden ist (stillstand) undaktiviert die Überstromfunktion. Die Überspannungsfunktion erkennt die Situation,in welcher der Generator ausser Betrieb genommen wird und deaktiviert dieÜberstromfunktion. Die Überstromfunktion hat einen Ansprechwert von etwa 50 %des Generator-Bemessungsstroms Die Auslöseverzögerung beträgt etwa 50 ms.


Wenn abhängige Zeit-Überstromcharakteristik gewählt ist, ist dieVerzögerung der Stufe gleich der Summe von abhängigerZeitverzögerung und eingestellter unabhängiger Zeitverzögerung.Daher muss die unabhängige Zeitverzögerung für die Stufe auf Nulleingestellt werden, wenn nur die abhängige Zeitverzögerung benötigtwird.

Die Parameter für die allgemeine Strom- und Spannungsschutzfunktion (CAGVPC)werden über die LHMI oder den Schutz- und Steuerungsmanager (PCM600) gesetzt.

Die Überstromstufen haben einen IMinx-Parameter (x=1 oder 2, jenach Stufe) zur Festlegung des minimalen Auslösestroms. Stellen Siefür jede Stufe IMinx unter den Wert von StartCurr_OCx ein, um eineRücksetzcharakteristik gemäß ANSI-Standard zu erzielen. Wenn inirgendeiner Stufe IMinx über dem Wert von StartCurr_OCx liegt,funktioniert das Rücksetzen gemäß ANSI-Standard so, als wäre derStrom null, wenn der Strom unter den Wert von IMinx fällt.



10.1.3.1 Gerichteter Gegensystemüberstromschutz

Die gerichtete Gegensystem-Überstromfunktion wird normalerweise alsempfindlicher Erdfehlerschutz für Leitungsabgänge verwendet, bei denen es infolgegegenseitiger Induktion zwischen zwei oder mehreren parallelen Leitungen zuunzulässiger Nullsystembeeinflussung kommen kann. Außerdem kann sie fürAnwendungen an Untergrundkabeln genutzt werden, bei denen die Nullimpedanzvon den Fehlerstromrückpfaden abhängt, die Gegensystemimpedanz des Kabels aberpraktisch konstant ist. Zu beachten ist, dass das gerichtete Gegensystem-Überstromelement vor allen unsymmetrischen Fehlern einschließlich Leiter-Leiter-Fehler schützt. Es ist darauf zu achten, dass der minimale Ansprechwert für einesolche Schutzfunktion über dem natürlichen Unsymmetrieniveau des Systemseingestellt wird.

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung des gerichteten Gegensystem-Überstromschutzelements in einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellung einerempfindlichen Erdfehlerschutz-Einrichtung für Leitungsabgänge.

Diese Funktionalität lässt sich mithilfe einer CVGAPC-Funktion erzielen. Folgendesmuss getan werden, um den korrekten Ablauf dieser Funktion sicherzustellen:

1. Dreiphasenströme und -spannungen mit einer CVGAPC-Instanz (z. B. GF04)verbinden

2. CurrentInput auf NegSeq setzen (beachten Sie, dass die CVGAPC-Funktion denI2-Strom und NICHT den 3I2-Strom misst. Dies ist wichtig für eine korrekteEinstellung des OC-Ansprechwerts)

3. VoltageInput auf -NegSeq setzen (beachten Sie, dass der Gegenspannungszeigerumgekehrt wird, um die Richtungsabhängigkeit zu vereinfachen)

4. Basisstromwert IBase auf primären Bemessungsstrom der Netzstromwandlereinstellen

5. Basisspannungswert UBase auf Bemessungsspannung Leiter-Leiter-Netz in kVeinstellen

6. RCADir auf den Wert +65 Grad setzen (NegSeq-Strom eilt im Fehlerfall beidiesem Winkel der NegSeq-Spannung nach)

7. ROADir auf den Wert 90 Grad einstellen8. LowVolt_VM auf den Wert 2 % setzen (Höhe der NegSeq-Spannung, über der das

Richtungselement aktiviert wird)9. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren10. Über Parameter CurveType_OC1 geeignete Kurve für TOC/IDMT oder

unabhängige Zeitverzögerung entsprechend den Netzschutzvorgaben wählen11. StartCurr_OC1 auf einen Wert zwischen 3 und 10 % setzen (typische Werte)12. tDef_OC1 oder Parameter "k" setzen, wenn TOC/IDMT-Kurven verwendet

werden, um die korrekte Zeitkoordination mit anderen in der Nähe der Leitungeingebauten Erdfehlerschutz-Einrichtungen sicherzustellen

13. DirMode_OC1 auf Vorwärts setzen14. DirPrinc_OC1 auf IcosPhi&U setzen15. ActLowVolt1_VM auf Block setzen

• Um eine korrekte Stabilisierung dieses Elements während einesdreipoligen Fehlers für die Stromwandler-Sättigung zu erreichen, kann dieStromstabilisierung verwendet und dieses Element für die ausschließliche



Auslösung bei einem NegSeq-Strom größer als ein bestimmter Prozentwert(typisch 10 %) des gemessenen PosSeq-Stroms in der Netzleitung aktiviertwerden. Hierzu sind die folgenden Einstellungen innerhalb derselbenFunktion vorzunehmen:

16. EnRestrainCurr auf Ein setzen17. RestrCurrInput auf PosSeq setzen18. RestrCurrCoeff auf den Wert 0.10 setzen

Gegebenenfalls kann diese CVGAPC-Funktion imRichtungsvergleichsschutzschema für den Leitungsschutz eingesetzt werden, wennKommunikationskanäle zur Gegenstation dieser Leitung verfügbar sind. In diesemFall sind normalerweise zwei NegSeq-Überstromstufen erforderlich. Eine für dieVorwärts- und eine für die Rückwärtsrichtung. Wie bereits erläutert, kann die OC1-Stufe zur Erkennung von Fehlern in Vorwärtsrichtung verwendet werden. Dieintegrierte OC2-Stufe kann hingegen zur Erkennung von Fehlern inRückwärtsrichtung genutzt werden.

Allerdings ist bei solchen Anwendungen Folgendes zu beachten:

• Die Sollwerte für die Einstellungen RCADir und ROADir gelten auch für dieOC2-Stufe

• Die Einstellung DirMode_OC2 muss auf Rückwärts gesetzt werden• Der Parameter StartCurr_OC2 muss empfindlicher eingestellt werden als der

Ansprechwert des OC1-Vorwärtselements (d. h. typischerweise 60 % desAnsprechwerts), um die korrekte Auslösung des Richtungsvergleichsschemas inStromumkehrungssituationen zu gewährleisten

• Ansprechsignale der Elemente OC1 und OC2 werden verwendet, um Vorwärts-und Rückwärtssignale an die Gegenstation der Leitung zu senden

• Der verfügbare Funktionsblock zur Schemakommunikation im Gerät wirdzwischen der Multifunktionsschutzfunktion und den Kommunikationsgerätenverwendet, um ein korrektes Angleichen der beiden Anregesignale zugewährleisten.

Die anderen verfügbaren Unterstrom-, Überspannungs- undUnterspannungsschutzelemente können für andere Schutz- und Alarmzweckeverwendet werden.

10.1.3.2 Gegensystemüberstromschutz

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines abhängigen Gegensystem-Überstromschutzes für einen Generator mit einerLeistungskonstante von 20 s und einem maximalen Dauergegensystem-Bemessungswert von 7 % des Generator-Bemessungsstroms.

Die ANSI-Norm definiert die häufig weltweit verwendete Leistungskurve für einenGegensystem-Überstromschutz eines Generators gemäß der folgenden Gleichung:



2op

NS

r

ktII

=æ öç ÷è ø


wobei

top ist die Auslösezeit in Sekunden des Gegensystem-Überstromschutzgeräts

k ist die Generatorleistungskonstante in Sekunden

INS ist der gemessene Gegensystemstrom

IR ist der Generator-Bemessungsstrom

Wird der Parameter x gemäß der folgenden Gleichung gleich dem maximalenDauergegensystem-Bemessungswert des Generators definiert

7% 0, 07x pu= =EQUATION1373 V1 DE (Gleichung 100)

Die Gleichung 99 kann wie folgt ohne Änderung des Wertes für die Auslösezeit desGegensystem-Überstromschutzgerät umgeformt werden:

2

2

1

op

NS

r

kxt

Ix I

×=

æ öç ÷×è ø


Um eine solche Schutzfunktionalität mit einer CVGAPC-Funktion zu erzielen,müssen die folgenden Einstellungen vorgenommen werden:

1. Dreiphasenströme mit einer CVGAPC-Instanz (z. B. GF01) verbinden2. Parameter CurrentInput auf den Wert NegSeq setzen3. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten

(A) einstellen4. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren5. Parameter CurveType_OC1 auf den Wert Programmierbar setzen



op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 DE (Gleichung 102)

wobei

top ist die Auslösezeit des abhängig verzögerten Überstromalgorithmus TOC/IDMT

k ist der Zeitmultiplikator (Parametereinstellwert)

M ist das Verhältnis zwischen dem Betrag des gemessenen Stroms und dem eingestelltenAuslösestromwert

A, B, C undP

sind benutzerdefinierbare Koeffizienten, welche die Kurve zur Berechnung der abhängigverzögerte Überstromfunktion TOC/IDMT festlegen

Beim Vergleich der Gleichung 99 mit der Gleichung 101 der abhängig verzögertenCharakteristik von OC1 wird offensichtlich, dass bei Befolgung der folgendenRegeln:

1. k gleich dem Gegensystem-Leistungswert des Generators setzen2. A_OC1 gleich dem Wert 1/x2 setzen3. B_OC1 = 0,0, C_OC1= 0,0 und P_OC1= 2,0 setzen4. StartCurr_OC1 gleich dem Wert x setzen

Dann kann die OC1-Stufe der CVGAPC-Funktion als abhängiger Gegensystem-Überstromschutz für einen Generator verwendet werden.

Für dieses besondere Beispiel sind die folgenden Einstellungen vorzunehmen, um denordnungsgemäßen Betrieb der Funktion zu gewährleisten

1. Gegensystemstrom als Messkriterium für diese CVGAPC-Funktion wählen2. Sicherstellen, dass der Basisstromwert für die CVGAPC-Funktion gleich dem

Generator-Bemessungsstrom ist3. k_OC1 = 20 setzen4. A_OC1= 1/0,072 = 204,0816 setzen5. B_OC1 = 0,0, C_OC1 = 0,0 und P_OC1 = 2,0 setzen6. "StartCurr_OC1" = 7 % setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Gegebenenfalls kann eineRücksetzzeitverzögerung für die OC1-Stufe festgelegt werden, um einenordnungsgemäßen Betrieb im Fall wiederholter Unsymmetrien sicherzustellen.

Außerdem können die anderen eingebauten Schutzelemente für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden (z. B. OC2 für Gegensystemstromalarm und OC1für Gegensystem-Überspannungsalarm).



10.1.3.3 Statorüberlastschutz für Generatoren gemäß IEC- und ANSI-Norm

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines Statorüberlastschutzes für Generatoren gemäß IEC- oder ANSI-Norm, wennder minimale Betriebsstrom auf 116 % des Generator-Bemessungsstroms eingestelltwird.

Der Statorüberlastschutz für Generatoren ist gemäß IEC- und ANSI-Norm fürTurbogeneratoren gemäß der folgenden Gleichung definiert:

2

1op

m

r

ktII

=æ ö

-ç ÷è ø


wobei

top ist die Auslösezeit des Statorüberlastschutzgeräts

k ist die Generatorleistungskonstante gemäß der jeweiligen Norm (k = 37,5 für die IEC-Norm oderk = 41,4 für die ANSI-Norm)

Im ist der Betrag des gemessenen Stromes

IR ist der Generator-Bemessungsstrom

Diese Gleichung gilt nur, wenn der gemessene Strom (z. B. Mitstrom) einenvoreingestellten Wert überschreitet (zumeist in einem Bereich von 105 bis 125 % desGenerator-Bemessungsstroms).

Durch Festlegung von Parameter x gleich dem pu-Wert (Wert pro Einheit) für dasgewünschte Ansprechen für das Überlastgerät gemäß der folgenden Gleichung:

x = 116% = 1.16 puEQUATION1377 V2 EN (Gleichung 104)

kann die Gleichung 3.5 kann wie folgt ohne Änderung des Wertes für die Auslösezeitdes Statorüberlast-Schutzgeräts umgeformt werden:

2

2

2

1

1op

m

r

kxt

Ix I x

×=

æ ö-ç ÷×è ø


Um eine solche Schutzfunktionalität mit einer CVGAPC-Funktion zu erzielen,müssen die folgenden Einstellungen vorgenommen werden:



1. Dreiphasenströme mit einer CVGAPC-Instanz (z. B. GF01) verbinden2. Parameter CurrentInput auf PosSeq setzen3. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten

(A) einstellen4. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren5. Parameter CurveType_OC1 auf den Wert Programmierbar setzen

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 DE (Gleichung 106)

wobei

top ist die Auslösezeit des abhängig verzögerten Überstromalgorithmus TOC/IDMT

k ist der Zeitmultiplikator (Parametereinstellwert)

M ist das Verhältnis zwischen dem Betrag des gemessenen Stroms und dem eingestelltenAuslösestromwert

A, B, C undP

sind benutzerdefinierbare Koeffizienten, welche die Kurve zur Berechnung der abhängigverzögerte Überstromfunktion TOC/IDMT festlegen

Beim Vergleich der Gleichung 105 mit der Gleichung 106 der abhängig verzögertenCharakteristik der OC1 Auslösung wird offensichtlich, dass bei Befolgung derfolgenden Regeln:

1. k gleich dem Leistungswert des Generators gemäß IEC- oder ANSI-Norm setzen2. Parameter A_OC1 gleich dem Wert 1/x2 setzen3. Parameter C_OC1 gleich dem Wert 1/x2 setzen4. Parameter B_OC1 = 0,0 und P_OC1= 2,0 setzen5. StartCurr_OC1 gleich dem Wert x setzen

Dann kann die OC1-Stufe der CVGAPC-Funktion als abhängiger Gegensystem-Überstromschutz für einen Generator verwendet werden.

1. Mitstrom als Messkriterium für diese CVGAPC-Funktion wählen2. Sicherstellen, dass der Basisstromwert für die CVGAPC-Funktion gleich dem

Generator-Bemessungsstrom ist3. k = 37,5 für die IEC-Norm oder k = 41,4 für die ANSI-Norm setzen4. A_OC1= 1/1,162 = 0,7432 setzen5. C_OC1= 1/1,162 = 0,7432 setzen6. B_OC1 = 0,0 und P_OC1 = 2,0 setzen7. StartCurr_OC1 = 116 % setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Gegebenenfalls kann eine



Rücksetzzeitverzögerung für die OC1-Stufe festgelegt werden, um einenordnungsgemäßen Betrieb im Fall wiederholter Überlast sicherzustellen.

Die anderen verfügbaren Schutzelemente können für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden.

Auf ähnliche Weise kann ein Läuferüberlastschutz gemäß ANSI-Norm erreichtwerden.

10.1.3.4 Phasenüberwachung für Transformatoren, Leitungen oderGeneratoren und Leistungsschalter-Überschlagschutz fürGeneratoren

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines Leiterausfallschutzes. Ein solcher Schutz wird mithilfe einer CVGAPC-Funktion erreicht, indem der unsymmetrische Strom mit einem voreingestellten Wertverglichen wird. Um eine solche Funktion sicherer zu machen, ist es möglich, sie mitder Vorgabe zu beschränken, dass gleichzeitig der gemessene unsymmetrische Strom97 % größer als der maximale Leiterstrom sein muss. Dadurch wird sichergestellt,dass die Funktion nur dann anspricht, wenn einer der Leiter unterbrochen ist. Einesolche Funktionsweise lässt sich in der CVGAPC-Funktion ganz einfach durch dieAktivierung der Stromstablilisierung erreichen. Folgendes muss getan werden, umden korrekten Ablauf dieser Funktion sicherzustellen:

1. Dreiphasenströme vom geschützten Objekt mit einer CVGAPC-Instanz (z. B.GF03) verbinden

2. Parameter CurrentInput auf UnbalancePh setzen3. EnRestrainCurr auf Ein setzen4. RestrCurrInput auf MaxPh setzen5. RestrCurrCoeff auf den Wert 0,97 setzen6. Bezugsstromwert auf den Bemessungsstrom des zu überwachenden Objekts in

Primärstromwerten (A) einstellen7. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren8. Parameter CurveType_OC1 auf IEC Def. Time setzen9. Parameter StartCurr_OC1 auf den Wert 5 % setzen10. Parameter tDef_OC1 auf die gewünschte Zeitverzögerung (z. B. 2,0 s) setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Zu beachten ist jedoch, dass die Sollwerte für denStabilisierungsstrom und seinen Koeffizienten auch für die OC2-Stufe gelten, sobalddiese aktiviert wird.

Außerdem können die anderen eingebauten Schutzelemente für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden. So lässt sich beispielsweise im Fall einerGeneratoranwendung durch die Aktivierung der OC2-Stufe mit einem gewähltenAnregewert von 200 % und einer Zeitverzögerung von 0,1 s auf einfache und effektiveWeise ein Leistungsschalterpol-Überschlagschutz erreichen.



10.1.3.5 Spannungsabhängiger Überstromschutz für Generatoren undMaschinentransformatoren

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines spannungsunabhängigen Überstromschutzes für einen Generator. Lassen Sieuns annehmen, dass die Zeitkoordinierungsuntersuchung die folgendenerforderlichen Einstellungen ergibt:

• AMZ-Kennlinie (TOC/IDMT): ANSI stark stromabhängig (very inverse)• Auslösestrom von 185 % des Generator-Bemessungsstroms bei Generator-

Bemessungsspannung• Auslösestrom 25 % des ursprünglichen Auslösestromwerts bei

Generatorspannungen 25 % unter der Bemessungsspannung


1. Dreiphasen-Generatorströme und -spannungen mit einer CVGAPC-Instanz(z. B. GF05) verbinden

2. Parameter CurrentInput auf MaxPh setzen3. Parameter VoltageInput auf MinPh-Ph setzen (es wird davon ausgegangen, dass

die minimale Leiter-Leiter-Spannung als Stabilisierungsgröße verwendetwerden soll; alternativ kann für die Stabilisierung die Mitsystemspannunggenutzt werden, indem für diesen Einstellparameter der Wert PosSeq gewähltwird)

4. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten(A) einstellen

5. Bezugsspannungswert auf die Leiter-Leiter-Bemessungsspannung desGenerators in kV einstellen

6. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren7. CurveType_OC1 auf den Wert ANSI Very inv setzen8. Falls erforderlich, die kürzeste Ansprechzeit für die Kurve mit dem Parameter

tMin_OC1 (Standardwert 0,05 s) setzen9. StartCurr_OC1 auf den Wert 185 % setzen10. VCntrlMode_OC1 auf Ein setzen11. VDepMode_OC1 auf Slope setzen12. VDepFact_OC1 auf den Wert 0,25 setzen13. UHighLimit_OC1 auf den Wert 100 % setzen14. ULowLimit_OC1 auf den Wert 25 % setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Außerdem können die anderen eingebautenSchutzelemente für andere Schutz- und Alarmzwecke verwendet werden.



10.1.3.6 Untererregungsschutz für einen Generator

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung des gerichteten Mitsystem-Überstromschutzelements in einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellung einesUntererregungsschutzes für einen Generator. Lassen Sie uns annehmen, dassausgehend von den Bemessungsdaten des Generators die folgenden Werte berechnetwurden:

• Maximale Generatorleistung zur kontinuierlichen Aufnahme der Blindleistungbei Null Wirklast beträgt 38% des Generator MVA-Bemessungswerts

• Generator Kippwinkel 84 Grad


1. Dreiphasen-Generatorströme und -spannungen mit einer CVGAPC-Instanz(z. B. GF02) verbinden

2. Parameter CurrentInput auf PosSeq setzen3. Parameter VoltageInput auf PosSeq setzen4. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten

(A) einstellen5. Bezugsspannungswert auf die Leiter-Leiter-Bemessungsspannung des

Generators in kV einstellen6. Parameter RCADir auf den Wert -84 Grad setzen (Strom eilt der Spannung mit

diesem Winkel voraus)7. Parameter ROADir auf den Wert 90 Grad setzen8. Parameter LowVolt_VM auf den Wert 5 % setzen9. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren10. Parameter CurveType_OC1 auf IEC Def. Time setzen11. Parameter StartCurr_OC1 auf den Wert 38 % setzen12. Parameter tDef_OC1 auf den Wert 2,0 s setzen (typische Einstellung)13. Parameter DirMode_OC1 auf Vorwärts setzen14. Parameter DirPrinc_OC1 auf IcosPhi&U setzen15. Parameter ActLowVolt1_VM auf Block setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Zu beachten ist jedoch, dass die Sollwerte für dieRCA- und ROA-Winkel auch für die OC2-Stufe gelten, wenn die Richtungsfunktionfür diese Stufe aktiviert ist. Abbildung 85 zeigt die allgemeine Schutzcharakteristik

Die anderen verfügbaren Schutzelemente können für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden.



IEC05000535 V2 DE

Abb. 85: Verlust der Erregung



252

Abschnitt 11 Anlagen Schutz und Steuerung

11.1 Mehrzweckfilter SMAIHPAC




Mehrzweckfilter SMAIHPAC - -

11.1.2 Anwendung

Der Funktionsblock für den Mehrzweckfilter mit der Bezeichnung SMAI HPAC wirdals dreiphasiger Filter angeordnet. Seine Benutzeroberfläche (d. h. Ausgänge desFunktionsblocks) ist der des standardmäßigen VorverarbeitungsfunktionsblocksSMAI sehr ähnlich. Der Hauptunterschied ist jedoch, dass mit ihm sämtlicheFrequenzkomponenten aus dem Eingangssignal extrahiert werden können. Für allevier in diesen Filter eingespeisten Analogeingangssignale (d. h. drei Leiter und derNullstrom) werden zuerst die mit einer Abtastrate von 20 Messpunkten proGrundzyklus erfassten Eingangsmessproben vom TRM-Modul gespeichert. Wenn iminternen Speicher genügend Messproben vorhanden sind, werden die Zeigerwerte mitder im Einstellparameter SetFrequency festgelegten Frequenz berechnet. Für jedenberechneten Zeiger sind die folgenden Werte intern verfügbar:

• Größen• Phasenwinkel• Exakte Frequenz des extrahierten Signals

Der SMAI HPAC-Filter wird immer in Verbindung mit einer anderen Schutzfunktion(d. h. Mehrzweckschutzfunktion, Überstromfunktion, Überspannungsfunktion oderÜberleistungsfunktion) verwendet. Auf diese Weise sind viele verschiedeneSchutzanwendungen möglich. So können beispielsweise die folgenden Schutz-,Überwachungs- und Messfunktionen eingerichtet werden:

• Sub-synchroner Resonanzschutz für Turbogeneratoren• Sub-synchroner Schutz für Windenergieanlagen/Windparks• Erkennung von sub-synchronen Schwingungen zwischen HVDC-Verbindungen

und Synchrongeneratoren• Übersynchroner Schutz• Erkennung des Auftretens geomagnetisch induzierter Ströme

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 11Anlagen Schutz und Steuerung


• Überstrom- oder Überspannungsschutz bei spezifischen Frequenzen vonOberschwingungen, subharmonischen Schwingungen, interharmonischenSchwingungen usw.

• Auftreten spezieller Eisenbahnfrequenzen (z. B. 16,7 Hz oder 25 Hz) imdreiphasigen Netz

• Empfindlicher Rückleistungsschutz• Stator- oder Rotor-Erdfehlerschutz für spezielle Einspeisungsfrequenzen (z. B.

25 Hz)• usw.

Der Filterausgang kann auch mit den Messfunktionsblöcken wie CVMMXN(Messungen), CMMXU (Leiterstrommessung), VMMXU (Leiter-Leiter-Spannungsmessung) usw. verbunden sein, um die extrahierten Zeigerwerte an dasÜberwachungssystem (z. B. MicroSCADA) zu melden.

In der nachfolgenden Abbildung sind typische Konfigurationsverbindungendargestellt, die für die Nutzung dieses Filters in Verbindung mit derMehrzweckfunktion als ungerichteten Überstromschutz benötigt werden.


Stromwandler-eingänge HPAC-Filter

Standard-Mehrzweckfunktion

Vorverarbeitungs-FB

IEC13000179 V1 DE

Abb. 86: Erforderliche ACT-Konfiguration

Mit einem solchen Überstromschutz kann beispielsweise der sub-synchroneResonanzschutz von Turbogeneratoren erreicht werden.

11.1.3 Einstellungsrichtlinien

11.1.3.1 Einstellungsbeispiel

Es ist ein Relaistyp zu ersetzen, der für den sub-synchronenResonanzüberstromschutz eines Generators verwendet wird. Das Relais hat eineinverse Ansprechzeitcharakteristik, die anhand der folgenden Gleichung berechnetwird:

Abschnitt 11 1MRK 511 310-UDE -Anlagen Schutz und Steuerung


01op

s

Kt T

I= +


Dabei gilt:

• top ist die Ansprechzeit des Relais• T01 ist die feste Zeitverzögerung (Einstellung)• K ist eine Konstante (Einstellung)• IS ist der gemessene sub-synchrone Strom in Ampere

Das vorhandene Relais wurde an einem großen 50-Hz-Turbogenerator angewendet,der an der Welle eine mechanische Resonanzfrequenz von 18,5 Hz hatte. DieRelaiseinstellung war T01 = 0,64 Sekunden, K= 35566 Ampere und der minimale sub-synchrone Ansprechstrom wurde eingestellt auf IS0=300 Ampere.

Lösung mit Gerät der 670 Serie:

Zunächst ist die Gerätekonfiguration gemäß Abbildung 86 vorzunehmen. Dann sinddie Einstellungen für den SMAI HPAC-Filter und für die Mehrzweckfunktion wiefolgt von den vorhandenen Relaiseinstellungen abzuleiten:

Die sub-synchrone Stromfrequenz wird wie folgt berechnet:

50 18.5 31.5sf Hz Hz Hz= - =EQUATION13000030 V1 DE (Gleichung 108)

Um das im dominierenden 50-Hz-Signal vorhandene schwache sub-synchrone Signaleinwandfrei zu extrahieren, ist der SMAI HPAC-Filter gemäß den Angaben in dernachfolgenden Tabelle einzustellen:

Tabelle 20: Vorgeschlagene Einstellungen für SMAIHPAC

I_HPAC_31_5Hz: SMAIHPAC:1

ConnectionType Ph — N

SetFrequency 31,5

FreqBandWidth 0,0

FilterLength 1,0 s

OverLap 75

Operation On

Jetzt sind die Einstellungen für die Mehrzweck-Überstromstufe 1 abzuleiten, um dievorhandene Ansprechcharakteristik des Relais zu emulieren. Um exakt die gleicheinverse Ansprechzeitcharakteristik zu erzielen, wird die für die Mehrzweck-Überstromstufe 1 angewendete programmierbare AMZ-Kennlinie verwendet, die dienachfolgende Gleichung hat (weiterführende Informationen siehe Abschnitt „InverseZeitcharakteristiken“ im TRM).



[ ] ptAs B k

i Cin

æ öç ÷ç ÷= + ×ç ÷æ ö -ç ÷ç ÷>è øè ø


Für eine Anpassung an die frühere Relaischarakteristik kann die Gleichung wie folgtumgeschrieben werden:

[ ] 011 1

0

so

s

so

t

KIs T

II

æ öç ÷ç ÷= + ×ç ÷æ öç ÷-ç ÷ç ÷è øè ø


Wenn somit beim Einstellen der Mehrzweck-Überstromstufe 1 die folgenden Regelnbeachtet werden:

• in > = IS0= 300 A• 35566 118.55

300so

AKI

= = =

•01 0.64B T= =

• 0.0C =

• 1.0p =

• 1.0k =

wird eine exakte Nachbildung des vorhandenen Relais erreicht. In der nachfolgendenTabelle sind alle erforderlichen Einstellungen für die Mehrzweckfunktionzusammengefasst:

Parametersatz 1

Operation On

CurrentInput MaxPh

IBase 1000

VoltageInput MaxPh

UBase 20,50

OPerHarmRestr Aus

I_2ndI_fund 20,0

BlkLevel2nd 5000

EnRestrainCurr Aus

RestrCurrInput PosSeq


Abschnitt 11 1MRK 511 310-UDE -Anlagen Schutz und Steuerung


RestrCurrCoeff 0,00

RCADir -75

ROADir 75

LowVolt_VM 0,5

OC1

Parametersatz 1

Operation_OC1 On

StartCurr_OC1 30,0

CurrMult_OC1 2,0

CurveType_OC1 Programmierbar

tDef_OC1 0,00

k_OC1 1,00

tMin1 30

tMin_OC1 1,40

ResCrvType_OC1 Unverzögert

tResetDef_OC1 0,00

P_OC1 1,000

A_OC1 118,55

B_OC1 0,640

C_OC1 0,000



258

Abschnitt 12 Sekundärsystem-Überwachung

12.1 Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC




Stromwandlerkreisüberwachung CCSSPVC - 87

12.1.2 Anwendung

Offene oder kurzgeschlossene Stromwandlerkreise können ungewollte Auslösungenvieler Schutzfunktionen wie z. B. Differentialschutz-, Erdfehlerschutz- undGegensystemstromschutz-Funktionen (Schieflastschutz) zur Folge haben. StehenStröme aus zwei unabhängigen Stromwandlersätzen, die durch den gleichenPrimärstrom durchflossen sind, zur Verfügung, kann eine zuverlässigeStromwandlerkreisüberwachung über den Vergleich der Ströme der beiden Sätzeneingerichtet werden. Wird ein Fehler in einem der Stromwandlerkreise erkannt,können die betroffenen Schutzfunktionen blockiert und ein Alarm ausgegebenwerden.

Im Fall hoher Ströme kann ungleiche Transientensättigung von Stromwandlerkernenmit unterschiedlichen Remanenzen oder Sättigungsfaktoren zu Differenzen in denSekundärströmen der beiden Stromwandlersätze führen. Eine unerwünschteBlockierung der Schutzfunktionen während der Transientenphase muss folglichvermieden werden.

Die Überwachung der Stromwandlerkreise CCSSPVC muss empfindlich sein undüber eine kurze Auslösedauer verfügen, um unerwünschte Auslösungen beischnellen, empfindlichen Schutzfunktionen im Fall fehlerhafter Stromwandler-Sekundärkreise zu vermeiden.

Offene Stromwandlerkreise erzeugen extrem hohe Spannungen inden Stromkreisen, die für das Personal äußerst gefährlich seinkönnen. Auch die Isolierung kann beschädigt werden und in der Folgeweitere Probleme hervorrufen.Bei der Anwendung muss dieses daher berücksichtigt werden,insbesondere wenn die Schutzfunktionen blockiert sind.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 12Sekundärsystem-Überwachung




Die Stromkreisüberwachung CCSSPVC vergleicht den berechneten Summenstromaus einem Stromwandlersatz für die drei Leiterströme mit dem Strom desSummenstrompfad eines anderen Stromwandlersatzes mit den gleichenLeiterströmen.

Der Mindest-Ansprechstrom, IMinOp, muss mindestens auf den doppeltenSummenstrom im überwachten Stromwandlerkreis unter normalenBetriebsbedingungen und beim Bemessungsprimärstrom eingestellt werden.

Der Parameter Ip>Block wird gewöhnlich auf 150% gesetzt, um die Funktion beitransienten Bedingungen zu blockieren.

Der Ausgang FAIL ist an den Blockiereingang der Schutzfunktion angeschlossen, diebei fehlerhaften Stromwandler-Sekundärkreisen blockiert werden soll.

12.2 Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC




Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC - -

12.2.2 Anwendung

Die verschiedenen Schutzfunktionen im Schutz-IED arbeiten auf der Basis der inRelaisanschlüssen gemessenen Spannung. Beispiele:

• Impedanzschutzfunktionen• Unterspannungsfunktion• Einschaltprüffunktion und Spannungsüberprüfung für die

Schwacheinspeiselogik

Diese Funktionen können ungewollt auslösen, wenn im Sekundärkreis zwischen deneinzelnen Spannungsmesswandlern und dem Gerät ein Fehler auftritt.

Um solche unerwünschte Auslösungen zu verhindern, können verschiedeneMessungen verwendet werden. In den Spannungsmesskreisen solltenSicherungsautomaten so nah wie möglich an den Spannungsmesswandlern gelegenund mit zusätzlichen Kontakten ausgestattet sein, die mit dem Gerät verdrahtet sind.

Abschnitt 12 1MRK 511 310-UDE -Sekundärsystem-Überwachung


Getrennte Geräte oder Elemente, die für die Überwachung von Sicherungsausfällenzuständig sind, innerhalb der Schutz- und Überwachungsgeräte sind eine weitereMöglichkeit. Diese Lösungen werden kombiniert, um mit der Funktion für dieSpannungswandlerüberwachung (FUFSPVC) bestmögliche Ergebnisse zu erzielen.

Die in den Geräten integrierte Funktion FUFSPVC können Produkte auf der Basis vonexternen Binärsignalen vom Sicherungsautomaten oder vom Trenner arbeiten. Imersten Fall wirkt sich dies auf die Arbeitsweise aller spannungsabhängigenFunktionen aus, während der zweite Fall die Impedanzmessfunktionen nicht betrifft.

Der Algorithmus zur Erkennung von Gegensystemströmen basiert auf denGegensystem-Messgrößen und wird für den Einsatz in isolierten oder inresonanzgeerdeten Netzen empfohlen: ein hoher Spannungswert 3U2 ohne dasVorhandensein eines Gegensystemstroms 3I2 ist ein Zustand, der mit einemSpannungswandlerfehler zusammenhängt.

Der Algorithmus zur Erkennung von Nullsystemströmen basiert auf den Nullsystem-Messgrößen und wird für den Einsatz in direkt oder niederohmig geerdeten Netzenempfohlen: ein hoher Spannungswert 3U0 ohne das Vorhandensein eines Stromwerts3I0 ist ein Zustand, der mit einem Spannungswandlerfehler zusammenhängt. DieseFunktion sollte nicht verwendet werden, wenn die Leitung eine Schwacheinspeisungdes Nullsystemstroms haben kann.

Ein Kriterium, das auf den Differenzstrom- und Differenzspannungsmessungenbasiert, kann der Spannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion hinzugefügtwerden, um einen dreipoligen Automatenfehler zu erkennen. Dies ist beispielsweisebeim Schalten dreipoliger Spannungswandler günstig.


12.2.3.1 Allgemeines

Die Gegen- und Nullsystem-Spannungen und -Ströme sind immer deshalbvorhanden, da im primären System unterschiedliche Unsymmetrien und Unterschiedein den Strom- und Spannungsmesswandlern vorliegen. Der Mindestwert für denBetrieb der Strom- und Spannungsmesselemente muss, abhängig von denBetriebsbedingungen, immer mit einem Sicherheitszuschlag von 10 bis 20%festgelegt werden.

Beachten Sie besonders die Asymmetrie der Messgrößen, wenn die Funktion auflänger nicht reagierende Leitungen, wie Leitungen mit mehreren Stromkreisen,angewendet wird.

Die Einstellungen für den Gegensystem-, Nullsystem- und Differenzgröße-basiertenAlgorithmus erfolgen in Prozent der Grundspannung und des Grundstroms für dieFunktion entspricht. Die allgemeinen Geräte-Basiswerte für Primärstrom (IBase),Primärspannung (UBase) und Primärleistung (SBase) werden in den BasiswertenGBASVAL eingestellt. Der Einstellung GlobalBaseSel wird verwendet, um einebestimmte GBASVAL-Funktion auszuwählen und ihre Basiswerte zu verwenden.



12.2.3.2 Einstellen gängiger Parameter

Setzen Sie die Betriebsmodusauswahl Operation auf Ein, um dieSpannungswandlerfunktion auszulösen.

Der Spannungsschwellenwert USealIn< wird verwendet, um eineUnterspannungsbedingung im Netz zu erkennen. Setzen Sie USealIn< unter dieminimale Auslösespannung, die bei Notfallbedingungen auftreten kann. Wirschlagen hierfür eine Einstellung von etwa 70 % von UBase vor.

Durch die Rückfallzeit von 200 ms zur Erkennung spannungsfreier Leitungen ist esempfehlenswert, SealIn immer auf Ein zu stellen, da hierdurch sicher gestellt wird,dass bei einem anhaltenden Spannungswandlerfehler durch Schließen des lokalenLeistungsschalters bei bereits von der Gegenseite eingeschalteter Leitung auch einSpannungswandlerfehler angezeigt wird. Wenn der entfernte Leistungsschalterschließt, wird die Spannung wieder aufgebaut – mit Ausnahme des Leiters, in dem einanhaltender Sicherungsausfall vorliegt. Da der Leistungsschalter offen ist, fließt keinStrom, und die Anzeige des spannungslosen Leiters bleibt im Leiter mit derausgelösten Sicherung bestehen. Wenn der Leistungsschalter schließt, beginnt derStrom zu fließen und die Funktion erkennt die Automatenausfall-Situation. Aufgrunddes Rückfallzeitglied von 200 ms wird der Ausgang BLKZ jedoch erst nach 200 msaktiviert. Das bedeutet, dass die Distanzschutzfunktionen nicht blockiert werden undaufgrund der Situation „Strom ohne Spannung“ auslösen könnten.

Die Betriebsmodusauswahl OpMode wurde eingeführt, um eine bessere Anpassungan die Netzbedingungen zu ermöglichen. Die Modusauswahl ermöglicht es,Interaktionen zwischen dem Gegensystem- und dem Nullsystem-basiertenAlgorithmus auszuwählen. In normalen Anwendungsfällen ist unter OpModeentweder UNsINs für den Gegensystem-basierten Algorithmus oder UZsIZs für denNullsystem-basierten Algorithmus ausgewählt. Falls gemäß Systemanalysen oderErfahrungen in der Praxis die Gefahr besteht, dass dieSpannungswandlerüberwachungsfunktion aufgrund der Systembedingungen nichtaktiviert wird, kann die Zuverlässigkeit dieser Funktion erhöht werden, indemOpMode auf UZsIZs OR UNsINs oder OptimZsNs eingestellt wird. Im Modus UZsIZsOR UNsINs sind sowohl der Gegensystem- als auch die Nullsytem-basiertenAlgorithmen aktiviert und OR-verknüpft. Auch im Modus OptimZsNs sind sowohlder Gegensystem- als auch die Nullsystem-basierten Algorithmen aktiviert und derAlgorithmus mit dem höchsten gemessenen Strom im Gegen- oder Nullsystem wirddurchlaufen. Wenn es erforderlich ist, die Sicherheit derSpannungswandlerüberwachung zu erhöhen, kann für OpMode die EinstellungUZsIZs AND UNsINs gewählt werden, wodurch sowohl der Gegensystem- als auchdie Nullsystem-basierten Algorithmen aktiviert und AND-verknüpft sind. D. h., beideAlgorithmen müssen Bedingungen für den Block angeben, damit dieAusgangssignale BLKU bzw. BLKZ aktiviert werden.



12.2.3.3 Gegensystemgröße

Der Relais-Einstellwert 3U2> wird in Prozent der Grundspannung UBase angegebenund sollte nicht unter dem Wert eingestellt werden, der in der folgenden Gleichungberechnet wird 111.

3 23 2 100UU

UBase> = ×


wobei

3U2 ist die maximale Gegensystemspannung bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Tole‐ranz von 10...20 %

UBase ist die Grundspannung für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel

Die Einstellung der Stromgrenze 3I2< wird in Prozent des Parameter IBaseangegeben. Die Einstellung von 3I2< muss über dem normalen unsymmetrischenStrom liegen, der im Netz anliegt und kann mit der folgenden Gleichung berechnetwerden 112.

3 23 2 100IIIBase

= < ×


wobei

3I2 ist der maximale Gegensystemstrom bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Toleranz von10...20 %

IBase ist der Grundstrom für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel

12.2.3.4 Nullsystemgröße

Der Geräte-Einstellwert 3U0> wird in Prozent der Grundspannung UBaseangegeben. Die Einstellung von 3U0> sollte nicht unter dem Wert eingestellt werden,der in Gleichung 113 berechnet wird.

3 03 0 = 100

UU

UBase> ×


wobei

3U0 ist die maximale Nullsystemspannung bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Toleranzvon 10...20 %

UBase ist die Grundspannung für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel



Die Einstellung der Stromgrenze 3I0< erfolgt in Prozent von IBase. Die Einstellungvon 3I0< muss höher als der normale Unsymmetriestrom im System sein. DieEinstellung kann gemäß der Gleichung 114 berechnet werden.

3 03 0 100IIIBase

= × <


wobei

3I0< ist der maximale Nullsystemstrom bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Toleranz von10...20 %

IBase ist der Grundstrom für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel

12.2.3.5 Differenzspannung U und Differenzstrom I

Setzen Sie die Betriebsmoduswahl OpDUDI auf Ein, wenn die Deltafunktionaktiviert werden soll.

Die Einstellung von DU> sollte hoch gesetzt werden (ungefähr 60 % von UBase) undder Stromschwellenwert DI< niedrig (ungefähr 10 % von IBase), um eine ungewollteAktivierung durch normale Schaltbedingungen im Netz zu vermeiden. DieDeltastrom- und Deltaspannungsfunktion sollte immer zusammen mit demGegensystem- oder Nullsystemalgorithmus verwendet werden. Wenn USetprim derPrimärspannung zur Auslösung von dU/dt und ISetprim der Primärstrom zurAuslösung von dI/dt ist, dann wird die Einstellung DU> und DI< entsprechend derGleichung 115 und 116 ausgegeben.

DUUSet

UBaseprim> = 100.


DIISetIBase

prim< = 100.


Die Spannungsschwellenwerte UPh> werden verwendet, um eineUnterspannungsbedingung im System zu identifizieren. Setzen Sie UPh> unter dieminimale Betriebsspannung, die während Notfallbedingungen auftreten kann. EineEinstellung von etwa 70 % von UBase wird empfohlen.

Der Stromschwellenwert IPh> sollte niedriger gesetzt sein als IMinOp für dieDistanzschutzfunktion. Ein um 5...10 % niedrigerer Wert wird empfohlen.



12.2.3.6 Erkennung von Spannungslosigkeit

Die Bedingung für die Funktion zur Erkennung der spannungslosen Leitung wird überdie Parameter IDLD< für den Stromschwellenwert und UDLD< für denSpannungsschwellenwert eingestellt.

Stellen Sie IDLD< mit ausreichend Toleranz unter dem mindestens erwartetenLaststrom ein. Es wird ein Sicherheitszuschlag von 15-20 % empfohlen. DerAuslösewert muss den maximalen Ladestrom einer Überlandleitung überschreiten,wenn nur ein Leiter getrennt ist (gegenseitige Kopplung an die anderen Leiter).

Stellen Sie UDLD< mit ausreichend Toleranz unter der mindestens erwartetenAuslösespannung ein. Es wird ein Sicherheitszuschlag von 15 % empfohlen.

12.3 Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC

12.3.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Kennung IEC 60617 Ken‐

nungANSI/IEEE C37.2Gerätenummer

Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC VTS 60

12.3.2 Anwendung

Einige Schutzfunktionen lösen auf Grundlage der gemessenen Spannung amRelaiseinbauort aus. Beispiele solcher Schutzfunktionen sind dieDistanzschutzfunktion, die Unterspannungsfunktion und die Einschalt-Prüffunktion.Diese Funktionen können fälschlicherweise auslösen, wenn aufgrund vonSpannungswandlerfehlern oder anderen Fehlern im Spannungsmesskreis ein falscherSpannungsmesswert vorliegt.

Die Funktion VDSPVC wurde so konzipiert, dass sie Spannungswandlerfehler oderFehler im Spannungsmesskreis erkennt. Die Funktion basiert auf dem leiterweisenVergleich der Spannungen im Hauptkreis und den Pilotkreisen. Der AusgangVDSPVC kann so konfiguriert werden, dass die spannungsabhängigenSchutzfunktionen blockiert werden, wie beispielsweise der Hochgeschwindigkeits-Distanzschutz, Unterspannungs-Relais, Unterimpedanz-Relais, etc.



FuseFailSupvnGerät

L1 L2 L3

U2L

1

U2L

2

U2L

3

U1L

1

U1L

2

U1L

3


Hauptspannungs-wandlerkreis

Pilo

t-Spa

nnun

gs-

wan

dler

krei

s

IEC12000143 V1 DE

Abb. 87: Anwendung von VDSPVC


Die Parameter für die Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC werden in derLHMI oder am PCM600 eingestellt.

Der Spannungseingangstyp (Leiter-Leiter oder Leiter-Erde) wird über die ParameterConTypeMain und ConTypePilot für die Haupt- und Pilotwandlergruppe ausgewählt.

Der Verbindungstyp der Haupt- und Pilotwandlergruppe musskonsistent sein.

Die Einstellungen Ud>MainBlock, Ud>PilotAlarm und USealIn werden in Prozentder Bezugsspannung UBase vorgenommen. Stellen Sie UBase auf die primäre Leiter-



Leiter-Bemessungsspannung des Spannungswandlers ein. UBase steht in derglobalen Basiswertgruppe zur Verfügung. Die speziell für VDSPVC konzipierteglobale Basiswertgruppe wird über den Parameter GlobalBaseSel eingestellt.

Die Einstellungen Ud>MainBlock und Ud>PilotAlarm sollten niedrig eingestelltwerden (etwa 30 % von UBase), sodass sie bei Fehlern im Spannungsmesskreisempfindlich genug sind, da die Spannung in gesundem Zustand an beiden Endengleich ist. Wenn USetPrim der gewünschten primären Leiter-Leiter-Anregespannung inder gemessenen Wandlergruppe entspricht, dann werden die Einstellungen vonUd>MainBlock und Ud>PilotAlarm gemäß der Gleichung 117 angegeben.

> or > 100S etPrim

Base

UUd MainBlock Ud PilotAlarmU

= ×

IECEQUATION2424 V2 DE (Gleichung 117)

USetPrim ist als Leiter-Erde- oder Leiter-Leiter-Spannung definiert, die vomausgewählten ConTypeMain und ConTypePilot abhängt. Wenn ConTypeMain undConTypePilot auf Ph-N eingestellt sind, dann führt die Funktion intern eineNachführung von USetPrimdurch.

Wenn SealIn auf Ein eingestellt ist und der Spannungswandlerfehler mehr als 5Sekunden andauert, dann bleiben die blockierten Funktionen so lange blockiert, bisder normale Spannungszustand über die Einstellung USealIn wieder hergestellt wird.Wenn die normalen Bedingungen wiederhergestellt sind, wird derSpannungswandlerfehler-Ausgang deaktiviert.



268

Abschnitt 13 Steuerung

13.1 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung undSynchronisierung SESRSYN




Synchronkontrolle SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 DE

25

13.1.2 Applikation

13.1.2.1 Synchronisieren

Die Funktion Synchronkontrolle wird bereitgestellt, um das Schließen vonLeistungsschaltern in noch asynchronen Netzen zu ermöglichen. Der Schließbefehlfür den Leistungsschalter wird zum optimalen Zeitpunkt gegeben, wenn dieentsprechenden Bedingungen über den Leistungsschalter hinweg erfüllt sind, umBelastungen des Netzes und seiner Bestandteile zu vermeiden.

Die Netze gelten definitionsgemäß als asynchron, wenn die Frequenzdifferenzzwischen Sammelschiene und Leitung größer ist, als ein bestimmter Einstellwert.Wenn der Frequenzunterschied kleiner als dieser Einstellwert ist, liegen nach derDefinition synchrone Netze vor. Die Synchronkontroll-Funktion kommt dann zumEinsatz.

Die Synchronisierungsfunktion misst die Differenz zwischen den Spannungen derLeitung und der Sammelschiene. Sie aktiviert einen Schließbefehl an demLeistungsschalter, wenn der errechnete Schließwinkel gleich dem eingestelltenPhasenwinkel ist und gleichzeitig folgende Bedingungen erfüllt sind:

• Die Spannungen der Leitung und der Sammelschiene sind höher als dieeingestellten Werte für UHighBusSynch und UHighLineSynch derBasisspannungen GblBaseSelBus und GblBaseSelLine.

• Die Spannungsdifferenz ist kleiner als der Einstellwert von UDiffSynch.• Der Frequenzunterschied ist kleiner als der Einstellwert von FreqDiffMax und

größer als der Einstellwert von FreqDiffMin. Wenn die Frequenz kleiner ist als

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 13Steuerung


FreqDiffMin, wird die Synchronkontroll-Funktion aktiviert. Der Wert vonFreqDiffMin muss daher identisch mit dem Wert FreqDiffM bzw. FreqDiffA fürdie Synchronkontroll-Funktion sein. Die Frequenz der Spannung auf derSammelschiene und auf dem Leitungsabgang müssen außerdem in einemBereich von ±5 Hz um die Bemessungsfrequenz liegen. Wenn die OptionSynchronisieren auch in die Wiedereinschaltautomatik eingebunden ist, gibt eskeinen Grund, für die manuelle und die automatische Wiedereinschaltungjeweils unterschiedliche Frequenzeinstellungen zu wählen. DieFrequenzdifferenzwerte für die Synchronkontrolle sollten dann niedrigfestgelegt werden.

• Die Frequenzänderung ist niedriger als die Einstellwerte von der beidenmiteinander zu vergleichenden Spannungsgrößen der Leitung und derSammelschiene.

• Der Schließwinkel wird durch die Berechnung der Frequenzdifferenz und dieerforderliche Zeitverzögerung für das Einschalten des Leistungsschaltersbestimmt.

Die Funktion Synchronisieren kompensiert die gemessene Frequenzdifferenz sowiedie Zeitverzögerung zum Einschalten des Leistungsschalters. DiePhasenwinkelvoreilung wird laufend berechnet. Der Schließwinkel ist dieWinkeldifferenz während der eingestellten Auslösezeit für das Schließen desLeistungsschalters tBreaker.

Die Referenzspannung kann eine Leiter-Erde-Spannung L1-E, L2-E, L3-E, Leiter-Leiter-Spannung L1–L2, L2–L3, L3–L1 oder Mitsystemspannung sein (erforderlichist eine dreiphasige Spannung, d. h. UL1-E, UL2-E und UL3-E). Durch Einstellen derfür SESRSYN verwendeten Leiter mithilfe der Parameter SelPhaseBus1,SelPhaseBus2, SelPhaseLine2 und SelPhaseLine2 erfolgt eine automatischeKompensation für die Spannungsamplitudenänderung und diePhasenwinkeldifferenz, die durch verschiedene Einstellwert auf beiden Seiten desSchalters verursacht werden. Gegebenenfalls kann eine zusätzlichePhasenwinkelanpassung für die gewählte Leitungsspannung mithilfe der EinstellungPhaseShift durchgeführt werden.

13.1.2.2 Synchronkontrolle

Die Synchronkontroll-Funktion dient hauptsächlich dem Zweck, die Kontrolle überdas Schließen der Leistungsschalter in Netzen zu gewährleisten, um zu verhindern,dass Leistungsschalter geschlossen werden, solange die Bedingungen für dieSynchronität nicht als erfüllt erkannt wurden. Außerdem wird diese Funktion dazuverwendet, das erneute Verbinden zweier Netze zu verhindern, die nach einerInselbildung und nach einer dreipoligen Wiedereinschaltung getrennt wurden.

Bei einer einpoligen automatischen Wiedereinschaltung ist keineSynchronkontrolle erforderlich, da das System durch die zweibestehenden Leiter noch zusammengehalten wird.

Abschnitt 13 1MRK 511 310-UDE -Steuerung


Der Funktionsblock SESRSYN enthält sowohl die Synchronkontroll-Funktion alsauch die Zuschaltfunktion, die ein Schließen erlaubt, wenn eine Seite desLeistungsschalters spannungslos ist. Die Funktion SESRSYN beinhaltet außerdemein eingebautes Spannungsauswahlschema, das die einfache Anwendung inSammelschienen-Anordnungen ermöglicht.

~ ~~~ ~~

en04000179.vsd

IEC04000179 V1 DE

Abb. 88: Zwei miteinander verbundene Stromnetze

Abbildung 88 zeigt zwei miteinander verbundene Stromnetze. Die Wolke bedeutet,dass die Verbindung möglicherweise über ein große Strecke geht, d. h. es kann sichum eine schwache Verbindung über andere Stationen handeln. Die Notwendigkeiteiner Synchronkontrolle steigt mit der Abnahme der Vermaschung des Netzes, dasomit auch das Risiko steigt, dass die beiden Netze bei der manuellen oderautomatischen Wiedereinschaltung nicht synchron sind.

Die Synchronkontroll-Funktion misst die Zustände über den Leistungsschalterhinweg und vergleicht sie mit den eingestellten Grenzwerten. Das Ausgangssignalwird nur erzeugt, wenn alle gemessenen Zustände zur gleichen Zeit innerhalb ihrereingestellten Grenzwerte liegen. Die Überprüfung umfasst:

• die unter Spannung stehende Leitung und die unter Spannung stehendeSammelschiene

• die Spannungsdifferenz• die Frequenzdifferenz. Die Sammelschienen- und die Leiterfrequenz müssen

außerdem in einem Bereich von ±5 Hz um die Nennfrequenz liegen.• die Phasenwinkeldifferenz.

Es steht eine Zeitverzögerung zur Verfügung, die gewährleistet, dass dieBedingungen während eines gewissen Mindestzeitraums erfüllt sind.

In sehr stabilen Netzen ist die Frequenzdifferenz beim manuell eingeleitetenWiedereinschalten oder bei der automatischen Wiedereinschaltung vernachlässigbaroder gleich null. Unter stabilen Bedingungen kann ein größerer Phasenwinkelzugelassen werden, wie er in einer langen, belasteten Parallelleitung vorkommenkann. Für diese Anwendung wird eine Synchronkontrolle mit einer langenAuslösedauer und einer hohen Empfindlichkeit gegenüber Frequenzdifferenzengewählt. Die Phasenwinkeldifferenz kann für gleich bleibende Bedingungeneingestellt werden.

Ein weiteres Beispiel ist der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes, das durch einenFehler gestört ist: Nach der Fehlerbeseitigung erfolgt eine extrem schnelle



Wiedereinschaltung. Dadurch kann im Netz eine Pendelung verursacht werden unddie Phasenwinkeldifferenz zu oszillieren beginnen. Allgemein ist dieFrequenzdifferenz die Ableitung der Phasenwinkeldifferenz nach der Zeit undoszilliert typischerweise zwischen positiven und negativen Werten. Wenn derLeistungsschalter nach der Fehlerbeseitigung durch die automatischeWiedereinschaltung geschlossen werden muss, ist eine gewisse Frequenzdifferenz zutolerieren, die größer sein sollte als die Toleranz im oben beschriebenen Fall mitgleich bleibenden Bedingungen. Wenn jedoch gleichzeitig eine großePhasenwinkeldifferenz zugelassen wird, besteht die Gefahr, dass die automatischeWiedereinschaltung bei einer großen und zunehmenden Phasenwinkeldifferenzstattfindet. In diesem Fall dürfte es sicherer sein, den Leistungsschalter bei einerkleineren Phasenwinkeldifferenz zu schließen.

Um die obigen Anforderungen zu erfüllen, ist die Synchronkontroll-Funktion mitdoppelten Einstellungen ausgestattet, von denen ein Satz für gleich bleibendeBedingungen (Manuell) und der andere für den Betrieb unter gestörten Bedingungen(Auto) vorgesehen ist.

Synchronkontrolle

UHighBusSC > 50 - 120 % von GblBaseSelBus

UHighLineSC > 50 - 120 % von GblBaseSelLine

UDiffSC < 0,02 – 0,50 p.u.

PhaseDiffM < 5 - 90 Grad

PhaseDiffA < 5 - 90 Grad

FreqDiffM < 3 - 1000 mHz

FreqDiffA < 3 - 1000 mHz

Sicherungsautomatenausfall

Sicherungsausfall

LeitungsspannungLeitungs-

referenz-

spannung

Sammel-

schienen-

spannung

=IEC10000079=2=de=Ori

ginal.vsdIEC10000079 V2 DE

Abb. 89: Prinzip der Synchronkontroll-Funktion

13.1.2.3 Einschaltprüfung

Hauptzweck der Einschaltprüfung ist es, die kontrollierte Wiederzuschaltungabgetrennter Leitungen und Sammelschienen zu ermöglichen.

Die Einschaltprüfung misst die Sammelschienen- und Leitungsspannungen undvergleicht sie mit den unteren und oberen Grenzwerten. Das Ausgangssignal wird nurabgegeben, wenn die tatsächlich gemessenen Bedingungen mit den eingestelltenBedingungen übereinstimmen. Abbildung 90 zeigt zwei Schaltanlagen, von denen



eine (1) Spannung führt und die andere (2) keine Spannung führt. Die Leitungzwischen LS A und LS B wird von der Schaltanlage 1 über den LS A unter Spannunggesetzt (DLLB). Die Bestromung der Anlage 2 erfolgt durch das LS-B-Versorgungsprüfgerät für den Schalter DBLL. (Oder beides.)

~

1 2

A

EnergizingCheck

UHighBusEnerg > 50 - 120 % von GblBaseSelBus

UHighLineEnerg > 50 - 120 % von GblBaseSelLine

ULowBusEnerg < 10 - 80 % von GblBaseSelBus

ULowLineEnerg < 10 - 80 % von GblBaseSelLine

UMaxEnerg < 50 - 180 % von GblBaseSelBus und/oder

GblBaseSelLine

Leitungsspannung

Sammel-

schienen-

spannung

=IEC10000078=4=de=Original.v

sd

B

IEC10000078 V4 DE

Abb. 90: Prinzip der Einschaltprüfung

Die Zuschaltung kann in der Richtung spannungslose Leitung und unter Spannungstehende Sammelschiene ("dead line, live bus", DLLB), in der Richtungspannungslose Sammelschiene und unter Spannung stehende Leitung ("dead bus, liveline", DBLL) oder in beiden Richtungen über den Leistungsschalter erfolgen. DieZuschaltung aus verschiedenen Richtungen kann beim automatischen und manuellenSchließen des Leistungsschalters unterschiedlich sein. Beim manuellen Schließen istes auch möglich, das Schließen zuzulassen, wenn beide Seiten des Leistungsschaltersspannungslos sind ("dead bus, dead line", DBDL).

Die Einrichtung gilt als unter Spannung stehend, wenn die Spannung den EinstellwertUHighBusEnerg oder UHighLineEnerg der Bezugsspannungen GblBaseSelBus undGblBaseSelLine übersteigt (die in globalen Wertegruppen definiert sind) und alsspannungslos, wenn die Spannung den Einstellwert ULowBusEnerg oderULowLineEnerg der globalen Wertegruppen unterschreitet. Aufgrund von Faktorenwie der Induktion durch eine parallel verlaufende Leitung oder der Einspeisung überLöschkondensatoren in den Leistungsschaltern kann an einer abgeschalteten Leitungein beträchtliches Potenzial anliegen. Dieser Spannungswert kann 50 % derBezugsspannung der Leitung oder mehr betragen. In der Regel liegt der Wert beiLeistungsschaltern mit nur einem Schaltelement (< 330 kV) deutlich unter 30 %.

Wenn die Zuschaltrichtung den Einstellungen entspricht, muss die Situation über einebestimmte Zeitspanne unverändert bleiben, bevor das Schließsignal gegeben werdendarf. Zweck dieser Auslöseverzögerung ist es, sicherzustellen, dass diespannungslose Seite ohne Spannung bleibt und dass die Bedingung nicht auf einetemporäre Interferenz zurückzuführen ist.



13.1.2.4 Spannungsauswahl

Die Funktion Spannungsauswahl dient dazu, die Funktionen Synchronkontrolle undZuschaltprüfung mit den geeigneten Spannungen zu verbinden. Wenn das Gerät z. B.in einer Doppelsammelschienen-Anordnung verwendet wird, hängt die zu wählendeSpannung vom Status der Leistungsschalter und/oder der Trenner ab. Durch Prüfendes Status der Hilfskontakte der Trenner lassen sich die richtigen Spannungen für dieFunktionen Synchronisieren, Synchronkontrolle und Zuschaltprüfung auswählen.

Die verfügbaren Arten der Spannungsauswahl beziehen sich auf einen einzelnenLeistungsschalter mit Doppelsammelschienen und auf die Anordnung mitAnderthalb-Leistungsschaltern. Für eine Doppel-LS-Anordnung sowie für einenEinfach-LS mit einer Einfachsammelschiene ist keine Spannungsauswahlfunktionerforderlich. Auch ein Einfach-LS mit Doppelsammelschienen, der eine externeSpannungsauswahl verwendet, benötigt keine interne Spannungsauswahl.

Die manuelle Zuschaltung einer vollständig geöffneten Anordnung mit Anderthalb-Leistungsschaltern ist durch die interne Logik möglich.

Die Spannungen von Sammelschienen und Leitungen müssen physikalisch an dieSpannungseingänge im Gerät angeschlossen und über die PCM Software mit jeder dermaximal zwei im Gerät verfügbaren SESRSYN-Funktionen verbunden sein.

13.1.2.5 Externe Spannungswandlerkreisüberwachung

Entweder werden Signale der externen Spannungswandlerkreisüberwachung oderSignale eines ausgelösten Spannungswandler-Sicherungsautomatenschalter mit denHW-Binäreingängen des Geräts verbunden. Diese Signale werden imAnwendungskonfigurations-Tool des PCM600 mit den Eingängen der SESRSYN-Funktion verbunden. Die interne Spannungswandlerkreisüberwachungsfunktionkann ebenfalls verwendet werden, um zu prüfen, ob eine dreiphasige Spannunganliegt. Das Signal BLKU der internenSpannungswandlerkreisüberwachungsfunktion wird dann verwendet und mit denSpannungskreisüberwachungseingängen des SESRSYN-Funktionsblocksverbunden. Bei einem Sicherungsausfall für die SESRSYN-Zuschaltfunktionblockiert.

Die Eingänge UB1OK/UB2OK und UB1FF/UB2FF beziehen sich auf dieSammelschienenspannung und die Eingänge ULN1OK/ULN2OK und ULN1FF/ULN2FF auf die Leitungsspannung.

Externe Auswahl der EinschaltrichtungDie Einschaltung kann über den Einsatz der verfügbaren logischen Funktionsblöckeausgewählt werden. Nachfolgend ist ein Beispiel aufgeführt, bei dem die Auswahlüber ein im Graphical Design Editor (GDE)-Tool erzeugtes Symbol an der LHMIdurch den Auswahlschalter-Funktionsblock erfolgt, aber alternativ kann z. B. auchein physikalischer Schalter am Frontbedienfeld verwendet werden, der mit einemBinär- auf Integer-Funktionsblock (B16I) verbunden ist.



Wird der PSTO-Eingang verwendet, der am L/R-Schalter an der LHMIangeschlossen ist, kann die Auswahl auch vom HMI-System der Station erfolgen,typischerweise ABB Microscada über die IEC 61850 Kommunikation.

Das Anschlussbeispiel für die manuelle Zuschaltmethode ist in Abbildung 91dargestellt. Bei den ausgewählten Bezeichnungen handelt es sich lediglich umBeispiele, aber das Symbol auf der LHMI weist nur drei Zeichen auf.

IEC07000118 V3 DE

Abb. 91: Auswahl der Einschaltrichtung von einem lokalen LHMI-Symbol übereinen Wahlschalter-Funktionsblock.

13.1.3 Anwendungsbeispiele

Der Funktionsblock Synchronisieren kann auch in manchen Schaltanlagen-Anordnungen verwendet werden, allerdings mit anderen Parametereinstellungen. Dienachstehenden Beispiele zeigen, wie unterschiedliche Anordnungen an dieAnalogeingänge des Geräts und an den Funktionsblock SESRSYN angeschlossenwerden. Pro Leistungsschalter wird ein Funktionsblock verwendet.

Die im nachstehenden Beispiel dargestellten typischerweiseverwendeten Eingänge können mittels Konfigurationstool undSignalmatrix-Tool geändert werden.

Die Instanzen des Funktionsblocks SESRSYN und desangeschlossenen Funktionsblocks SMAI müssen in derAnwendungskonfiguration dieselbe Zykluszeit aufweisen.



13.1.3.1 Einfach-Leistungsschalter in Einfachsammelschiene

WA1_MCB

LEITUNG

WA1

QB1

QA1

=IEC10000093=4=de=O

riginal.vsd

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT

WA1_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

IEC10000093 V4 DE

Abb. 92: Anschluss des Funktionsblocks SESRSYN inEinfachsammelschienenanordnung

In Abbildung 92 wird das Anschlussprinzip für eine Einfachsammelschiene gezeigt.Für die Funktion SESRSYN existiert an jeder Seite des Leistungsschalters einSpannungswandler. Der Anschlüsse des Spannungswandlers im Schaltkreis sindunkompliziert; es ist keine besondere Spannungsauswahl erforderlich.

Die Spannung vom Sammelschienen-Spannungswandler wird an U3PBB1 und dieSpannung vom Leitungs-Spannungswandler wird an U3PLN1 angelegt. DieAnschlüsse der Spannungswandler-Sicherungen sollten wie oben gezeigt verbundenwerden. Der Spannungsauswahlparameter CBConfig ist auf Keine Spg. gew. gesetzt.



13.1.3.2 Einfach-Leistungsschalter in Doppelsammelschiene, externeSpannungsauswahl

WA1

WA2

QB1

QB2

LEITUNG

QA1

=IEC10000094=4=de=

Original.vsd

WA2_MCBWA1_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT/

WA2_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB/

WA2_MCBWA1_MCB / WA2_MCB

WA1_VT / WA2_VT

IEC10000094 V4 DE

Abb. 93: Anschluss des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anordnung miteinem Leistungsschalter und Doppelsammelschienen mit externerSpannungsauswahl

In dieser Art von Anordnung ist keine interne Spannungsauswahl erforderlich. DieSpannungsauswahl erfolgt mittels externer Relais, die in der Regel so angeschlossenwerden, wie in Abbildung 93 dargestellt. Die geeignete Spannung und dieSpannungswandlerkreisüberwachung der beiden Sammelschienen werden auf derGrundlage des Trennerabbilds ausgewählt. Das bedeutet, dass die Anschlüsse amFunktionsblock denen bei der Einzelsammelschienen-Anordnung entsprechen. DerSpannungsauswahlparameter CBConfig ist auf Keine Spg. gew. gesetzt.



13.1.3.3 Einfach-Leistungsschalter mit Doppel-Sammelschiene, interneSpannungswahl

WA1WA2

QB1

QB2

LEITUNG

QA1


WA1_MCB WA2_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA2_VT

QB2

QB1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

B1QOPENB1QCLDB2QOPENB2QCLD

UB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FF

WA1_VT

WA2_VT

LINE_VT

QB1

QB2

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE_MCB

IEC10000095 V4 DE

Abb. 94: Verbindung des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anordnung miteinem Leistungsschalter und Doppelsammelschiene mit internerSpannungsauswahl

Wenn eine interne Spannungsauswahl erforderlich ist, können dieSpannungswandler-Verbindungen wie in Abbildung 94 durchgeführt werden. DieSpannung vom Sammelschiene-1-Spannungswandler wird an U3PBB1 und dieSpannung von Sammelschiene 2 wird an U3PBB2 angelegt. Die Spannung vomLeitungs-Spannungswandler wird an U3PLN1 angelegt. Die Anschlüsse der Trennerund Spannungswandler-Sicherungen sollten wie in Abbildung 94 gezeigt verbundenwerden. Der Spannungsauswahlparameter CBConfig ist auf DSS gesetzt.



13.1.3.4 Doppel-Leistungsschalter

WA1

WA2

WA1_QA1

WA2_QA1

LEITUNG

WA1_MCBWA2_MCB

LINE_MCB

LINE_MCB

WA1_VT

WA1_QA1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA1_VT

LINE_VT

UB1OKUB1FF

ULN1OKULN1FF

WA1_MCB

LINE_MCB

WA2_QA1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA2_VT

LINE_VT

UB1OKUB1FF

ULN1OKULN1FF

WA2_MCB

LINE_MCB

WA2_MCB

WA1_MCB

WA2_VT

LINE_VT


IEC10000096 V4 DE

Abb. 95: Verbindung des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anordnung mitDoppel-Leistungsschalter

Eine Doppel-Leistungsschalter-Anordnung macht zwei Funktionsblöckeerforderlich: einen für Schalter WA1_QA1 und einen weiteren für SchalterWA2_QA1. Es ist keine Spannungsauswahl erforderlich, da für WA1_QA1 dieSpannung vom Sammelschiene-1-Spannungswandler an U3PBB1 der SESRSYN-Funktion und für WA2_QA1 die Spannung vom Sammelschiene-2-Spannungswandler an U3PBB1 der SESRSYN-Funktion angelegt wird. DieSpannung vom Leitungs-Spannungswandler wird an U3PLN1 beiderFunktionsblöcke angelegt. Die Anschlüsse der Spannungswandler-Sicherungensollten wie in Abbildung 94 gezeigt verbunden werden. DerSpannungsauswahlparameter CBConfig ist für beide Funktionsblöcke auf Keine Spg.gew. gesetzt.

13.1.3.5 Anderthalb-Leistungsschalter

In Abbildung 96 ist eine Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit dreiSESRSYN-Funktionen in demselben Gerät beschrieben, wobei jede dieSpannungsauswahl für den Schalter WA1_QA1, TIE_QA1 bzw. WA2_QA1übernimmt. Die Spannung vom Sammelschiene-1-Spannungswandler wird anU3PBB1 der drei Funktionsblöcke und die Spannung vom Sammelschiene-2-Spannungswandler wird an U3PBB2 der drei Funktionsblöcke angelegt. DieSpannung vom Line1-Spannungswandler wird an U3PLN1 der drei Funktionsblöckeund die Spannung vom Line2-Spannungswandler wird an U3PLN2 der dreiFunktionsblöcke angelegt. Die Anschlüsse der Trenner und Spannungswandler-Sicherungen sollten wie in Abbildung 96 gezeigt verbunden werden.



LEITUNG 1

QB2QB1

QB61 QB62

WA1

WA2

=IEC10000097=4=de=Original

.vsd

Einstellparameter CBConfig = 1 ½ Sammelschiene LS

Einstellparameter CBConfig = Mittlerer LS

Einstellparameter CBConfig = 1 ½ LS altern.

WA2_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

WA1_QA1

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*

B1 QOPENB1 QCLDB2 QOPENB2 QCLDLN1 QOPENLN1 QCLDLN2 QOPENLN2 QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FF

U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

LINE1_MCB

TIE_QA1

LEITUNG 2

LINE2_MCB

LINE2_VT

LINE1_VT

LINE2_QB9

WA1_QA1

WA2_QA1

WA2_VT

WA2_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA1_QB6 WA2_QB6

LINE1_QB9

WA1_QA1

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE2_QB9

IEC10000097 V4 DE

Abb. 96: Verbindung des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mitinterner Spannungsauswahl



Die Verbindungen sind bei allen SESRSYN-Funktionen ähnlich, abgesehen von denStellungsanzeigen der Schalter. Die physischen Spannungsanschlüsse und dieVerbindung des IED und der Funktionsblöcke SESRSYN müssen sorgsam imPCM600 überprüft werden. In allen SESRSYN-Funktionen müssen dieVerbindungen und Konfigurationen die folgenden Regeln befolgen: Normalerweiselautet die Geräteposition: verbunden mit Kontakten beide in geöffneter Position (B-Typ) und in geschlossener Position (A-Typ).

WA1_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Position von Schalter TIE_QA1 und zugehörigen Trennern• B2QOPEN/CLD = Position von Schalter WA2_QA1 und zugehörigen Trennern• LN1QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE2_QB9• UB1OK = Überwachung von Sicherung WA1_MCB• UB2OK = Überwachung von Sicherung WA2_MCB• ULN1OK = Überwachung von Sicherung LINE1_MCB• ULN2OK = Überwachung von Sicherung LINE2_MCB• Einstellung CBConfig = 1 1/2 SS-LS

TIE_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Position von Schalter WA1_QA1 und zugehörigen Trennern• B2QOPEN/CLD = Position von Schalter WA2_QA1 und zugehörigen Trennern• LN1QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE2_QB9• UB1OK = Überwachung von Sicherung WA1_MCB• UB2OK = Überwachung von Sicherung WA2_MCB• ULN1OK = Überwachung von Sicherung LINE1_MCB• ULN2OK = Überwachung von Sicherung LINE2_MCB• Einstellung CBConfig = Mittlerer LS

WA2_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Position von Schalter WA1_QA1 und zugehörigen Trennern• B2QOPEN/CLD = Position von Schalter TIE_QA1 und zugehörigen Trennern• LN1QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE2_QB9• UB1OK = Überwachung von Sicherung WA1_MCB• UB2OK = Überwachung von Sicherung WA2_MCB• ULN1OK = Überwachung von Sicherung LINE1_MCB• ULN2OK = Überwachung von Sicherung LINE2_MCB• Einstellung CBConfig = 1 1/2 SS- LS (alt.)

Wenn nur zwei SESRSYN-Funktionen im selben Gerät vorhanden sind, erfolgen dieVerbindungen und Einstellungen entsprechend den SESRSYN-Funktionen fürWA1_QA1 und TIE_QA1.




Die Einstellwerte für die Funktionen Synchronisieren, Synchronkontrolle undZuschaltprüfung (SESRSYN, werden über die LHMI oder im PCM600 gesetzt.

Die Einstellrichtlinien bestimmen die Einstellungen der Funktion SESRSYN über dieLHMI.

Ein global definierter IED-Basiswert für die Primärspannung ( UBase ) wird in einerGBASVAL-Funktion für globale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt. Zu findenist diese unter Hauptmenü//Konfiguration/Basisdaten Netz/Globale Basiswerte/GBASVAL_X/UBase. Die Funktion SESRSYN ( hat einen Parameter zurEinstellung der Sammelschienen-Referenzspannung (GblBaseSelBus) und einen fürdie Einstellung der Leitungsreferenzspannung (GblBaseSelLine), die unabhängigvoneinander eingestellt werden können, um eine der zwölf GBASVAL-Funktionen,die als Referenz für die Basiswerte verwendet werden, auszuwählen. Dies bedeutet,dass die Referenzspannung für Sammelschiene und Leitung unterschiedlich gewähltsein kann. Die Einstellungen für die Funktion SESRSYN finden sich unterHauptmenü/Einstellungen/IED Einstellungen/Steuerung/Synchronisierung(25,SC/VC)/SESRSYN(25,SC/VC):X und sind in vierverschiedene Einstellungsgruppen unterteilt: Allgemein, Synchronisierung,Synchronkontrolle und Prüfung Leitungsbespannung.

Allgemeine EinstellungenOperation: Die Betriebsart kann auf Ein oder Aus gesetzt werden. Die Einstellung Ausdeaktiviert die gesamte Funktion.

GblBaseSelBus und GblBaseSelLine

Diese Konfigurationseinstellungen werden genutzt, um eine von zwölf GBASVAL-Funktionen zu wählen, die als Basiswert-Referenzspannung für Sammelschiene bzw.Leitung verwendet wird.

SelPhaseBus1 und SelPhaseBus2

Konfigurationsparameter für die Auswahl der Messphase der an Sammelschiene 1bzw. 2 anliegenden Spannung. Möglich sind Leiter-Erde-Spannung, Leiter-Leiter-Spannung oder Mitsystemspannung.

SelPhaseLine1 und SelPhaseLine2

Konfigurationsparameter für die Auswahl der Messphase der an Leitung 1 bzw. 2anliegenden Spannung. Möglich sind Leiter-Erde-Spannung, Leiter-Leiter-Spannung oder Mitsystemspannung.

CBConfig

Mit dieser Konfigurationseinstellung wird die Art der Spannungsauswahl definiert.Für die Art der Spannungsauswahl stehen folgende Optionen zur Verfügung:



• Keine Spannungsauswahl, Keine Spg. gew.• Einfach-Leistungsschalter mit Doppelsammelschiene, Doppelsammelschiene• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit Schalter verbunden mit

Sammelschiene 1, 1 1/2 SS-LS• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit Schalter verbunden mit

Sammelschiene 2, 1 1/2 SS-LS (alt). CB• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit Schalter verbunden mit Leitung 1

und 2, Mittlerer LS

PhaseShift

Diese Einstellung dient zum Ausgleichen einer Phasenverschiebung, die durch einenLeistungstransformator zwischen den beiden Messpunkten fürSammelschienenspannung und Leitungsspannung hervorgerufen wird. Dereingestellte Wert wird zum gemessenen Phasenwinkel der Leitung addiert.Referenzspannung ist die Sammelschienenspannung.

SynchronisierungseinstellungenOperationSynch

Die Einstellung Aus deaktiviert die Funktion Synchronisieren. Mit der EinstellungEin ist die Funktion im Betriebsmodus und das Ausgangssignal hängt von denEingangsbedingungen ab.

UHighBusSynch und UHighLineSynch

Die Spannungswerteinstellungen müssen entsprechend der Sammelschienen-/Leitungs-Netzspannung gewählt werden. Die SchwellenspannungenUHighBusSynch und UHighLineSynch müssen unterhalb des Werts festgelegtwerden, bei Netz synchronisiert werden soll. Ein typischer Wert ist 80 % derBemessungsspannung.

UDiffSynch

Einstellung der Spannungsdifferenz zwischen Leitungs- undSammelschienenspannung. Die Differenz wird in Abhängigkeit von derNetzkonfiguration und von den Spannungen, die in den beiden asynchron laufendenNetzen zu erwarten sind, festgelegt. Eine übliche Einstellung ist 0,10–0,15 p.u.

FreqDiffMin

Die Einstellung FreqDiffMin ist die minimale Frequenzdifferenz, bei der die Systemeals asynchron definiert werden. Bei einer Frequenzdifferenz unter diesem Wert geltendie Systeme als parallel laufend. Ein typischer Wert von FreqDiffMin ist 10 mHz.Sofern die Funktionen Synchronisieren und Synchronkontrolle beide vorgesehensind, sollte dieser Wert grundsätzlich niedrig sein, um das Schließen durch dieFunktion Synchronisieren zum exakt richtigen Zeitpunkt zu erlauben, wenn die Netzemit einer Frequenzdifferenz laufen.



Um ein Überlappen der Synchronisierungsfunktion und derSynchronkontroll-Funktion zu verhindern, muss der ParameterFreqDiffMin höher eingestellt sein als der für Synchronkontrolleverwendete Parameter FreqDiffM bzw. FreqDiffA.

FreqDiffMax

Die Einstellung FreqDiffMax ist die maximale Schlupffrequenz, bei der eineSynchronisierung möglich ist. 1/FreqDiffMax gibt die Zeit an, die der Vektor für dieDrehung um 360 Grad – d. h. für eine Umdrehung auf dem Synchronoskop – benötigt,und wird als Taktzeit bezeichnet. Ein typischer Wert von FreqDiffMax ist200-250 mHz, gleichbedeutend mit einer Taktzeit von 4-5 s. Höhere Werte sind zuvermeiden, da die beiden Netze normalerweise unabhängig voneinander auf dieBemessungsfrequenz reguliert werden, sodass die Frequenzdifferenz gering seinsollte.

FreqRateChange

Die maximal erlaubte Frequenzänderung.

tBreaker

Die Einstellung tBreaker ist so festzulegen, dass sie der Einschaltzeit desLeistungsschalters entspricht, und sollte auch die möglichen Hilfsrelais imEinschaltkreis mit berücksichtigen. Es ist wichtig, sicherzustellen, dass in derKonfiguration des Geräts keine langsamen Logikkomponenten verwendet werden,denn es kann aufgrund solcher Komponenten große Abweichungen in derEinschaltzeit geben. Eine typische Einstellung sind 80-150 ms je nachLeistungsschalter-Einschaltzeit.

tClosePulse

Einstellung für die Dauer des Einschaltimpulses für den Leistungsschalter.

tMaxSynch

Mit der Einstellung tMaxSynch wird die Zeitspanne festgelegt, nach der dieAuslösung der Synchronisierungsfunktion zurückgesetzt werden soll, wenn derVorgang noch nicht abgeschlossen ist. Beim Setzen dieser Einstellung muss der Wertvon FreqDiffMin berücksichtigt werden, der bestimmt, wie lange es maximal dauert,bis die Phasengleichheit erreicht ist. Bei einer Einstellung von 10 ms ist die Taktzeit100 s. Die Einstellung müsste daher mindestens tMinSynch plus 100 s betragen. Wenndie Netzfrequenzen voraussichtlich von Anfang an außerhalb der Grenzwerte liegenwerden, muss eine Bandbreite definiert werden. Eine typische Einstellung ist 600 s.

tMinSynch

Mit der Einstellung tMinSynch wird die Mindestzeitspanne festgelegt, in der eineSynchronisierung/das Einschalten versucht wird. Die Synchronisierungsfunktionerteilt innerhalb dieses Zeitraums nach dem Start der Synchronisierung keinen



Schießbefehl, selbst wenn eine Synchronisierungsbedingung erfüllt ist. Eine typischeEinstellung sind 200 ms.

Synchronkontrolle-EinstellungenOperationSC

Wenn OperationSC auf Aus steht, wird damit die Synchronkontroll-Funktiondeaktiviert und die Ausgänge AUTOSYOK, MANSYOK, TSTAUTSY undTSTMANSY werden niedrig eingestellt. Mit der Einstellung Ein ist die Funktion imBetriebsmodus und das Ausgangssignal hängt von den Eingangsbedingungen ab.

UHighBusSC und UHighLineSC

Die Spannungswerteinstellungen müssen entsprechend der Sammelschienen-/Leitungs-Netzspannung gewählt werden. Die Schwellenspannungen UHighBusSCund UHighLineSC müssen unterhalb des Werts festgelegt werden, bei dem dieSynchronkontroll-Funktion den Leistungsschalter schließen soll. Ein typischer Wertist 80 % der Bemessungsspannung.

UDiffSC

Einstellung für Spannungsdifferenzen zwischen Leitung und Sammelschiene in p.u.Diese Einstellung in p.u ist definiert als (U-Bus/GblBaseSelBus) - (U-Line/GblBaseSelLine). Eine übliche Einstellung ist 0,10-0,15 p.u.

FreqDiffM und FreqDiffA

Die Einstellungen für die Frequenzdifferenz FreqDiffM und FreqDiffA sind inAbhängigkeit von den Bedingungen im Netz zu wählen. Bei stabilen Bedingungenwird eine geringe Frequenzdifferenz benötigt, die mit der Einstellung FreqDiffMfestgelegt wird. Bei automatischer Wiedereinschaltung ist ein höherer Einstellwertfür die unter FreqDiffA einzustellende Frequenzdifferenz wünschenswert. Eintypischer Wert von FreqDiffM könnte 10 mHz sein, ein typischer Wert vonFreqDiffA100-200 mHz.

PhaseDiffM und PhaseDiffA

Die Einstellungen für die Phasenwinkeldifferenz PhaseDiffM und PhaseDiffA sindebenfalls in Abhängigkeit von den Bedingungen im Netz zu wählen. Die Einstellungdes Phasenwinkels muss so gewählt werden, dass sie ein Einschalten unterMaximallastbedingungen erlaubt. Ein typischer Maximalwert bei stark belastetenNetzen kann 45° sein; in den meisten Netzen beträgt der maximal auftretende Winkeljedoch weniger als 25°. Die Einstellung PhaseDiffM ist eine Beschränkung vonPhaseDiffA. Schwankungen können bei einer Schnellwiedereinschaltungentsprechend der Einstellung PhaseDiffA auftreten.

tSCM und tSCA

Zweck der Zeitverzögerungseinstellungen tSCM und tSCA ist es, sicherzustellen, dassdie Bedingungen für die Synchronkontrolle konstant bleiben und die Situation nichtauf eine temporäre Interferenz zurückzuführen ist. Wenn die Bedingungen nicht für



die festgelegte Zeit andauern, wird der Verzögerungs-Timer zurückgesetzt und dieProzedur wird neu gestartet, wenn die Bedingungen wieder erfüllt sind. DasEinschalten des Leistungsschalters ist also erst dann zulässig, wenn dieSynchronkontroll-Bedingung über die festgesetzte Verzögerungszeit hinwegkonstant geblieben ist. Unter stabilen Bedingungen ist ein manuelles Schließennormal und eine längere Auslöseverzögerung erforderlich, die mit der EinstellungtSCM festgelegt wird. Bei automatischer Wiedereinschaltung ist eine kürzereAuslöseverzögerung wünschenswert, die mit der Einstellung tSCA eingestellt wird.Ein typischer Wert von tSCM könnte 1 s sein, ein typischer Wert von tSCA 0,1 s.

Einstellungen für ZuschaltprüfungAutoEnerg und ManEnerg

Für das automatische und das manuelle Einschalten des Leistungsschalters könnenzwei verschiedene Einstellungen festgelegt werden. Die jeweiligen Einstellparametersind:

• Aus: Die Zuschaltfunktion ist deaktiviert.• DLLB (Dead Line Live Bus), spannungslose Leitung–unter Spannung stehende

Sammelschiene: Die Leitungsspannung liegt unter dem Einstellwert vonULowLineEnerg, und die Sammelschienenspannung liegt über dem Einstellwertvon UHighBusEnerg.

• DBLL (Dead Bus Live Line), spannungslose Sammelschiene–unter Spannungstehende Leitung: Die Sammelschienenspannung liegt unter dem Einstellwertvon ULowBusEnerg, und die Leitungsspannung liegt über dem Einstellwert vonUHighLineEnerg.

• Beide: Die Zuschaltung kann in beide Richtungen erfolgen, DLLB oder DBLL.

ManEnergDBDL

Wenn der Parameter auf Ein eingestellt ist, ist das manuelle Schließen möglich, wennsowohl die Leitungs- als auch die Sammelschienenspannung unter ULowLineEnergbzw. unter ULowBusEnerg liegen und ManEnerg auf DLLB, DBLL oder Beideeingestellt ist.

UHighBusEnerg und UHighLineEnerg

Die Spannungswerteinstellungen müssen entsprechend der Sammelschienen-/Leitungs-Netzspannung gewählt werden. Die SchwellenspannungenUHighBusEnerg und UHighLineEnerg müssen unterhalb des Werts festgelegtwerden, bei dem das Netz als unter Spannung stehend betrachtet wird. Ein typischerWert ist 80 % der Bemessungsspannung.

ULowBusEnerg und ULowLineEnerg

Die Schwellenspannungen ULowBusEnerg und ULowLineEnerg müssen oberhalbdes Werts festgelegt werden, bei dem das Netz als spannungslos betrachtet wird. Eintypischer Wert ist 40 % der Bemessungsspannung.



Aufgrund von Faktoren wie der Induktion durch eine parallelverlaufende Leitung oder der Einspeisung über Löschkondensatorenin den Leistungsschaltern kann an einer abgeklemmten Leitung einbeträchtliches Potenzial anliegen. Dieser Spannungswert kann 30 %der Bezugsspannung der Leitung oder mehr betragen.

Da sich die Einstellbereiche der Schwellenspannungen UHighBusEnerg/UHighLineEnerg und ULowBusEnerg/ULowLineEnerg teilweise überlappen,können die Einstellungen so gewählt werden, dass der eingestellte Schwellenwert fürdie Spannungslosigkeit sogar höher ist als der eingestellte Schwellenwert für dasAnliegen einer Spannung. Die Parameter müssen daher mit Sorgfalt gesetzt werden,um ein Überlappen zu vermeiden.

UMaxEnerg

Mit dieser Einstellung wird das Schließen blockiert, wenn die Spannung an der unterSpannung stehenden Seite über dem Einstellwert von UMaxEnerg liegt.

tAutoEnerg und tManEnerg

Zweck der Einstellungen für die Auslöseverzögerung tAutoEnerg und tManEnerg istes, sicherzustellen, dass die spannungslose Seite ohne Spannung bleibt und dass dieBedingung nicht auf eine temporäre Interferenz zurückzuführen ist. Wenn dieBedingungen nicht für die festgelegte Zeit andauern, wird der Verzögerungs-Timerzurückgesetzt und die Prozedur wird neu gestartet, wenn die Bedingungen wiedererfüllt sind. Das Einschalten des Leistungsschalters ist also erst dann zulässig, wenndie Zuschaltbedingung über die festgesetzte Verzögerungszeit hinweg konstantgeblieben ist.

13.2 Automatische Wiedereinschaltung für ein-, zwei-und/oder dreipolige Auslösung SMBRREC




Automatische Wiedereinschaltung fürein-, zwei- und/oder dreipolige Auslö‐sung

SMBRREC

O->I

SYMBOL-L V1 DE

79



13.2.2 Anwendung

Die automatische Wiedereinschaltung (AWE) ist ein bewährtes und etabliertesVerfahren zur Wiederherstellung der Versorgung im Netz nach einer kurzzeitigenLeitungsstörung. Die meisten Leitungsstörungen sind Lichtbogenüberschläge unddamit von Natur aus nur von kurzer Dauer. Wenn die Stromleitung durchLeitungsschutz und Leistungsschalter abgeschaltet wird, wird der Lichtbogengelöscht und die Leitung gewinnt nach einer bestimmter Zeit ihr Isolationsvermögenzurück. Daher ist eine gewisse spannungslose Zeit erforderlich, während der dieLeitung spannungslos bleibt. Danach kann die Versorgung über diese Leitung durchdas automatische Wiedereinschalten der Leistungsschalter wieder aufgenommenwerden. Die Dauer der Totzeit ist so zu wählen, dass mit hoher Wahrscheinlichkeiteine Deionisation des Lichtbogens erfolgt und eine erfolgreiche Wiedereinschaltungmöglich ist.

Bei Einzellleitungsunterbrechern und automatischen Wiedereinschalteinrichtungenwird mit Hilfe der AWE-Pausenzeit die "Totzeit" der Leitung bestimmt. Beigleichzeitigem Auslösen und Wiedereinschalten an beiden Leitungsenden entsprichtdie AWE-Pausenzeit ungefähr der Pausenzeit der Leitung. Wenn sich diePausenzeiten unterscheiden, steht die Leitung unter Spannung, bis dieLeistungsschalter an beiden Enden geöffnet sind.



Ausgeschaltet

Eingeschaltet

Auslösezeit

Leitungs-schutz

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Schaltzeit

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IEC04000146 V2 DE

Abb. 97: Einmalige automatische Wiedereinschaltung bei permanenterStörung

Die einpolige Auslösung und die einpolige automatische Wiedereinschaltung stelleneine Möglichkeit dar, die Auswirkungen eines einpoligen Fehlers auf einer Leitungauf den Betrieb des Netzes zu begrenzen. Insbesondere bei höheren Spannungenbetreffen die meisten Fehler (ca. 90 %) nur einen Leiter. Die einmalige AWE ist beiNetzen mit begrenzter Vermaschung oder Parallelführung besonders wichtig, um dieSystemstabilität aufrechtzuerhalten. Während der spannungslosen Pause ist dasSystem immer noch in der Lage, Last über die beiden intakten Leiter zu übertragen,und behält die Synchronisation. Hierzu muss jeder Leiter des Leistungsschalterseinzeln ausgelöst werden können, wie es bei höheren Übertragungsspannungen in derRegel der Fall ist.

Bei einer einpoligen Wiedereinschaltung kann im Vergleich zur dreipoligenSchnellwiedereinschaltung eine etwas längere Pausenzeit erforderlich sein, da derStörungsbogen von Spannung und Strom der nicht ausgelösten Leiter beeinflusstwird.

Zu Maximierung der Verfügbarkeit des Hochspannungsnetzes besteht dieMöglichkeit, bei Leiter-Erde-Fehlern ein einpoliges Auslösen mit automatischerWiedereinschaltung und bei mehrpoligen Fehlern ein dreipoliges Auslösen mitautomatischer Wiedereinschaltung zu wählen. Eine dreipolige automatischeWiedereinschaltung kann mit oder ohne den Einsatz eines Synchrochecks sowie einer



Zuschaltprüfung, wie etwa der Überprüfung der Spannungslosigkeit einer Leitungoder Sammelschiene, erfolgen.

Während der einpoligen Pausenzeit tritt im Netz eine äquivalente "Reihenstörung"auf, infolge der ein Nullstrom fließt. Aus diesem Grund müssen die Schutzsysteme fürNullstrom (Erdfehlerschutz) mit der einpoligen Auslösung und der automatischenWiedereinschaltung koordiniert werden. Zu berücksichtigen ist auch diePoldiskordanz, die auftritt, wenn Leistungsschalter mit einpoligen Schaltelementenausgestattet sind. Diese Leistungsschalter benötigen eine Polgleichlaufüberwachung.Außerdem müssen sie mit der einpoligen Wiedereinschaltautomatik koordiniert undwährend der spannungslosen Zeit blockiert werden, wenn eine normale Diskordanzauftritt. Alternativ ist eine Auslösezeit zu verwenden, die länger ist als die eingestellteEinphasen-Totzeit.

Bei den automatischen Wiedereinschalteinrichtungen wird die Bezeichnung "AWE-Pausenzeit" verwendet. Dies ist die Einstellung für die spannungslose Pause für dieWiedereinschaltautomatik. Bei gleichzeitigem Auslösen und Wiedereinschalten anbeiden Leitungsenden entspricht die AWE-Pausenzeit ungefähr der Pausenzeit derLeitung. Andernfalls, d.h., wenn die Auslösung an einem Leitungsende langsamererfolgt als am anderen, können diese beiden Zeiten voneinander abweichen, so dassdie Leitung erst nach Öffnen an beiden Enden spannungslos ist.

Liegt ein permanenter Fehler vor, so löst der Leitungsschutz beim Wiedereinschaltenzur Fehlerbehebung erneut aus.

In der Regel wird pro Leistungsschalter eine automatische Wiedereinschaltfunktionvorgesehen. Bei Verwendung eines Leistungsschalters pro Leitungsende ist auch eineautomatische Wiedereinschaltfunktion an jedem Leitungsende vorhanden. WennAWE-Funktionen in einen doppelten Leitungsschutz eingebunden werden, d.h. zweiAWE-Funktionen pro Leistungsschalter vorhanden sind, müssen Maßnahmengetroffen werden, um unkoordinierte Wiedereinschaltbefehle zu vermeiden. BeiEineinhalb-Leistungsschalter-, Doppel-Leistungsschalter- und Ring-Sammelschienenanordnungen werden zwei Leistungsschalter pro Leitungsendeeingesetzt. Es wird eine AWE-Funktion pro Leistungsschalter empfohlen. Innerhalbder AWE-Funktion kann eine Priorisierung festgelegt werden, der die sequenzielleWiedereinschaltung der beiden so angeordneten Leistungsschalter bestimmt. Im Falleeiner permanenten Störung und erfolglosen Wiedereinschaltung des erstenLeistungsschalters wird die Wiedereinschaltung des zweiten Leistungsschaltersabgebrochen und so die Netzbelastung begrenzt. Ein weiterer Vorteil der an denLeistungsschalter angeschlossenen Wiedereinschaltautomatik besteht darin, dasssich viel leichter überprüfen lässt, ob der Leistungsschalter vor der AWE-Sequenzgeschlossen ist, für eine AWE-Sequenz bereit ist usw.

Die automatische Wiedereinschaltfunktion kann dafür gewählt werden, inverschiedenen Wiedereinschaltprogrammen mit einem oder mehreren Versucheneine einphasige und/oder dreipolige automatische Wiedereinschaltungdurchzuführen. Die Pausenzeit der dreipoligen Wiedereinschaltautomatik kann soeingestellt werden, dass entweder eine automatische Hochgeschwindigkeits-Wiedereinschaltung (HSAR) oder eine verzögerte automatische Wiedereinschaltung(DAR) erfolgt. Die Bezeichnungen HSAR und DAR werden meist für die dreipolige



Wiedereinschaltung verwendet, da die einpolige Wiedereinschaltung immer mithoher Geschwindigkeit erfolgt, um ein längeres Anhalten der unsymmetrischenSituation zu vermeiden. HSAR bedeutet eine Totzeit von weniger als 1 Sekunde.

In Übertragungsnetzen wird üblicherweise eine einund/oder dreipolige einmaligeAWE durchgeführt. In Verteilnetzen erfolgt in der Regel eine dreipolige Auslösungund Wiedereinschaltung. Die Art und Weise der automatischen Wiedereinschaltungvariiert jedoch. Es werden Verfahren mit einem und mit mehrerenWiedereinschaltversuchen verwendet. Der erste Wiedereinschaltversuch kann nacheiner kurzen Verzögerung – HSAR (High Speed Auto-Reclosing) – oder nach einerlängeren Verzögerung – DAR (Delayed Auto-Reclosing) – erfolgen. Beim zweitenund den nachfolgenden Wiedereinschaltversuchen ist die Verzögerung relativ lang.Wenn mehrere Wiedereinschaltversuche unternommen werden, muss die Zeit derspannungslosen Pause mit der Kapazität des Leistungsschalter-Arbeitszyklusabgestimmt sein.

Die automatische Wiedereinschaltung wird in der Regel vom Leitungsschutz initiiert,insbesondere, wenn dieser Schutz unverzögert ausgelöst wird. Die automatischeWiedereinschaltfunktion kann gesperrt (blockiert) werden, wenn bestimmteSchutzfunktionen zur Erkennung permanenter Fehler – wie z. B. Drosselspulen-,Kabel- oder Sammelschienenschutz – auslösen. Außerdem sind Reserveschutzzonenangeschlossen, die außerhalb der eigenen Leitung liegende Störungen anzeigen, umeine automatische Wiedereinschaltung zu unterdrücken.

Eine automatische Wiedereinschaltung darf nicht gestartet werden, wenn beimZuschalten einer Leitung eine Störung ansteht (Draufschaltfehler – SOTF, Switch OnTo Fault). Ausnahme: Es werden mehrere Wiedereinschaltversuche unternommen,die ab Versuch 2 von der Schutzlogik für Draufschaltfehler gestartet werden. Auchdarf ein Leistungsschalter in einer Sammelschienenanordnung mit mehrerenLeistungsschaltern, der beim Auftreten eines Fehlers nicht geschlossen war, durch dasAuslösen der Wiedereinschaltautomatik nicht geschlossen werden. Die automatischeWiedereinschaltung wird häufig mit einer Freigabebedingung des Synchrochecksund der Überprüfung der Spannungslosigkeit einer Leitung oder Sammelschienekombiniert. Die Belastung von Turbogeneratorsätzen durch die AWE bei einerpermanenten Störung lässt sich begrenzen, indem man die AWE mit einemSynchrocheck der Leitungsenden in der Nähe dieser Stromerzeugungsanlagenkombiniert und die Zuschaltung möglichst weit von der Stromerzeugungsanlageentfernt versucht. Nach einer erfolgreichen Zuschaltung wird dann der Synchrocheckam lokalen Ende durchgeführt.

Schutzsysteme für die Energieübertragungsnetze sind üblicherweise unterteilt undmit zwei redundanten Schutzgeräten ausgestattet. In solchen Systemen wird zumeistnur in einem der Untersysteme eine Wiedereinschaltautomatik installiert, da es sichum ein Erfordernis für die Fehlerbehebung handelt und ein Ausbleiben derWiedereinschaltung aufgrund einer außer Betrieb befindlichenWiedereinschaltautomatik nicht als erhebliche Störung gilt. Wenn für einenLeistungsschalter zwei AWE-Funktionen vorgesehen sind, muss die Anwendungsorgfältig überprüft werden und normalerweise eine AWE-Funktion als Master soangeschlossen sein, dass sie nach ihrer Anregung die andere AWE-Funktion



unterdrückt. Diese Sperrung kann z. B. durch das Signal "In Arbeit" derautomatischen Wiedereinschaltung für dreipolige Auslösung (SMBRREC) erfolgen.

Wenn eine einund/oder dreipolige AWE infrage kommt, muss die Auslösung inbestimmten Situationen auf jeden Fall dreipolig sein. Zum Beispiel:

• Folgefehler, wenn sich ein Fehler während der Pausenzeit auf den anderenLeitern ausbreitet. Dann müssen die anderen beiden Phasen ausgelöst und einedreipolige Totzeit und AWE gestartet werden.

• Permanenter Fehler• Fehler während einer dreipoligen AWE-Pausenzeit• AWE außer Betrieb oder CB nicht bereit für einen AWE-Zyklus

Mit dem Signal "3-polige Auslösung vorbereitet" wird dann die Auslösung aufdreipolig umgestellt. Dieses Signal wird durch die Wiedereinschaltautomatik erzeugtund mit dem Auslöse-Funktionsblock verbunden. Weiterhin wird es außerhalb desGeräts über E/A verbunden, wenn eine gemeinsame Wiedereinschaltautomatik fürzwei Untersysteme existiert. Alternativ steht auch das Signal "1-polige Auslösungvorbereitet" zur Verfügung, das wahlweise verwendet werden kann, wenn dieWiedereinschaltautomatik gemeinsam mit einem anderen Untersystem genutzt wird.Dadurch entsteht eine ausfallsichere Verbindung, so dass auch bei einer Störung desSchutz-IED mit der AWE-Funktion das andere Untersystem eine dreipoligeAuslösung initiiert.

Liegt ein permanenter Fehler vor, so löst der Leitungsschutz beim Wiedereinschaltenzur Bestromung der Leitung erneut aus.

Eine Reihe von Parametern der AWE-Funktion kann angepasst werden.

Beispiele:

• Zahl der automatischen Wiedereinschaltversuche• AWE-Programm• AWE-Pausenzeiten (Totzeiten) für jeden Versuch

13.2.2.1 Automatische Wiedereinschaltung AUS und EIN

Die AWE-Funktion kann mithilfe der Einstellparameter und über eine externeSteuerung an- oder ausgeschaltet werden. Der Parameter Operation= Aus oder Einsetzt die Funktion auf AUS bzw. EIN. Bei Wahl der Einstellungen Operation = Einund ExternalCtrl = Ein erfolgt die Steuerung durch Eingangssignalimpulse an denEingängen EIN und AUS, z. B. aus dem Steuerungssystem oder aus demBinäreingang (und anderen Systemen).

Wird die Funktion auf EIN gesetzt, wird der Ausgang SETON gesetzt undbetriebsbereit, wenn andere Bedingungen, wie Leistungsschalter geschlossen undLeistungsschalter bereit ebenfalls erfüllt sind. Der Ausgang READY ist dann aktiviert(hoch). Ist die Funktion bereit für die Annahme der WE-Auslösung ist.



13.2.2.2 Starten der automatischen Wiedereinschaltung und Bedingungen fürden Start eines Wiedereinschaltungszyklus

Gewöhnlich wird ein AWE-Zyklus oder eine AWE-Sequenz gestartet, indem eineselektive Auslösung über den Leitungsschutz nach der Aufbringung eines Signals amEingang START erfolgt. Startsignale können entweder allgemeine Auslösesignalesein oder nur nach den Bedingungen für Differentialschutz, Distanzschutz Zone 1 undDistanzschutz mit kommunikationsunterstützter Auslösung. In einigen Fällen kanndie gerichtete Erdfehlerfunktion mit kommunikationsunterstützter Auslösung soverbunden werden, dass sie eine automatische Wiedereinschaltung versucht. Wenneine allgemeine Auslösung zur Anregung der automatischen Wiedereinschaltunggenutzt wird, ist es wichtig, diese Funktion an anderen Funktionen, die keine AWE-Sequenz initiieren dürfen, zu sperren.

Wird eine Differenzierung zwischen dreipoligen "AWE-Pausenzeiten" ("Totzeit") inunterschiedlichen Energieversorgungsnetz-Konfigurationen oder bei einerAuslösung durch unterschiedliche Schutzstufen gewünscht, ist auch der Einsatz desEingangs STARTHS (Auslösung Hochgeschwindigkeits-AWE) möglich. BeimEinleiten von STARTHS wird die AWE-Pausenzeit für den dreipoligen Zyklus 1, t13PhHS, verwendet. Das Schließen erfolgt ohne Prüfen der Synchrocheck-Bedingung.

Eine Reihe von Bedingungen muss erfüllt werden, damit die Anregung akzeptiert undeine neue automatische Wiedereinschaltsequenz gestartet wird. Sie sind mit denzugehörigen Eingängen verbunden. Die Eingänge sind:

• CBREADY, Leistungsschalter bereit für einen WE-Zyklus, zum Beispielaufgeladener Antrieb

• CBPOS stellt sicher, dass der Leistungsschalter geschlossen wird, wenn derFehler in der Leitung auftritt und die Anregung angewendet wird.

• Es gibt kein Signal am Eingang INHIBIT, d.h. keine Blockierung oder Sperrung.Nachdem die Auslösung akzeptiert wurde, wird es verriegelt und es wird eininternes Signal "Gestartet" gesetzt. Es kann durch bestimmte Ereignisse wie ein"Sperrsignal" unterbrochen werden.

13.2.2.3 Start der automatischen Wiedereinschaltung aus Leistungsschalteroffen Information

Die Funktion bietet dem Benutzer wahlweise auch die Möglichkeit, die AWE durchdie Leistungsschalter-Position "offen" anstatt durch Schutzauslösungssignaleeinzuleiten. Dieser Startmodus wird durch Setzen des ParametersStartByCBOpen=Ein angewählt. Die Wiedereinschaltung muss dann bei allenmanuellen Auslösevorgängen blockiert werden. Typischerweise setzt man auchCBAuxContType=NormClosed und schließt einen Leistungsschalter-Hilfskontaktvom Typ NC (normally closed = Schließer) an die Eingänge CBPOS und START.Schaltet das Signal von "Leistungsschalter geschlossen" auf "Leistungsschalteroffen" um, so wird ein AWE-Startimpuls erzeugt und vorbehaltlich der üblichenPrüfungen in die Funktion eingeklinkt. Die Wiedereinschaltsequenz setzt sich dannwie üblich fort. Es müssen Signale von manuellen Auslösungen und anderen



Funktionen, die eine automatische Wiedereinschaltung verhindern, an den EingangINHIBIT geschaltet werden.

13.2.2.4 Blockieren der automatischen Wiedereinschaltung

Wiedereinschaltversuche sollen nur bei kurzzeitigen Fehlern auf der eigenen Leitungerfolgen. Unter den folgenden Bedingungen muss die automatischeWiedereinschaltung durch Aktivierung des Eingangs INHIBIT blockiert werden:

• Auslösung ausgehend von Zonen für den verzögerten Distanzschutz• Auslösung ausgehend von Reserveschutzfunktionen• Auslösung ausgehend vom Schalterversagerschutz• Vom Schalterversagerschutz auf der Gegenseite eingegangene Fernauslösung• Auslösung des Sammelschienenschutzes

In Abhängigkeit vom oben gewählten Startprinzip (allgemeine oder nur unmittelbareAuslösung) werden die zeitverzögerten Zonen und die Reserveschutzzonenmöglicherweise nicht benötigt. Der Schalterversagerschutz am lokalen und amentfernten Ende muss jedoch immer verbunden sein.

13.2.2.5 Steuerung der Pausenzeit der WE für Zyklus 1

Es können bis zu vier verschiedene Zeiteinstellungen für den ersten Versuch sowieeine Verlängerungszeit gewählt werden. Es gibt getrennte Einstellungen für ein-,zwei- und dreipolige WE-Pausenzeit, t1 1Ph, t1 2Ph, t1 3Ph. Wenn kein bestimmtesEingangssignal angelegt wird und ein WE-Programm mit einpoliger WE ausgewähltwird, wird die WE Pausenzeit t1 1Ph benutzt. Wenn eine der Eingänge TR2P oderTR3P in Verbindung mit dem Start aktiviert wird, wird die WE Pausenzeit fürzweipolige oder dreipolige WE benutzt. Bei Bedarf steht auch eine getrennteZeiteinstellmöglichkeit für dreipolige Schnell-WE ohne Synchrocheck t1 3PhHS zurVerfügung. Sie wird durch den Eingang STARTHS aktiviert.

Eine Verlängerung der Pausenzeit für die AWE, tExtended t1, kann zur Verzögerungdes Normal-Zyklus 1 hinzugefügt werden. Dies soll Anwendung finden, wenn derÜbertragungskanal für den Freigabesignal-Leitungsschutz verloren gegangen ist. Ineinem solchen Fall kann ein bedeutender Zeitunterschied in der Fehlerbehebung anden beiden Enden der Leitung auftreten. Eine längere "AWE-Pausenzeit" kann dannnützlich sein. Diese Verlängerung wird durch den Einstellparameter Extended t1=Einund den Eingang PLCLOST gesteuert. Wenn diese Funktion genutzt wird, muss auchein AWE-Start durch eine verzögerte Auslösung in der Distanzschutzzone 2 gestattetsein.

13.2.2.6 Langes Auslösesignal

Unter normalen Umständen wird der Auslösebefehl aufgrund der Fehlerbeseitigungschnell zurückgesetzt. Der Anwender kann eine maximale Auslöseimpulsdauer tTripeinstellen. Bei Extended t1=Aus unterbricht ein Signal für eine lange Auslösung dieAWE-Sequenz auf dieselbe Weise wie ein Signal am Eingang INHIBIT. Bei Extend



t1=Ein ist die Unterbindung der langen Auslösezeit deaktiviert und Extend t1 wirdstattdessen verwendet.

13.2.2.7 Maximale Anzahl von Wiedereinschaltungsversuchen

Die maximale Anzahl der Wiedereinschaltungen innerhalb eines automatischenWiedereinschaltzyklus wird gewählt durch den Parameter NoOfShots. Die Art derWiedereinschaltung für den ersten Wiedereinschaltzyklus wird durch den ParameterARMode festgelegt. Die erste Alternative ist eine dreipolige Wiedereinschaltung. Dieanderen Alternativen sind einpolige oder zweipolige Wiedereinschaltung.Gewöhnlich wird keine zweipolige Auslösung eingerichtet. Daher besteht auch keinezweipolige Wiedereinschaltung.

Die Entscheidung für eine einpolige oder dreipolige Auslösung erfolgt imAuslöselogik-Funktionsblock (SMPTTRC), wo die Einstellung 3Ph, 1/3Ph (oder1/2/3Ph) gewählt wird.

13.2.2.8 ARMode=3ph, (normale Einstellung für einen dreipoligen Zyklus)

Dreipolige Wiedereinschaltung, ein bis fünf Zyklen, je nach Einstellung NoOfShotsDer Ausgang zur Vorbereitung einer dreiphasige Auslösung PREP3P ist immer auf"high" (hoch) gesetzt. Eine Auslösung wird bei allen Fehlerarten als dreiphasigeAuslösung ausgeführt. Die Wiedereinschaltung erfolgt als dreipoligeWiedereinschaltung wie im Modus 1/2/3ph, wie unten beschrieben. Alle Signale,Blockierungen, Inhibit-Signale, Zeitglieder, Anforderungen usw. sind die gleichenwie im Beispiel unten.

13.2.2.9 ARMode=1/2/3ph

Ein-, zwei- oder dreipolige Wiedereinschaltung bei erstem Zyklus, gefolgt vondreipoligen Wiedereinschaltzyklen, sofern ausgewählt. Hier wird davonausgegangen, dass die automatische Kurzunterbrechungsfunktion auf "On" und"Ready" gesetzt ist. Der Schalter ist geschlossen, und die Auslösevorrichtung bereit(Auslöseenergie gespeichert). Der Eingang START (oder STARTHS) wirdempfangen und angehalten. Der Ausgang READY wird zurückgesetzt (auf falschgesetzt). Der Ausgang ACTIVE ist gesetzt.

• Wenn TR2P und TR3P niedrig sind (einpolige Auslösung): Der Timer für eineeinpolige Wiedereinschalt-Pausenzeit wird gestartet und der Ausgang 1PT1(einpolige Wiedereinschaltung in Arbeit) wird aktiviert. Er kann verwendet



werden, um eine Auslösung bei Leistungsschalterpolversagen und denErdfehlerschutz während des einpoligen Öffnungsintervalls zu unterdrücken.

• Wenn TR2P und TR3P hoch sind (einpolige Auslösung): Der Timer für einezweipolige Wiedereinschaltungs-Pausenzeit wird gestartet und der Ausgang2PT1 (zweipolige Wiedereinschaltung in Arbeit) wird aktiviert.

• Wenn TR3P hoch ist (dreipolige Auslösung): Der Timer für eine dreipoligeWiedereinschaltungs-Pausenzeit, t1 3Ph, wird gestartet und der Ausgang 3PT1(dreipolige Wiedereinschaltung Zyklus 1 in Arbeit) wird aktiviert.

• Wenn STARTHS hoch ist (dreipolige Auslösung): Der Timer für eine dreipoligeWiedereinschaltungs-Pausenzeit, t1 3PhHS, wird gestartet und der Ausgang3PT1 (dreipolige Wiedereinschaltung Zyklus 1 in Arbeit) wird aktiviert.

Wenn einer der Wiedereinschaltöffnungs-Timers läuft, wird der Ausgang INPROGRaktiviert. Wenn der Pausenzeit-Timer abläuft, wird das entsprechende interne Signalan das Ausgabemodul zur weiteren Überprüfung und um einen Schließbefehl an denLeistungsschalter auszugeben übermittelt.

Wenn ein "Leistungsschalter schließen"-Befehl gegeben wird, erfolgt die Einstellungdes Ausgangs zur Vorbereitung der dreipoligen Auslösung. Bei Ausgeben eines"Leistungsschalter schließen"-Befehls wird ein "reclaim"-Timer tReclaim gestartet.Wenn keine Auslösung während dieser Sperrzeit stattfindet, wird dieWiedereinschaltungsfunktion in den Status "Ready" zurückversetzt und das Signal"ACTIVE" wird ebenfalls zurückgesetzt. Wenn die ersteWiedereinschaltungssequenz fehlschlägt, wird eine dreipolige Auslösung initiiertund eine dreipolige Wiedereinschaltung kann folgen, wenn dies gewählt ist.

13.2.2.10 ARMode=1/2ph, ein- oder zweipolige Wiedereinschaltung im erstenZyklus

Die 1- oder 2-polige Auslösung funktioniert wie im oben dargelegte Beispiel,Programm-Modus 1/2/3ph. Wenn der erste Wiedereinschaltungsversuch scheitert,wird eine 3-polige Auslösung ausgegeben, auf die - sofern ausgewählt - eine 3-poligeWiedereinschaltung folgen kann. Bei einer 3-poligenAuslösung - TR3P hoch - wirddie Wiedereinschaltung blockiert. Es findet dann keine Wiedereinschaltung statt.

13.2.2.11 ARMode=1ph + 1*2ph, ein- oder zweipolige Wiedereinschaltung imersten Zyklus

Auf den 1-poligen Wiedereinschaltungsversuch kann eine 3-poligeWiedereinschaltung folgen, falls ausgewählt. Schlägt ein 2-poligerWiedereinschaltungsversuch fehl, wird die Wiedereinschaltung blockiert. Handelt essich bei der ersten Auslösung um eine 3-polige, wird die Wiedereinschaltungblockiert. Die 1-polige Auslösung (TR2P und TR3P jeweils niedrig) funktioniert wieim oben dargelegte Beispiel, Programm-Modus 1/2/3ph. Wenn der ersteWiedereinschaltungsversuch fehlschlägt, wird eine 3-polige Auslösung initiiert, aufdie - sofern ausgewählt - eine 3-polige Wiedereinschaltung folgen kann. Es könnenmaximal vier weitere Versuche durchgeführt werden (entsprechend dem ParameterNoOfShots). Bei einer 2-poligen Auslösung (TR2P hoch und TR3P niedrig) ist die



Funktion ähnlich wie oben beschrieben. Wenn aber der ersteWiedereinschaltungsversuch fehlschlägt, wird eine 3-polige Auslösung ausgegebenund die Wiedereinschaltung blockiert. Es werden keine weiteren Versuchedurchgeführt! Der Ausdruck 1*2ph ist als "nur ein Versuch bei der 2-poligenWiedereinschaltung" zu verstehen. Bei der 3-poligen Auslösung (TR2P niedrig undTR3P hoch) wird die Wiedereinschaltung blockiert. Es findet keineWiedereinschaltung statt.

13.2.2.12 ARMode=1/2ph + 1*3ph, ein-, zwei- oder dreipoligeWiedereinschaltung im ersten Zyklus

Bei einer ein- oder zweipoligen Auslösung ist die Funktion wie oben beschrieben.Wenn die erste Wiedereinschaltsequenz fehlschlägt, wird eine dreipolige Auslösunginitiiert und eine dreipolige Wiedereinschaltung kann folgen, wenn dies gewählt wird.Bei einer dreipoligen Auslösung ähnelt die Funktion der oben beschriebenen. Wennjedoch die erste Wiedereinschaltungssequenz fehlschlägt, wird eine dreipoligeAuslösung initiiert und die Wiedereinschaltung blockiert. Es finden keine weiterenZyklen statt. "1*3ph" ist als "Nur ein Zyklus der dreipoligen Wiedereinschaltung" zubetrachten.

13.2.2.13 ARMode=1ph + 1*2/3ph, ein-, zwei- oder dreipoligeWiedereinschaltung im ersten Zyklus

Bei einer einpoligen Auslösung ist die Funktion wie oben beschrieben. Wenn die ersteWiedereinschaltsequenz fehlschlägt, wird eine dreipolige Auslösung initiiert und einedreipolige Wiedereinschaltung kann folgen, wenn dies gewählt wird. Bei einerzweipoligen oder dreipoligen Auslösung ist die Funktion wie oben beschrieben.Wenn jedoch die erste Wiedereinschaltungssequenz fehlschlägt, wird eine dreipoligeAuslösung initiiert und die Wiedereinschaltung blockiert. Es finden keine weiterenZyklen statt. "1*2/3ph" ist als "Nur ein Zyklus der zwei- oder dreipoligenWiedereinschaltung" zu betrachten.

Tabelle 21: Art der Wiedereinschaltzyklen bei verschiedenen Einstellungen von ARMode oderInteger-Eingänge an MODEINT

MODEINT (Integer) ARMode Fehlertyp 1. Versuch 2. - 5. Versuch

1 3ph

1ph 3ph 3ph

2ph 3ph 3ph

3ph 3ph 3ph

2 1/2/3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph 3ph 3ph

3 1/2ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph ..... .....




MODEINT (Integer) ARMode Fehlertyp 1. Versuch 2. - 5. Versuch

4 1ph + 1*2ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph .....

3ph ..... .....

5 1/2ph + 1*3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph 3ph

3ph 3ph .....

6 1ph + 1*2/3ph

1ph 1ph 3ph

2ph 2ph .....

3ph 3ph .....

Wenn die ausgewählte Anzahl von Wiedereinschaltungsversuchen durchgeführtworden ist, wird der Start eines neuen Wiedereinschaltungszyklus während dereingestellten "Rücksetzzeit" blockiert.

13.2.2.14 Externe Wahl von automatischer Wiedereinschaltung

Die automatische Wiedereinschaltung kann über den Einsatz der verfügbarenlogischen Funktionsblöcke ausgewählt werden. Nachfolgend ist ein Beispielaufgeführt, bei dem die Auswahl über eine Hardware-Funktionstaste auf derGerätevorderseite mit dreipoliger oder ein-/dreipoliger Auslösung erfolgt, aberalternativ kann z. B. auch ein physikalischer Schalter am Frontbedienfeld verwendetwerden, der mit einem Binär-Integer-Funktionsblock (BTIGAPC) verbunden ist.

Das Anschlussbeispiel für die manuelle Einschaltmethode ist in Abbildungdargestellt.


AWE-ModusAus = 3-polige AWEEin = 1- und 3-polige AWE

IEC07000119 V3 DE

Abb. 98: Wahl der automatischen Wiedereinschaltung über eine Hardware-Funktionstaste auf der Gerätevorderseite

13.2.2.15 Wiedereinschaltungs-Sperrzeit

Die Sperrzeit tReclaim definiert die Zeit von der Ausgabe des Wiedereinschaltbefehlsbis zum Rückfall der Funktion. Erfolgt während dieser Zeit eine neue Auslösung, wirddiese als Fortsetzung des ersten Fehlers behandelt. Die Sperrzeit wird gestartet, wennder Befehl zum Schließen des Leistungsschalters gegeben wird.



13.2.2.16 Impulsgabe des Leistungsschalterschließbefehls und Zählers

Bei dem LS-Schließbefehl CLOSECB handelt es sich um einen Impuls mit der vomParameter tPulse festgelegten Dauer. Bei Leistungsschaltern ohnePrellschutzfunktion kann der Impulsschnitt verwendet werden. Dieser wird durch denParameter CutPulse=On gewählt. Bei einem neuen Auslöseimpuls (Start) wird derSchließbefehlimpuls geschnitten (unterbrochen). Die minimale Schließimpulslängebeträgt 50 ms. Bei Ausgabe des Wiedereinschaltbefehls erhöht sich der entsprechendeWiedereinschaltzähler. Für jede Art der Wiedereinschaltung und für die Gesamtzahlder Wiedereinschaltbefehle gibt es jeweils einen Zähler.

13.2.2.17 Vorübergehende Fehler

Nach dem Wiedereinschaltbefehl läuft die Sperrzeit für die angegebene Zeit. Erfolgtinnerhalb dieser Zeit, tReclaim, keine Auslösung, wird die automatischeWiedereinschaltung zurückgesetzt. Der Leistungsschalter bleibt geschlossen und dieAuslösevorrichtungen sind wieder bereit. Die Eingangssignale CBPOS undCBREADY werden gesetzt.

13.2.2.18 Signal "Permanenter Fehler und Wiedereinschaltung nicht erfolgreich"

Tritt eine neue Auslösung nach dem LS-Schließbefehl auf, ist die Anzahl derWiedereinschaltzyklen auf 1 gesetzt und erscheint ein neues Eingangssignal STARToder TRSOTF wird der Ausgang UNSUCCL (nicht erfolgreiches Schießen) hochgesetzt. Der Timer für den ersten Zyklus kann nicht mehr gestartet werden. Abhängigvon der eingestellten Anzahl der Wiedereinschaltzyklen folgen weitere Zyklen oderdie Wiedereinschaltsequenz wird beendet. Nach dem Time-out des Rücksetz-Timerswird die Wiedereinschaltfunktion zurückgesetzt, aber der Leistungsschalter bleibtgeöffnet. Die Information "CB closed" (Leistungsschalter geschlossen) durch denEingang CBPOS fehlt. Dadurch ist die Wiedereinschaltfunktion nicht für einen neuenWiedereinschaltzyklus bereit.

Üblicherweise erscheint das Signal UNSUCCL wenn eine neue Auslösung undStarteinleiten empfangen wird, nachdem der letzte Wiedereinschaltzyklus erfolgte,und die automatische Wiedereinschaltfunktion ist blockiert. Das Signal wird nach derSperrzeit zurückgesetzt. Das Signal "unsuccessful" (nicht erfolgreich) kann auch füreine Abhängigkeit vom Leistungsschalter-Stellungseingang erfolgen. Der ParameterUnsucClByCBChk sollte dann auf CBCheck gesetzt, sowie ein Zeitglied tUnsucCleingestellt werden. Reagiert der Leistungsschalter nicht auf den Befehl zumSchließen und schließt nicht, sondern bleibt offen, wird der Ausgang UNSUCCL nachder Zeit tUnsucCl hochgesetzt. Der Ausgang "Unsuccessful" kann z.B. in einerAnordnung mit mehreren Leistungsschaltern verwendet werden, um dieWiedereinschaltfunktion für den zweiten Leistungsschalter zu deaktivieren, wenn dererste Leistungsschalter nach einem dauerhaften Fehler geschlossen ist. Er kannebenfalls verwendet werden, um eine Sperrung eines manuellen Schließvorgangs zuerzeugen, bis der Bediener die Sperrung zurückgesetzt hat, siehe diesbezüglicherAbschnitt.



13.2.2.19 Einleitung von Sperren

In vielen Fällen ist es erforderlich, dass eine Sperre ausgelöst wird, wenn dieautomatische Wiedereinschaltung fehlschlägt. Diese erfolgt über eine Logik, die mitden Ein- und Ausgängen der AWE-Funktion und ggf. mit der binären I/O verbundenist. Es gibt viele alternative Möglichkeiten zur Ausführung der Logik in Abhängigkeitdavon, ob das manuelle Schließen im Schutz-IED gesperrt wird, ob ein externesphysikalisches Sperrrelais existiert und ob das Rücksetzen festverdrahtet oder mittelsKommunikation erfolgt. Außerdem gibt es verschiedene Alternativen für dieFestlegung, wodurch eine Sperrung erzeugt werden soll. Beispiele für solcheFragestellungen sind:

• Soll die Mitnahmeauslösung nach Zeitverzögerung eine Sperre auslösen(normalerweise ja)

• Soll die Sperre beim Schließen auf einen Fehler ausgelöst werden (meistens)• Soll die Sperre ausgelöst werden, wenn die Wiedereinschaltung zum

Fehlerzeitpunkt auf AUS stand oder wenn z. B. im Einphasen-AWE-Modus derFehler in mehreren Leitern auftrat (normalerweise nicht, da keinEinschaltversuch erfolgt ist)

• Soll eine Sperre erzeugt werden, wenn nicht ausreichend Leistung für eine AWE-sequenz anliegt (gewöhnlich nicht, wenn kein Schaltversuch erfolgt ist)

In den Abbildungen 99 und 100 wird gezeigt, wie eine Einschalt-Sperrlogik mit demSperrrelais als externes Relais und alternativ mit einer internen Sperre bei manuellerEinschaltung über Synchrocheck-Funktion aufgebaut sein kann. Beispiel vonSperrlogik:

Sperre

RXMD111

12

21

MAIN ZAK CLOSE Einschaltbefehl

SMBO

ODER

SMBRREC

ODER

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

=IEC05000315-

WMF=4=de=Original.vsd

IEC05000315-WMF V4 DE

Abb. 99: Sperrung durch ein externes Sperrrelais



Einschaltbefehl

ODER

SMBRREC

ODER

CCRBRF

BU-TRIP

ZCVPSOF-TRIP INHIBIT

UNSUCCL

TRBU

SMPPTRC

UND

RESET LOCK-OUT

ODER

ODER

SESRSYN

Funktionstaste,

SOFTWARE

ODER E/A-

RÜCKSETZUNG

MANSYOK

MAN CLOSE

SMBRREC CLOSE

CLLKOUT

RSTLOUT

SETLKOUT

=IEC05000316-WMF=3=de=Original.vsd

SMBO

MANENOK

IEC05000316-WMF V3 DE

Abb. 100: Sperrung des manuellen Schließens beim Durchlaufen der internenLogik des IED

13.2.2.20 Folgefehler

Ein Folgefehler beginnt als ein einpoliger Fehler, der zu einer einpoligen Auslösungführt, und sich dann auf andere Leiter ausweitet. Der zweite Fehler wird dann durcheine dreipolige Auslösung beseitigt.

Die AWE-Funktion empfängt zuerst ein Auslöse- und Anregesignal (START) ohneein dreipoliges Signal (TR3P). Die automatische Wiedereinschaltung startet eineinpoliges Wiedereinschalten, wenn sie entsprechend programmiert wurde. Bei derFolgefehlerbeseitigung werden erneut ein START und eine dreipoligeAuslöseinformation (TR3P) ausgegeben. Die einpolige Wiedereinschaltsequenz wirddann gestoppt, und stattdessen wird das Zeitglied t1 3Ph für eine dreipoligeWiedereinschaltung von Null an gestartet. Die Sequenz wird als dreipoligeWiedereinschaltsequenz fortgeführt, wenn ein alternativer Wiedereinschaltmodusgewählt wurde.

Der zweite Fehler, der einpolig sein kann, wird dreipolig ausgelöst, da dasAuslösemodul im Gerät ein Zeitglied für Folgefehler hat, das sicherstellt, dass derzweite Fehler immer dreipolig ausgelöst wird. Bei anderen Relaistypen, die dieseFunktion nicht bieten, wird der Ausgang PREP3PH (oder der invertiertePERMIT1PH) verwendet, um das andere Untersystem für eine dreipolige Auslösungvorzubereiten. In Folgefehlersituationen wird dieses Signal eine kurze Zeit nachdemdie erste Auslösung zurückgesetzt wurde aktiviert - so wird sichergestellt, dass dieneuen Auslösungen immer dreipolig sind.

13.2.2.21 Automatische Fortsetzung der Wiedereinschaltsequenz

Die Funktion SMBRREC kann so programmiert werden, dass zu den folgendenWiedereinschaltzyklen (falls mehrere Zyklen gewählt sind) weitergegangen wird,



selbst wenn die Anregesignale nicht von den Schutzfunktionen empfangen werden,aber der Schalter immer noch nicht geschlossen ist. Dieses erfolgt durch dieEinstellparameter AutoCont = Ein und tAutoContWait auf die erforderlicheVerzögerung, nach der die Funktion ohne einen erneuten Start fortsetzen kann.

13.2.2.22 Unterdrückung der AWE-Funktion durch den thermischenÜberlastschutz

Wenn der Eingang THOLHOLD (Unterdrückung der Wiedereinschaltung durchthermischen Überlastschutz) aktiviert ist, unterdrückt er die Wiedereinschaltfunktionbis zum entsprechenden Rücksetzen. Es kann daher zu einer beträchtlichenVerzögerung zwischen dem Anregen der Wiedereinschaltung und demWiedereinschaltbefehl für den Leistungsschalter kommen. Es kann eine externeLogik genutzt werden, die die Zeit begrenzt und ein Sperrsignal an den EingangINHIBIT sendet. Der Eingang kann dazu verwendet werden, die automatischeWiedereinschaltung über längere oder kürzere Zeit zu verzögern.



Verwenden Sie das PCM600-Konfigurations-Tool, um Signale zu konfigurieren.

Die Parameter der automatischen Wiedereinschaltfunktion werden über die lokaleHMI oder das Parametereinstellungs-Tool (PST) gesetzt. Das Parametereinstellungs-Tool ist Teil von PCM600.

Empfehlungen für EingangssignaleSiehe die Beispiele zu werksseitigen Standardkonfigurationen in Abbildung 101,Abbildung 102 und Abbildung 103.

ON und OFFDiese Eingänge können zur externen Steuerung mit binären Eingängen oder miteinem Kommunikationsschnittstellenblock verbunden werden.

STARTAn den Auslöseausgang der Schutzfunktion anzuschließen, die die AWE-Funktionfür ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung (SMBRREC) anregt. Kann ebenfalls miteinem binären Eingang zur Anregung von einem externen Kontakt aus verbundenwerden. Ein logisches OR-Gate (ODER-Glied) kann verwendet werden, um eineReihe von Anregungsquellen zu kombinieren.

Bei Verwendung von StartByCBOpen muss auch die Bedingung "CBOpen" (LS offen) mit dem Eingang START verbunden werden.



STARTHS, Hochgeschwindigkeits-Wiedereinschaltung startenKann genutzt werden, wenn zwei verschiedene Totzeiten für unterschiedlicheSchutzauslösungen verwendet werden sollen. Dieser Eingang startet die Totzeit t13PhHS. Der durch diesen Eingang gestartete Hochgeschwindigkeits-Wiedereinschaltungsversuch 1 erfolgt ohne Synchrocheck.

INHIBITAn diesen Eingang werden Signale angeschlossen, die einen Wiedereinschaltzyklusunterbrechen oder die verhindern, dass die Anregung akzeptiert wird. Solche Signalekönnen vom Schutz für eine mit der Leitung verbundene Drosselspule, von derFreigabe-Signalübertragung, von Reserveschutzfunktionen, einerSammelschienenschutz-Auslösung oder vom Leistungsschalterschutz kommen.Wenn "CB open" so eingestellt ist, dass SMBRREC angeregt wird, muss auch dasmanuelle Öffnen hier angeschlossen sein. Die Sperrung ist oft eine Kombination vonSignalen von externen IEDs via IO und internen Funktionen. Ein OR-Gate wird dannfür die Kombination verwendet.

CBPOS und CBREADYDiese sollten mit binären Eingängen verbunden sein, um Informationen vomLeistungsschalter zu erhalten. Der Eingang CBPOS wird als "CB Closed" (LSgeschlossen) interpretiert, wenn der Parameter CBAuxContType auf Schliesser, d. h.auf der Voreinstellung, steht. Bei drei Auslösevorrichtungen im Leistungsschalter(einpolige Leistungsschalter) sollte die Verbindung "All poles closed" (Alle Polegeschlossen) (Reihenverbindung der NO-Kontakte) oder "At least one pole open"(Mindestens ein Pol offen) sein, wenn CBAuxContType auf NormClosed gesetzt ist.Das Singal "CB Ready" bedeutet, dass der Leistungsschalter bereit für eine AWE-Operation ist, entweder Close-Open (CO) oder Open-Close-Open (OCO). Wenn dasverfügbare Signal vom Typ "CB not charged" (Leistungsschalterantrieb nichtaufgespannt) oder "not ready" (nicht bereit) ist, kann ein Inverter vor den CBREADY-Eingang gesetzt werden.

SYNCDieser ist verbunden mit der internen Synchrocheck-Funktion, falls erforderlich.Kann ebenfalls mit einem binären Eingang zur Synchronisierung von einem externenGerät aus verbunden werden. Wenn weder die interne oder externe Synchronisierungoder die Einschaltprüfung erforderlich sind, kann er mit einer permanent aktivenQuelle, TRUE, verbunden werden. Das Signal ist erforderlich für die dreipoligenZyklen 1-5 (Hinweis! Nicht die 2. Stufe).

PLCLOSTFür den Fall einer Störung (eines Ausfalls) des Kanals für das Leitungsschutz-Freigabesignal vorgesehen – z. B. PLC = TFH-Fehler. Kann angeschlossen werden,wenn dies erforderlich ist, um die AWE-Zeit bei einem Ausfall der Kommunikationzu verlängern. Ein Ende der Leitung könnte dann mit einer Zone-2-Verzögerungauslösen. Wenn dies genutzt wird, muss auch ein AWE-Start durch eine verzögerteAuslösung in der Zone 2 initiiert werden.



TRSOTFDies ist das Signal "Trip by Switch Onto Fault" (Auslösen durch Schalten aufKurzschluss). Wird normalerweise mit dem Ausgang der Funktion Schalten aufKurzschluss des Leitungsschutzes verbunden, wenn mehrzyklischeWiedereinschaltversuche verwendet werden. Die Eingabe startet die Zyklen 2-5.

THOLHOLDSignal "Thermal overload protection holding back Auto-Reclosing" (ThermischerÜberlastschutz blockiert die automatische Wiedereinschaltung). Kann mit einemthermischen Überlastschutz-Auslösesignal verbunden werde, das nur zurückgesetztwird, wenn der thermische Speicher auf einen akzeptablen Level zurückgegangen ist,z.B. 70 %. So lange das Signal aktiv ist, also solange die Leitung heiß ist, wird dieautomatische Wiedereinschaltung blockiert. Wenn das Signal zurückgesetzt wird,dann wird die Wiedereinschaltsequenz fortgesetzt. Bitte beachten Sie, dass dies zueiner erheblichen Verzögerung führen kann. Der Eingang kann ebenfalls für andereZwecke verwendet werden, wenn die Wiedereinschaltsequenz aus irgendeinemGrund angehalten werden muss.

TR2P und TR3PSignale für die zwei- und dreipolige Auslösung. Sie sind in der Regel an denentsprechenden Ausgang des TRIP-Blocks angeschlossen. Sie steuern die Wahl derTotzeit und den Wiedereinschaltzyklus gemäß dem ausgewählten Programm. DasSignal TR2P muss nur dann angeschlossen werden, wenn die Auslösung so gewähltwurde, dass eine 1/2/3-polige Auslösung erfolgt und ein automatischerWiedereinschaltzyklus mit einer zweipoligen Wiedereinschaltung vorgesehen ist.

WAITWird verwendet, um die Wiedereinschaltung der "Einheit mit niedriger Priorität" beisequentieller Wiedereinschaltung zu blockieren. Siehe "Empfehlungen fürAnordnung mit mehreren Leistungsschaltern" unten. Das Signal wird vom AusgangWFMASTER in der zweiten Schalter-Wiedereinschaltautomatik in einer Anordnungmit mehreren Leistungsschaltern aktiviert.

BLKONWird verwendet, um z. B. die AWE-Funktion für dreipolige Auslösung (SMBRREC)zu blockieren, wenn bestimmte spezielle Bedingungen eintreten. Wenn diesverwendet wird, muss die Blockierung mit BLOCKOFF zurückgesetzt werden.

BLOCKOFFWird verwendet, um die Blockierung der Funktion SMBRREC aufzuheben, nachdemdiese durch die Aktivierung des Eingangs BLKON oder infolge einesfehlgeschlagenen automatischen Wiedereinschaltversuchs blockiert wurde, wenn dieEinstellung BlockByUnsucCl auf Ein gesetzt ist.



RESETWird verwendet, um SMBRREC in den Anfangszustand zurückzuversetzen. Eineetwaige Blockierung durch den thermischen Überlastschutz wird zurückgesetzt.Positionen, Einstellung Ein–Aus usw. werden gestartet und anhand der eingestelltenZeiten überprüft.

Empfehlungen für AusgangssignaleBeispiele, siehe Abbildung 101, Abbildung 102 und Abbildung 103 sowie dieStandard-Werkskonfiguration.

SETONZeigt an, dass die AWE-Funktion für ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung(SMBRREC) eingeschaltet und betriebsbereit ist.

BLOCKEDZeigt an, dass die Funktion SMRREC zeitweise oder permanent blockiert ist.

ACTIVEZeigt an, dass SMBRREC von der Auslösung bis zum Ablaufen der Sperrzeit aktiv ist.

INPROGRZeigt, dass eine Sequenz abläuft, vom Start bis zum Wiedereinschaltbefehl.

UNSUCCLZeigt eine nicht erfolgreiche Wiedereinschaltung an.

CLOSECBVerbindet einen binären Ausgang für den Leistungsschalter-Wiedereinschaltbefehl.

READYZeigt an, dass die Funktion SMBRREC für eine neue und vollständige AWE-Sequenzbereit ist. Sie kann mit der Übergreifstufe eines Leitungsschutzes verbunden werden,sollte die Übergreifstufe erreicht werden, bevor eine automatischeWiedereinschaltung erfolgt.

1PT1 und 2PT1Zeigt an, dass eine ein- oder zweipolige AWE läuft. Wird eingesetzt, um einenErdfehler und/oder eine Pol-Unstimmigkeits-Funktion bei einem einpoligen oderzweipoligen Pausenintervall zeitweise zu blockieren.

3PT1, 3PT2, 3PT3, 3PT4 und 3PT5Zeigen an, dass die dreipoligen AWE-Zyklen 1-5 laufen. Die Signale könnenverwendet werden, um einen Prozess anzuzeigen oder für eine eigene Logik.



PREP3PVorbereitung der dreipoligen Auslösung, die gewöhnlich mit der Auslöseblockierungverbunden ist, um eine anstehende Auslösung als dreipolig zu erzwingen. Kann dieFunktion nicht ein- oder zweipolige Wiedereinschaltung veranlassen, sollte dieAuslösung dreipolig erfolgen.

PERMIT1PZulassen einer einpoligen Auslösung als Inversion von PREP3P. Zum Anschluss aneinen externen Schutz oder ein Auslöserelais kann mit einem binären Ausgangsrelaisverbunden werden. Im Fall eines vollständigen Ausfalls der Versorgungsspannungfällt das Ausgangsrelais ab und gestattet keine einpolige Auslösung.

WFMASTER"Wait from Master" (Wartesignal vom Master) wird in Einheiten mit hoher Prioritätverwendet, um eine Wiedereinschaltung einer Einheit mit niedriger Priorität beisequentieller Wiedereinschaltung zu blockieren. Siehe "Empfehlungen fürAnordnung mit mehreren Leistungsschaltern" in Abbildung 103.

Andere AusgängeDie anderen Ausgänge können nach Bedarf für eine Anzeige, Fehleraufzeichnungangeschlossen werden.



ON

OFF

BLKON

BLOCKOFF

INHIBIT

BLOCKED

SETON

INPROGR

ACTIVE

UNSUCCL

SUCCL

CLOSECB

CBREADY

CBPOS

PLCLOST

1PT1

WFMASTER

RESET

START

THOLHOLD

READY

TRSOTF

SYNC

EINGANG

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

OD

ER

OD

ER

AUSGANG

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

SCHUTZ

xxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS-TRIP

SESRSYN-AUTOOK

IOM IOM

SMBRREC


PERMIT1PPREP3P

F

F

T

STARTHSSKIPHS

F

F

TR2P

TR3P

F

T

WAIT

RSTCOUNT

F

F

3PT1

2PT1

3PT2

3PT3

3PT4

3PT5

F

IEC04000135 V3 DE

Abb. 101: Beispiel von E-/A-Signalverbindungen in einer dreipoligen Funktion

Einstellungsempfehlungen bei Anordnungen mit mehrerenLeistungsschalternEine Reihenwiedereinschaltung bei Anordnungen mit mehrerenLeitungsunterbrechern, wie Anderthalb-Leistungsschalter, Doppel-Leistungsschalter und Leistungsschaltern in Ring-Sammelschienen wird durch dieEinstellung unterschiedlicher Prioritäten für die beiden Leistungsschalter erreicht.Siehe auch Abbildung 103. Bei Anordnungen mit einzelnen Leistungsschaltern, istdie Einstellung Priority = None. In Anordnungen mit mehreren Leistungsschaltern istdie Einstellung für den ersten LS, den Master, Priority = Hoch und für den anderen LSPriority = Niedrig.

Während der Wiedereinschaltung des Masters wird das Signal WFMASTERabgegeben. Eine Rücksetzverzögerung von einer Sekunde stellt sicher, dass dasSignal WAIT während des Schließens des Leistungsschalters auf hoch gesetzt bleibt.Nach einer erfolglosen Wiedereinschaltung wird es vom Signal UNSUCCL ebenfallsaufrechterhalten. In der Slave-Einheit hemmt das Signal WAIT eineWiedereinschaltung. Wenn das Signal WAIT zum Zeitpunkt einer erfolgreichenWiedereinschaltung des ersten LS zurückgesetzt wird, wird die Slave-Einheitfreigegeben, um die Wiedereinschaltsequenz fortzusetzen. Ein Parameter tWait legt



die Höchstwartezeit für die Wiedereinschaltung zum Rücksetzen von WAIT fest. Beieiner Zeitüberschreitung wird der Wiedereinschaltzyklus der Slave-Einheitunterbrochen. Ist die Wiedereinschaltung des ersten Leistungsschalters erfolglos,unterbricht das an den Eingang INHIBIT der Slave-Einheit angeschlosseneAusgangssignal UNSUCCL die Wiedereinschaltsequenz der Slave-Einheit.

Die Signale können querverbunden werden, um ein einfaches Ändernder Prioritäten durch die Einstellung der Prioritäten Hoch und Niedrigohne Änderung der Anordnung zu ermöglichen. Die EingängeCBPOS jedes Leistungsschalters sind bei Anordnungen mit mehrerenLeistungsschaltern wichtig, um sicher zu stellen, dass der LS zuBeginn des Zyklus geschlossen war. War der Leistungsschalter mithoher Priorität nicht geschlossen, wechselt die hohe Priorität zumLeistungsschalter mit der niedrigen Priorität.

ON

OFF

BLKON

BLOCKOFF

INHIBIT

BLOCKED

SETON

INPROGR

ACTIVE

UNSUCCL

SUCCL

CLOSECB

PERMIT1P

CBREADY

CBPOS

PLCLOST

3PT1

WFMASTER

RESET

START1PT1

2PT1

TRSOTF

TR2P

TR3P

SYNC

EINGANG

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

xx

OD

ER

OD

ER

AUSGANG

xx

OD

ER

SCHUTZ

xxxx-TRIP

ZCVPSOF-TRIPZMQPDIS--TRIP

TRIP-TR2P

TRIP-TR3P

SESRSYN-AUTOOK

EF4PTOC-BLOCK

IOM IOM

SMBRREC


xxxx

xx

xxxx

xxxxxxxx

STARTHS

SKIPHSF

F

THOLHOLDF

WAIT

RSTCOUNTF

F

3PT2

3PT3

3PT4

3PT5

F

T

F

READYPREP3P TRIP-P3PTR

IEC04000136 V3 DE

Abb. 102: Beispiel von E-/A-Signalverbindungen in einer ein-, zwei- oderdreipoligen AWE-Funktion



=IEC04000137=3=de=Or

iginal.vsd

ACTIVE

UNSUCCL

READY

CLOSECB

3PT2

3PT3

WAIT

CBPOS

CBREADY

TRSOTF

START

RESET

BLOCKOFF

BLKON

OFF

ON BLOCKED

SETON

INPROGR

3PT4SYNC

INHIBIT

Anschluss ‘‘ Master ”

Priorität = Hoch

SMBRREC

CLOSECB

WAIT

Anschluss ‘‘ Slave ”

Priorität = Niedrig

LS1

LS2

WFMASTER

WFMASTER

*) Weitere Ein-/Ausgangssignale wie in vorherigen

Einzelleistungsschalteranordnungen

PLCLOST

SUCCL

SKIPHS

STARTHS

RSTCOUNT

THOLHOLD

PERMIT1P

PREP3P

3PT1

2PT1

1PT1

3PT5

RESET

BLOCKOFF

BLKON

OFF

ON

INHIBIT

PLCLOST

START

SKIPHS

STARTHS

CBPOSCBREADY

SYNC

THOLHOLD

TRSOTF

3PT2

3PT33PT4

PERMIT1P

PREP3P

3PT1

2PT1

1PT1

3PT5

ACTIVE

UNSUCCL

READY

BLOCKED

SETON

INPROGR

x

x

SUCCL

SMBRREC

IEC04000137 V3 DE

Abb. 103: Zusätzliche Ein- und Ausgangssignale bei Anordnungen mitmehreren Leistungsschaltern Die Verbindungen können"symmetrisch" erfolgen, um die Priorität anhand der Einstellungen(Priority: Hoch/Niedrig) steuern zu können.



13.2.3.2 Parametereinstellungen des Wiedereinschalters

FunktionDie Auslösung der AWE-Funktion für ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung(SMBRREC) lässt sich auf Ein und Aus einstellen. Die Einstellung ExternalCtrlgestattet ein Schalten auf Ein oder Aus mit einem externen Schalter über die EA- oderKommunikationsanschlüsse.

NoOfShots, Anzahl der WiedereinschaltzyklenBei der Stromübertragung wird meist Zyklus 1 verwendet. In den meisten Fällen istein einziger Wiedereinschaltversuch ausreichend, da die meisten Lichtbogenfehlernach der ersten Wiedereinschaltung behoben sind. In Stromnetzen, in denen vieleandere Fehlerarten vorkommen, die durch andere Einwirkungen – wie z.B. Wind –verursacht werden, kann eine größere Zahl von Wiedereinschaltversuchen sinnvollsein.

Erster Wiedereinschaltversuch und WiedereinschaltprogrammFür die Auswahl eines Wiedereinschaltprogramms gibt es sechs verschiedeneMöglichkeiten. Die Art der Wiedereinschaltung, die bei den verschiedenen Fehlerneingesetzt wird, hängt von der Konfiguration des Stromversorgungssystems und derPraxis und den Vorlieben des Benutzers ab. Sind die Leistungsschalter ausschließlichfür eine dreipolige Auslösung ausgelegt, ist eine dreipolige Wiedereinschaltungausgewählt. Das ist in der Regel bei Übertragungs- und Verteilerleitungen der Fall.Dreipolige Auslösungen und Wiedereinschaltungen für alle Fehlerarten sind invollständig vermaschten Stromversorgungssystemen ebenfalls allgemein akzeptiert.In Übertragungsnetzen mit nur wenigen parallelen Schaltkreisen bietet sich beieinpoligen Fehlern alternativ eine einpolige Wiedereinschaltung an, um Versorgungund Systemstabilität aufrechtzuerhalten.

AWE-PausenzeitenEinpolige AWE-Zeit: Eine typische Einstellung ist t1 1Ph = 800 ms. Auf Grund dererregten Phasen wird der Lichtbogen nicht unmittelbar gelöscht. Bei langenLeitungen mit hohen Spannungen verbessert der Einsatz von Drosselspulen in Formvon Stern mit einer Sternpunktdrosselspule das Löschen des Lichtbogens.

Verzögerung dreipoliger Zyklus 1: Eine typische Pausenzeit für die dreipoligeSchnell-Wiedereinschaltung (HSAR) sind 400 ms. Verschiedene lokale Phänomene,wie z. B. Feuchtigkeit, Salz, Verschmutzung, können die erforderliche Totzeitbeeinflussen. Manche Benutzer wenden eine verzögerte automatischeWiedereinschaltung (DAR) mit einer Verzögerung von 10 s oder mehr an. DieVerzögerung des zweiten und möglicher weiterer Wiedereinschaltversuche wird inder Regel auf 30 s oder mehr eingestellt. Es muss sichergestellt sein, dass derLeistungsschalter-Arbeitszyklus die gewählte Einstellung verarbeiten kann. DieEinstellung kann entsprechend nationalen Bestimmungen beschränkt sein. Fürmehrere Versuche muss die Einstellung für die Zyklen 2-5 länger als dieLeistungsschalter-Arbeitszykluszeit gewählt sein.



Extended t1 und tExtended t1, Erweiterte AWE-Pausenzeit für Zyklus 1.

Es ist möglich, dass die Kommunikationsverbindung in einem selektiven (nichtstrengen) Leitungsschutzkonzept, wenn sie z.B. über TFH erfolgt, nicht immerverfügbar ist. Ein Ausfall der Kommunikation kann die Auslösung an einem Ende derLeitung verzögern. Es besteht die Möglichkeit, die Pausenzeit der automatischenWiedereinschaltung zu erweitern. Hierzu dient der Eingang in PLCLOST und dieEinstellung der Parameter. Eine typische Einstellung für diesen Fall: Extended t1 =Ein und tExtended t1 = 0,8 s.

tSync, Höchstwartezeit für den SynchronisationscheckDas Zeitfenster sollte mit der Auslösezeit und den anderen Einstellungen derSynchronisationsprüfungsfunktion koordiniert werden. Beim Wiedereinschaltennach einem Leitungsfehler muss auf eine mögliche Pendelung geachtet werden. Einezu kurze Dauer kann eine erfolgreiche Wiedereinschaltung vermeiden.

tTrip, langer AuslöseimpulsAuslösebefehl und initiieren normalerweise ein schnelles Rücksetzen desautomatischen Wiedereinschaltsignals, sobald der Fehler beseitigt ist. Ein längererAuslösebefehl kann darauf schließen lassen, dass ein Leistungsschalter den Fehlernicht beseitigen kann. Ein beim Wiedereinschalten des Leistungsschaltersanliegendes Auslösesignal führt zu einer erneuten Auslösung. Je nach der EinstellungExtended t1 = Aus oder Ein kann ein(e) Auslösung/Auslöse, der länger ist als dieeingestellte Zeit tTrip die AWE-Pausenzeit entweder blockieren oder erweitern. EinAuslöseimpuls, der länger ist als die eingestellte Zeit tTrip unterbindet dieWiedereinschaltung. Bei die Einstellung etwas länger als die Pausenzeit derWiedereinschaltung gewählt ist, wird diese Vorrichtung die Wiedereinschaltungnicht beeinflussen. Eine typische Einstellung von tTrip könnte nahe der AWE-Pausenzeit liegen.

tInhibit, Sperrsignal-RücksetzzeitEine typische Einstellung für die zuverlässige Unterbrechung und vorübergehendeBlockierung der Funktion ist tInhibit = 5,0 s. Die Funktion wird nach der Aktivierungvon tinhibit während dieser Zeitspanne blockiert.

tReclaim, SperrzeitDie Sperrzeit gibt die Zeit bis zum Rücksetzen der Funktion in den Originalzustandan, nachdem ein Leitungsfehler und eine Auslösung als unabhängige neue Fälle miteinem neuen Wiedereinschaltzyklus behandelt werden. Z. B. bei einemLeistungsschalter-Bemessungszyklus, O-0,3 s CO- 3 min. – CO. DieWiederherstellungszeit von 3 Minuten (180 s) wird gewöhnlich nicht kritisch, da dieFehlerniveaus meist unter dem angegebenen Wert liegt und das Risiko eines weiterenFehlers innerhalb kurzer Zeit vernachlässigt werden kann. Eine typische Zeit kann inAbhängigkeit der Fehlerniveaus und Leistungsschalter-Arbeitszyklus tReclaim = 60oder 180 s entsprechen.



StartByCBOpenDie normale Einstellung ist Aus. Sie wird verwendet, wenn die Funktion durchSchutzauslösesignale ausgelöst wird. Wenn auf Ein gesetzt, erfolgt der AWE-Startüber einen LS-Hilfskontakt.

FollowCBDie übliche Einstellung ist Follow CB = Aus. Die Einstellung Ein dient zurverzögerten Wiedereinschaltung mit langer Verzögerung für den Fall, dass einLeistungsschalter während der "AWE-Pausenzeit" manuell geschlossen wird, bevordie automatische Wiedereinschaltfunktion den Befehl zum Schließen desLeistungsschalters gibt.

tCBClosedMinEine typische Einstellung ist 5,0 s. Wenn der Leistungsschalter nicht mindestens solange geschlossen war, wird das Starten einer Wiedereinschaltung nicht zugelassen.

CBAuxContType, Art des Leistungsschalter-HilfskontaktsDieser Parameter ist entsprechend dem verwendeten Leistungsschalter-Hilfskontakteinzustellen. Ein NormOpen Kontakt wird empfohlen, um bei geschlossenemLeistungsschalter ein positives Signal zu erzeugen.

CBReadyType, Art des angeschlossenen Signals, das die Bereitschaftdes Leistungsschalters anzeigtDie Auswahl hängt von den Leistungsmerkmalen der Leistungsschalter-Auslösevorrichtung ab. Bei der Einstellung OCO (Leistungsschalter bereit für einenÖffnen-Schließen-Öffnen-Zyklus) wird die Bedingung nur bei Beginn desWiedereinschaltzyklus geprüft. Obwohl das Signal nach der Auslösung abfällt, kannder Leistungsschalter noch die Schließen-Öffnen-Sequenz ausführen. Bei derAuswahl CO (Leistungsschalter bereit für einen Schließen-Öffnen-Zyklus) wird dieBedingung auch nach der eingestellten Pausenzeit des Wiedereinschaltzyklusgeprüft. Diese Option ist vor allem bei einer Wiedereinschaltung mit mehrerenVersuchen sinnvoll, um beim zweiten und bei weiteren Wiedereinschaltversuchensicherzustellen, dass der Leistungsschalter für die Schließen-Öffnen-Sequenz bereitist. Während der Wiedereinschaltung mit nur einem Zyklus kann die Auswahl OCOverwendet werden. Ein Leistungsschalter muss seinem Arbeitszyklus entsprechendimmer über gespeicherte Energie für einen Schließen-Öffnen-Vorgang nach derersten Auslösung verfügen. (IEC 56 Arbeitszyklus entspricht O-0,3 s CO-3 minCO).

tPulse, Dauer des Schließbefehlimpulses des LeistungsschaltersDer Impuls sollte so lang sein, dass ein zuverlässiger Betrieb des Leistungsschaltersgewährleistet ist. Eine typische Einstellung könnte tPulse = 200 ms sein. Eine längereEinstellung für den Impuls kann die dynamische Anzeige beim Prüfen erleichtern, z.B. im Debugmodus des Application Configuration Tool (ACT). In Leistungsschalternohne Prellschutzrelais kann die Einstellung CutPulse = Ein eingesetzt werden, umeine wiederholte Wiedereinschaltung bei Fehlern zu vermeiden. Eine neue Auslösungunterbricht dann den aktiven Impuls.



BlockByUnsucClEinstellung, ob ein gescheiterter automatischer Wiedereinschaltversuch dieautomatische Wiedereinschaltung in der Blockierung einstellt. Falls diese Funktioneingesetzt wird, müssen die Eingänge BLOCKOFF konfiguriert werden, um dieFunktion nach einem gescheiterten Wiedereinschaltversuch zu entriegeln. Dienormale Einstellung ist Aus.

UnsucClByCBCheck, erfolgloses Schließen gemäß Leistungsschalter-ÜberwachungDie normale Einstellung ist NoCBCheck. Das Ereignis "AutomatischeWiedereinschaltung gescheitert" wird dann durch eine erneute Auslösung innerhalbder Sperrzeit nach dem ersten Wiedereinschaltzyklus beurteilt. Falls jemand dasSignal UNSUCCL (fehlgeschlagenes Schließen) erhalten möchte, wenn derLeistungsschalter nicht auf den Befehl zum Schließen reagiert, CLOSECB, kannUnsucClByCBCheck= CB Check und tUnsucCl z. B. auf 1,0 gesetzt werden.

Priority und Zeit tWaitForMasterBei Anwendungen mit einzelnen Leistungsschaltern, kann Priority = None gesetztwerden. Bei einer sequentiellen Wiedereinschaltung wird die Funktion des erstenLeistungsschalters z. B. bei der Sammelschiene auf Priority = Hoch und für denzweiten Leistungsschalter Priority = Niedrig gesetzt werden. Die Höchstwartezeit,tWaitForMaster, des zweiten Leistungsschalters wird auf einen Wert niedriger als die"Pausenzeit automatische Wiedereinschaltung" gesetzt, und eine Toleranz für dieFunktion Synchrocheck wird am ersten Leistungsschalter eingestellt. Eine typischeEinstellung ist tWaitForMaster = 2 s.

AutoCont und tAutoContWait, automatische Fortsetzung mit demnächsten Versuch, wenn der Leistungsschalter nicht innerhalb derdefinierten Zeitspanne geschlossen wirdDie normale Einstellung ist AutoCont = Aus. Der Wert tAutoContWait ist die Dauer,die SMBRREC abwartet, um zu sehen, ob der Leistungsschalter geschlossen ist, wennAutoCont auf Ein gesetzt wird. Normalerweise kann die Einstellung tAutoContWait =2 s betragen.

13.3 Gerätesteuerung APC

13.3.1 Anwendung

Die Gerätesteuerung ist eine Funktion zur Steuerung und Überwachung derLeistungsschalter, Trenner und Erdungsschalter innerhalb eines Feldes. DieBetriebserlaubnis wird nach Evaluierung der Bedingungen von anderen Funktionenwie Verriegelung, Synchrocheck, Bedienerplatzauswahl und externen oder internenBlockierungen gegeben.



Abbildung 104 vermittelt einen Überblick, von wo die Gerätesteuerung Befehleempfängt. Die Befehle an ein Gerät können von der Leitstelle aus initiiert werden(CC), von der Stations-HMI oder der LHMI auf der Geräte-Front.

HMI-System der Station

GW

Kreisblindstrom

Stationsbus

Leistungsschalter, Trenner, Erdungsschalter=IEC08000227=1=de=Original.vsd

Geräte-steuerung

Gerät

I/O

LHMI

Geräte-steuerung

Gerät

I/O

Geräte-steuerung

Gerät

I/O

LHMILHMI

IEC08000227 V1 DE

Abb. 104: Überblick über die Gerätesteuerung

Funktionen der Gerätesteuerung:

• Bedienung primärer Geräte• Auswahl-/Ausführen-Prinzip, um eine hohe Sicherheit zu garantieren• Auswahl- und Reservierungsfunktion, um simultane Auslösung zu verhindern• Auswahl und Überwachung des Bediener-Standorts• Befehlskreisüberwachung• Blockieren einer Funktion/Blockierung einer Funktion aufheben• Blockieren der Aktualisierung einer Positionsanzeige/Blockierung der

Aktualisierung einer Positionsanzeige aufheben• Substitution von Positionsanzeigen• Aufheben der Verriegelungsfunktionen• Umgehung des Synchrochecks• Pol-Gleichlauf-Überwachung• Auslösezähler• Zwischenstellungsunterdrückung

Die Gerätesteuerung wird mit einer Reihe von Funktionsbausteinen umgesetzt, diefolgende Bezeichnungen haben:



• Schaltsteuerung SCSWI• Leistungsschalter SXCBR• Trenner SXSWI• Feldsteuerung QCBAY• Positionsauswertung POS_EVAL• Sammelschienenreserve QCRSV• Reservierungseingang RESIN• Ort/Fern LOCREM• Ort-Fern-Steuerung LOCREMCTRL

Der Signalfluss zwischen den Funktionsblöcken ist in Abbildung 105 dargestellt. Umdie Reservierungsfunktion umsetzen zu können, sind auch die FunktionsbausteineReservierungseingang (RESIN) und Sammelschienenreserve (QCRSV) in derGerätesteuerung enthalten. Nachfolgend finden Sie die Anwendungsbeschreibungfür all diese Funktionen: Die Funktion SCILO in der nachfolgenden Abbildung ist derlogische Knoten für die Verriegelung.

Die Steueroperation kann von der LHMI des Gerätes aus erfolgen. Wenn derAdministrator mithilfe des User Tools des Gerätes in PCM600 Bediener definiert hat,unterliegt der Schalter Ort/Fern der Schaltberechtigung. Sind keine Bediener definiert(Standardeinstellung), dann ist der Werksbediener der SuperUser, derSteuerfunktionen von der LHMI des Gerätes aus ohne Anmeldung vornehmen kann.Die Standardposition des Schalters Ort/Fern ist "Fern".



en05000116.vsd

SXCBRSCSWI

SCILO

SXCBRSXCBR

SCSWI

SCILO

SXSWI

-QA1

-QB1

-QB9

IEC 61850

QCBAY

IEC05000116 V1 DE

Abb. 105: Signalfluss zwischen den Funktionseinheiten der Gerätesteuerung

Akzeptierte Kategorien für Absender für PSTOWenn der angeforderte Befehl von der Berechtigung akzeptiert wird, wird der Wertgeändert. Andernfalls wird das Attribut blocked-by-switching-hierarchy imUrsachen-Signal gesetzt. Wenn sich der PSTO-Wert während eines Befehls ändert,wird der Befehl abgebrochen.

Die akzeptierten Kategorien für Absender für jeden PSTO-Wert sind in Tabelle 22angegeben.

Tabelle 22: Akzeptierte Kategorien für Absender für jeden PSTO-Wert

Permitted Source To Operate (PSTO) Absender (orCat)

0 = Aus 4,5,6

1 = Lokal 1,4,5,6

2 = Fern 2,3,4,5,6

3 = Fehlerhaft 4,5,6

4 = nicht verwendet 4,5,6




5 = Alle 1,2,3,4,5,6

6 = Station 2,4,5,6

7 = Fern 3,4,5,6

PSTO = Alle, dann ist es keine Priorität zwischen Bedienerpositionen. AlleBedienerpositionen dürfen auslösen.

Das gemäß Norm IEC 61850 definierte Attribut orCat in der Kategorie für Absenderist in Tabelle 23 definiert.

Tabelle 23: Attribut orCat gemäß IEC 61850

Wert Beschreibung

0 not-supported

1 bay-control

2 station-control

3 remote-control

4 automatic-bay

5 automatic-station

6 automatic-remote

7 maintenance

8 process

13.3.1.1 Feldsteuerung (QCBAY)

Die Feldsteuerfunktion (QCBAY) wird verwendet, um die Auswahl des Bediener-Standorts pro Feld auszuwählen. Die Funktion ermöglicht, von zwei verschiedenenArten von Standorten aus zu bedienen, entweder von Fern (z. B. von der Leitstelleoder von der Station), oder von Lokal (LHMI am Gerät) oder von beiden (Lokal undFern). Die Position des Schalters Ort/Fern kann ebenfalls auf "Aus" gestellt werden,was bedeutet, dass kein Bediener-Standort ausgewählt ist, so dass von Lokal oder vonFern keine Bedienung möglich ist.

Für die IEC 61850-8-1 Kommunikation kann die Feldsteuerungsfunktion soeingestellt werden, dass sie zwischen Befehlen mit orCat-Station und fernwirkend (2und 3) unterscheiden kann. Die Auswahl erfolgt über den IEC 61850-8-1 Edition 2Befehl LocSta.

QCCBAY bietet ebenfalls Blockierfunktionen, die an verschiedene Geräte innerhalbdes Feldes weitergegeben werden können. Für die Blockierung gibt es zweiverschiedene Alternativen:

• Blockierung der Aktualisierung von Positionen• Blockierung von Befehlen




IEC13000016 V2 DE

Abb. 106: APC - Lokaler/fernwirkender Funktionsblock

13.3.1.2 Schaltersteuerung (SCSWI)

SCSWI kann auf einem dreipoligen Betriebsmittel oder drei einpoligenBetriebsmitteln verarbeitet und ausgelöst werden.

Nach Auswahl eines Geräts und vor Ausführung führt die Schaltersteuerung diefolgenden Überprüfungen und Aktionen aus:

• Eine Anforderung, welche die Reservierung anderer Felder initiiert, um einesimultane Auslösung zu verhindern.

• Ist-Positionseingaben für Verriegelungsinformationen werden gelesen undausgewertet, wenn das Auslösen zugelassen wird.

• Synchrocheck/Synchronisierungsbedingungen werden gelesen und überprüft,bei positiver Antwort wird eine Funktion ausgeführt.

• Die Blockierbedingungen werden ausgewertet.• Die Positionsanzeigen werden nach gegebenem Befehl und seiner erforderlichen

Richtung (offen oder geschlossen) ausgewertet.

Die Befehlsabfolge wird hinsichtlich der Zeit zwischen folgenden Ereignissenüberwacht:



• Auswählen und ausführen• Auswählen und bis zur Sicherstellung der Reservierung.• Ausführen und Endposition des Gerätes.• Ausführen und gültige "Ein"-Bedingungen von Synchrocheck.

Bei einem Fehler wird die Befehlsabfolge abgebrochen.

Wenn drei einphasige Schalter (SXCBR) mit der Schaltersteuerungsfunktionverbunden sind, "kombiniert" die Schaltersteuerung die Stellung der drei Schalter zuder resultierenden Dreiphasen-Stellung. Bei einer Poldiskordanz, bei der dieeinphasigen Schalter länger als die einstellbare Zeit eine ungleiche Stellung haben,wird ein Fehlersignal gesetzt.

Die Schaltersteuerung ist nicht vom Typ des Schaltgeräts SXCBR oder SXSWIabhängig. Die Schaltersteuerung stellt den Inhalt des logischen Knotens SCSWI(gemäß IEC 61850) mit obligatorischen Funktionalitäten dar.

13.3.1.3 Schalter (SXCBR/SXSWI)

Die Schalter sind Funktionen, mit denen ein Wechselstromkreis unter normalenBedingungen geschlossen und unterbrochen wird, oder mit denen bei einerÜberlastung des Wechselstromkreises unterbrochen wird. Aufgabe dieserFunktionen ist es, die niedrigste Ebene von Schaltgeräten mit oder ohne Kurzschluss-Abschaltfunktionalität zu repräsentieren, wie z.B. Leistungsschalter, Trenner,Erdungsschalter usw.

Der Zweck dieser Funktionen ist es, den Ist-Status von Positionen zu erhalten undSteuervorgänge vorzunehmen, d.h., alle Befehle über die Baugruppe an das primäreGerät weiterzugeben und Schaltvorgänge und Positionen zu überwachen.

Schalter haben die folgenden Funktionalitäten:

• Schalter Lokal/Fern für die Schaltanlage• Blockieren eines Aus- und Ein-Befehls beziehungsweise Aufheben der

Blockierung• Aktualisierung der Blockierung oder Aufheben der Blockierung einer

Positionsanzeige• Substitution von Positionsanzeigen• Überwachungstimer, nach dessen Zeit das primäre Gerät nach einem Befehl sich

beginnt zu bewegen• Überwachung der zulässigen Zeit für die Zwischenstellung• Definition der Impulsdauer für Aus- und Ein-Befehle

Die Umsetzung dieser Funktionen erfolgt mit den Funktionen SXCBR, die einenLeistungsschalter darstellt, und SXSWI, die einen Trennschalter bzw. einen Trenneroder Erdungsschalter darstellt.

Der Leistungsschalter (SXCBR) kann entweder über drei einphasige Schalter odereinen dreiphasigen Schalter umgesetzt werden.



Der Inhalt dieser Funktion wird durch die Definitionen gemäß IEC 61850 für dieLeistungsschalter (SXCBR) und Trennschalter (SXSWI) für logische Knoten mitobligatorischen Funktionen dargestellt.

13.3.1.4 Reservierungsfunktion (QCRSV und RESIN)

Die Reservierungsfunktion dient vorrangig der sicheren Übertragung vonVerriegelungsdaten zwischen IED und der Verhinderung des Doppelbetätigung ineinem Feld, einer Teilanlage oder kompletten Unterstation.

Für die Bewertung der Verriegelung in einer Schaltanlage kann diePositionsinformation von Schaltgeräten wie Leistungsschaltern, Trennschaltern undErdungsschaltern im gleichen Feld oder von einigen anderen Feldern erforderlichsein. Wenn die Information von anderen Feldern erforderlich ist, wird diese über denStationsbus zwischen entfernten Geräten ausgetauscht. Das Problem, das auftretenkann, sogar bei einer hohen Kommunikationsgeschwindigkeit, ist ein Zeitfenster, indem die Information über die Position der Schaltgeräte unsicher ist. DieVerriegelungsfunktion verwendet diese Information zur Bewertung, was bedeutet,dass auch die Verriegelungsbedingungen unsicher sind.

Um sicherzustellen, dass die Verriegelungsinformationen zur Zeit des Betriebskorrekt sind, gibt es eine eindeutige Reservierungsmethode in den Geräten. Bei dieserReservierungsmethode sendet das Feld, dass die Reservierung anfordert, eineReservierungsanfrage an andere Felder und wartet dann, bis von den diesen Feldernein Signal für die Bewilligung der Reservierung zurückgesendet wird. Dietatsächlichen Stellungsanzeigen von diesen Feldern werden dann über denStationsbus zur Auswertung im Gerät übertragen. Nach der Auswertung kann dieFunktion mit hoher Sicherheit ausgeführt werden.

Diese Funktionalität wird über den Stationsbus über die Funktionsblöcke QCRSVund RESIN realisiert. Das Anwendungsprinzip ist in Abbildung 107 dargestellt.

Der Funktionsblock QCRSV ist für die Reservierung zuständig. Er sendet entwederdie Reservierungsanforderung an andere Felder oder die Quittierung aus, wenn dasFeld eine Anforderung von einem anderen Feld erhalten hat.

Der andere Funktionsblock RESIN empfängt die Reservierungsinformationen vonanderen Feldern. Die Anzahl der Instanzen ist der der einbezogenen Felder gleich (esstehen bis zu 60 Instanzen zur Verfügung). Die empfangenen Signale sind entwederdie Anforderung der Reservierung von einem anderen Feld oder die Quittierung vonden Feldern, die eine Anforderung von diesem Feld erhalten haben. Die Informationin Bezug auf eine gültige Übertragung über Stationsbus muss ebenfalls empfangenworden sein.



e n 0 5 0 0 0 1 1 7 .v s d

G e rä tG e rä t

V o n a n d e re m

S C S W I im F e ld A n

a n d e re n S C S W I im F e ld

3

S ta t io n s b u s

. . .

. . .

. . .

3

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

..

S C S W I

R E S _ R QR E S _ G R T

R E S _ D A T A

Q C R S V

R E S _ R Q 1

R E S _ R Q 8

R E S _ G R T 1

R E S _ G R T 8

..

2

IEC05000117 V2 DE

Abb. 107: Applikationsprinzipien der Reservierung über den Stationsbus

Die Reservierung kann ebenfalls mit externer Verkabelung nach demAnwendungsbeispiel in Abbildung 108 realisiert werden. Diese Lösung wird mitexternen Hilfsrelais und zusätzlichen binären Eingängen und Ausgängen in jedemGerät umgesetzt, jedoch ohne Verwendung der Funktionsblöcke QCRSV undRESIN.

S C S W I

S E L E C T E DR E S _ E X T

+

G e rä t

B I B O

G e rä t

B I B O

O DE RA n d e re r S C S W I im F e ld

e n 0 5 0 0 0 1 1 8 .v s d

IEC05000118 V2 DE

Abb. 108: Applikationsprinzipien der Reservierung mit externer Verdrahtung

Die Lösung in Abbildung 108 kann ebenfalls über den Stationsbus nach demAnwendungsbeispiel in Abbildung 109 realisiert werden. Die Beispiele inAbbildung 108 und Abbildung 109 haben nicht die gleiche hohe Sicherheit wie dieLösung in Abbildung 107, haben aber stattdessen eine höhere Verfügbarkeit, weilkeine Quittierung erforderlich ist.



S C S W I

S E L E C T E D

R E S _ E X T

G e rä tG e rä t

O DE R

A n d e re r S C W I im F e ld

S ta tio n s b u s. . .

S P G A P CIN

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

. . .

. . .

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

IE C 0 5 0 0 0 1 7 8 -3 -e n .v s d

IEC05000178 V3 DE

Abb. 109: Applikationsprinzip einer alternativen Reservierungslösung

13.3.2 Interaktionen zwischen den Modulen

Ein typisches Feld mit einer Gerätesteuerungsfunktion besteht aus einer Kombinationvon logischen Knoten oder Funktionen, die hier beschrieben werden:

• Die Schaltersteuerung (SCSWI) initiiert alle Funktionen für ein Gerät. Sie ist dieBefehlsschnittstelle des Gerätes. Sie beinhaltet Positionsbenachrichtigung undPositionssteuerung.

• Die Leistungsschalterfunktion (SXCBR) ist die Prozess-Schnittstelle zumLeistungsschalter für die Gerätesteuerungsfunktion.

• Die Trennerfunktion (SXSWI) ist die Prozess-Schnittstelle zum Trenn- oderErdungsschalter für die Gerätesteuerungsfunktion.

• Die Feldsteuerungsfunktion (QCBAY) erfüllt die Funktionen für die Geräte aufFeldebene, wie die Auswahl des Bediener-Standorts und die Blockierungen fürein komplettes Feld.

• Die Reservierungsfunktion (QCRSV) ist für die Reservierungsfunktionzuständig.

• Die Schutzauslöselogik (SMPPTRC) verbindet die Auslöseausgänge einer odermehrerer Schutzfunktionen mit einer gewöhnlichen Auslösung, die an SXCBRübermittelt wird.

• Die automatische Wiedereinschaltungsfunktion (SMBRREC) bietet einigeKonfigurierungsmöglichkeiten hinsichtlich der Bedingungen für das Schließeneines ausgelösten Leistungsschalters.

• Die Verriegelungsfunktion für logische Knoten (SCILO) liefert Informationendarüber an SCSWI, ob SCILO laut der Schaltanlagen-Topologie betriebenwerden kann. Die Verriegelungsbedingungen werden mit einer separaten Logikbewertet und mit SCILO verbunden.

• Synchrocheck, die Einschaltprüfung und die Synchronisierung (SESRSYN)berechnen die Phasenwinkeldifferenz von beiden Seiten eines geöffnetenSchalters und vergleichen diese mit den vordefinierten Schaltungsbedingungen(Synchrocheck). Auch der Fall, dass auf einer Seite keine Spannung anliegt(Einschaltprüfung), wird berücksichtigt.

• Die Funktion "Generic Automatic Process Control" (GAPC) übermitteltgenerische Befehle vom Bediener zum System.



Die nachfolgende Abbildung 110 vermittelt einen Überblick über die Interaktionzwischen diesen Funktionen.

= IE C 0 5 0 0 0 1 2 0 = 2 = d e = O r ig in a l.v s d

S X C B R(L e is tu n g s s c h a lte r)

V e rr ie g e lu n g s -F u n k tio n s b lo c k

(N ic h t L N )

S C S W I(S c h a lts te u e ru n g )

Q C B A Y(F e ld s te u e ru n g )

S M B R R E C(A u to m . W ie d e r-

e in s c h a ltu n g ) E /A

A u s lö s u n g

R e l. s c h lie ß e n

R e s . e r f .

Star

t AW

E

L S s c h lie ß e n

P o s it io n

R e s . e r te ilt

B e d ie n e r -P o s it io n s -a u s w a h l

S C S W I(S c h a lts te u e ru n g )

S X S W I(T re n n e r )

B e fe h l Ö ffn e n

B e fe h l S c h lie ß e n

P o s it io n

S E S R S Y N(S y n c h ro c h e c k & S y n c h ro n iz e r)

S C IL O

S C IL O

S y n c h ro c h e c k O K

Q C R S V(R e s e rv ie ru n g ) R e s . e r f .

R e s . e r te ilt

G A P C

(A llg e m e in e a u to m a tis c h e

P ro z e s s -s te u e ru n g ) Ö ffn e n /s c h lie ß e n

Ö ffn e n /s c h lie ß e n

S c h lie ß e n a k t iv ie re n

Ö ffn e n a k t iv ie re n

R e l. ö ffn e n

R e l. s c h lie ß e nR e l. ö ffn e n

S M P P T R C(A u s lö s e lo g ik )

P o s it io n

Öffne

n ak

tivier

enSc

hließ

en

aktiv

ieren

Pos.

von

ande

ren F

elder

n

E /A

B e fe h l Ö ffn e n

B e fe h l S c h lie ß e n

(V e rr ie g e lu n g )

(V e rr ie g e lu n g )

S y n c h ro n is ie ru n g f in d e t s ta tt

IEC05000120 V2 DE

Abb. 110: Überblick mit Beispiel zu den Interaktionen zwischen Funktionen ineinem typischen Feld


Die Parameter für die Gerätesteuerung werden in der LHMI oder am PCM600festgelegt.

13.3.3.1 Feldsteuerung (QCBAY)

Wenn der Parameter AllPSTOValid auf Keine Priorität eingestellt ist, werden alleAbsender vom lokalen und entfernten Ende ohne irgendeine Priorität akzeptiert.

Ist der Parameter RemoteIncStation auf Ja gesetzt, werden Befehle vonIEC 61850-8-1 Clients von der stationären als auch von der fernen Ebene akzeptiert,



wenn sich die Funktion QCBAY im Fern-Modus befindet. Wenn der Parameter aufNein gesetzt ist, legt der Befehl LocSta fest, welcher Bedienerstandort akzeptiert wird,wenn sich die Funktion QCBAY im Fern-Modus befindet. Wenn LocSta True ist,werden nur Befehle von stationärer Ebene akzeptiert, andernfalls werden nur Befehlevon ferner Ebene akzeptiert.

Der Parameter RemoteIncStation wirkt sich nur auf dieIEC 61850-8-1 Kommunikation aus. Wenn das IEC 61850 Edition 1Kommunikationsprotokoll verwendet wird, sollte der Parameter aufJa gesetzt werden, da der Befehl LocSta nicht im IEC 61850-8-1Edition 1 Kommunikationsprotokoll definiert ist.

13.3.3.2 Schaltersteuerung (SCSWI)

Der Parameter CtlModel beschreibt den Steuerungsmodelltyp gemäß IEC 61850. Beinormaler Steuerung der Leistungsschalter, Trenner und Erdungsschalter ist dasSteuerungsmodell auf SBO Enh (Auswahl vor Betrieb = Select-Before-Operate) miterweiterter Sicherheit eingestellt.

Wenn die Funktion in einem Schritt ausgeführt werden soll und keine Überwachungdes Ergebnisses des Befehls gewünscht wird, wird die direkte Modellsteuerung mitnormaler Sicherheit verwendet.

Bei Steuerung mit erweiterter Sicherheit steht über das Steuerungsobjekt einezusätzliche Überwachung des Statuswertes zur Verfügung, was bedeutet, dass jedeBefehlsfolge durch einen Abschlussbefehl beendet werden muss.

Der Parameter PosDependent ermöglicht, abhängig von der Positionsangabeauszulösen. D.h. bei der Einstellung immer erlaubt ist es immer zulässig, unabhängigvom Wert der Position auszulösen. Bei unzulässig 00/11 ist es nicht zulässig,auszulösen, wenn sich die Position in einem fehlerhaften Stadium oderZwischenstadium befindet.

tSelect ist die maximal zulässige Zeit zwischen dem Befehlssignal für die Auswahlund für die Ausführung, d.h., die Zeit, in der der Bediener die Befehlsausführungvornehmen muss, nachdem das auszulösende Objekt ausgewählt wurde. Wenn dieZeit abgelaufen ist, wird das ausgewählte Ausgangssignal auf "falsch" gesetzt, und eswird ein Auslösecode gesendet.

Der Zeitparameter tResResponse ist der Zeitraum zwischen Reservierungsanfrageund Feedback-Reservierung, der von allen an der Reservierungsfunktion beteiligtenFeldern bewilligt wird. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird die Steuerfunktionzurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

tSynchrocheck ist die für die Funktion synchrocheck zulässige Zeit, um dieSchließzustände herbeizuführen. Wenn die Zeit abgelaufen ist, versucht die Funktion,die Synchronisierungsfunktion zu starten. Wenn tSynchrocheck auf 0 eingestellt ist,erfolgt kein Synchrocheck, bevor die Synchronisierungsfunktion startet.



Der Timer tSynchronizing überwacht, dass das "Synchronisierung-in-BearbeitungSignal" in SCSWI abgefragt wird, nachdem die Synchronisierungsfunktion gestartetwurde. Das Startsignal für die Synchronisierung wird nicht gesetzt, wenn diesynchrocheck Bedingungen nicht erfüllt sind. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird dieSteuerfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben. Wennkeine Synchronisierungsfunktion eingschlossen ist, wird die Zeit auf 0 gesetzt, waskeinen Start der Synchronisierungsfunktion bedeutet. Wenn tSynchrocheckabgelaufen ist, wird die Steuerfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Codeausgegeben.

tExecutionFB ist die maximale Zeit zwischen dem Signal für den Ausführungsbefehlund dem Befehlsende. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird die Steuerfunktionzurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

tPoleDiscord ist die zulässige Schaltergleichlaufzeit bei der Steuerung von dreieinphasigen Leistungsschaltern. Bei einer Diskrepanz wird ein Ausgangssignal fürdie Auslösung oder einen Alarm aktiviert, und während eines Befehls wird dieSteuerfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

Ist SuppressMidPos auf Ein gesetzt, wird die Mittelposition während des untertIntermediate für die verbundenen Schalter eingestellten Zeitraums unterdrückt.

Der Parameter InterlockCheck entscheidet, ob die Verriegelungsprüfung in derAuswahl- und Auslösephase (Ausw. und Ausl.Phase) oder nur in der Auslösephase(Ausl.Phase) ausgeführt werden soll.

13.3.3.3 Schalter (SXCBR/SXSWI)

tStartMove ist die Überwachungszeit für das Gerät, um nach Ausführung einesBefehls zu starten. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird die Schaltfunktionzurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

Während der unter tIntermediate festgelegten Zeit, darf sich die Positionsangabe ineinem Zwischenstadium (00) befinden. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird dieSchaltfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben. DieAngabe der Mittelposition bei SCSWI wird während dieses Zeitraums unterdrückt,wenn sich die Position von offen in geschlossen oder umgekehrt ändert, sofern in derSCSWI-Funktion der Parameter SuppressMidPos auf Ein gesetzt ist.

Wenn der Parameter AdaptivePulse auf Adaptierend eingestellt ist, wird derBefehlsausgabeimpuls zurückgesetzt, sobald die korrekte Endposition erreicht ist.Wenn der Parameter auf Nicht Adaptiv eingestellt ist, bleibt derBefehlsausgabeimpuls solange aktiv, bis die Zeit des Timers tOpenPulsetClosePulseabgelaufen ist.

tOpenPulse ist die Länge des Ausgabeimpulses für den offenen Befehl. WennAdaptivePulse auf Adaptiv gesetzt ist, ist dies die maximale Länge desAusgangsimpuls für einen Öffnenbefehl. Die Dauer ist auf 200 ms für einenLeistungsschalter (SXCBR) und auf 500 ms für einen Trenner (SXSWI)voreingestellt.



tClosePulse ist die Länge des Ausgabeimpulses für einen geschlossenen Befehl.Wenn AdaptivePulse auf Adaptiv gesetzt ist, ist dies die maximale Länge desAusgangsimpuls für einen Öffnenbefehl. Die Dauer ist auf 200 ms für einenLeistungsschalter (SXCBR) und auf 500 ms für einen Trenner (SXSWI)voreingestellt.

13.3.3.4 Feldreserve (QCRSV)

Das Zeitglied tCancelRes definiert die Überwachungszeit für den Abbruch derReservierung, wenn dieser vom anfordernden Feld beispielsweise aufgrund einesKommunikationsfehlers nicht durchgeführt werden kann.

Wenn der Parameter ParamRequestx (x=1-8) für jedes Gerät (x) im Feld auf Nur eig.Feld res. gesetzt ist, wird nur das eigene Feld reserviert, d. h. der Ausgang für dieReservierungsanfrage an andere Felder (RES_BAYS) wird bei Auswahl von Gerät xnicht aktiviert.

13.3.3.5 Reservierungseingang (RESIN)

Wenn der Parameter FutureUse auf Reservefeld gesetzt ist, kann die Funktion Felderabdecken, die noch nicht im SA-System installiert sind.

13.4 Spannungsregelung




Automatische Spannungskontrolle fürStufenschalter, Einzelsteuerung

TR1ATCC

U

IEC10000165 V1 DE

90

Automatische Spannungskontrolle fürStufenschalter, Parallelsteuerung

TR8ATCC

U

IEC10000166 V1 DE

90

Steuerung und Überwachung des Stu‐fenschalters, 6 binäre Eingänge

TCMYLTC - 84

Steuerung und Überwachung des Stu‐fenschalters, 32 binäre Eingänge

TCLYLTC - 84



13.4.2 Anwendung

Wenn die Last im Stromnetz steigt, fällt die Spannung. Gleiches gilt umgekehrt. Umdie Netzspannung konstant zu halten, sind Leistungstransformatoren üblicherweisemit einem Stufenschalter ausgestattet. Hierdurch wird dasLeistungstransformatorverhältnis in mehreren vordefinierten Schritten verändert,wodurch sich auch die Spannung ändert. Jeder Schritt stellt üblicherweise eineSpannungsänderung von ca. 0,5 - 1,7% dar.

Die Spannungsregelungsfunktion dient zur Regelung der Leistungstransformatorenmittels eines motorgetriebenen Stufenschalters. Diese Funktion regelt die Spannungauf der Sekundärseite des Leistungstransformators. Die Steuermethode basiert aufeinem Einzelschritt-Prinzip, bei dem immer nur ein Steuerimpuls an denStufenschalter übertragen wird, um dessen Position um exakt eine Stufe nach obenoder unten zu bewegen. Die Länge des Steuerimpulses kann innerhalb eines großenBereichs eingestellt werden, um verschiedene Arten von Stufenschaltermechanismenanpassen zu können. Der Impuls wird immer dann erzeugt, wenn innerhalb einerbestimmten Zeit die gemessene Spannung vom eingestellten Referenzwert um mehrals die voreingestellte Totzone (Grad der Unempfindlichkeit) abweicht.

Die Spannung kann sowohl an der Stelle der Spannungsmessung als auch amLastpunkt im Netz geregelt werden. In letzterem Fall wird die Lastpunktspannungbasierend auf dem gemessenen Laststrom und der bekannten Impedanz vomSpannungsmesspunkt zum Lastpunkt berechnet.

Die automatische Spannungsregelung kann entweder für einen einzelnenTransformator oder für parallele Transformatoren erfolgen. Für die paralleleSteuerung von Leistungstransformatoren gibt es drei Möglichkeiten:

• Master-Follower-Methode• Methode der Reaktanzumkehr• Kreisstrom-Methode

Für erst- und für die letztgenannte Methode wird eine Kommunikation zwischen denFunktionssteuerungsblöcken der verschiedenen Transformatoren benötigt, wobei beider zweitgenannten Methode keinerlei Kommunikation erforderlich ist.

Die Spannungsregelung enthält Zusatzfunktionen, wie die Möglichkeit, dasgleichzeitige Verstellen von Stufen an parallelen Transformatoren zu vermeiden,Hot-Stand durch Regulierung eines Transformators innerhalb einer parallelenGruppe, mit einem offenen Niederspannungs-Leistungsschalter Kompensation füreine mögliche Kondensatorbatterie im Feld auf der Niederspannungsseite einesTransformators, umfangreiche Stufenschalterüberwachung einschließlichErkennung von Kontaktverschleiß und abnormalen Abfolgen vonStufenschalterbefehlen (Hunting), Überwachung des Leistungsflusses imTransformator, so dass z. B. die Spannungsregelung bei einer Leistungsumkehrblockiert werden kann.



Die Spannungsregelungsfunktion umfasst zwei Funktionsblöcke, die beide überlogische Knoten gemäß IEC 61850-8-1 verfügen

• Automatische Spannungsregelung für Stufenschalter, TR1ATCC fürEinzelsteuerung und TR8ATCC für Parallelsteuerung.

• Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge,TCMYLTC und 32 Binäreingänge, TCLYLTC

Die Funktion für die automatische Spannungsregelung für Stufenschalter, TR1ATCCoder TR8ATCC ist so konzipiert, dass die Spannung auf der Niederspannungsseiteeines Leistungstransformators sich automatisch innerhalb vorgegebener Grenzwerteim Bereich der eingestellten Zielspannung bewegt. Ein Befehl zum Ansteigen oderAbsenken wird immer dann erzeugt, wenn innerhalb einer bestimmten Zeit diegemessene Spannung vom eingestellten Zielwert um mehr als die voreingestellteTotzone (Grad der Unempfindlichkeit) abweicht. Eine Zeitverzögerung (inverse oderdefinite Zeit) wird eingestellt, um unnötigen Betrieb während kurzerSpannungsabweichungen vom Zielwert zu vermeiden, sowie zur Koordination mitanderen automatischen Spannungsreglern im System.

TCMYLTC und TCLYLTC sind eine Schnittstelle zwischen der automatischenSpannungsregelung für Stufenschalter, TR1ATCC oder TR8ATCC und demLaststufenschalter des Transformators selbst. Präzisiert bedeutet das, dass erBefehlsimpulse an einen motorgetriebenen Laststufenschalters desLeistungstransformators sendet und vom Laststufenschalter Informationen überStufenstellung, Bearbeitungsstand des erteilten Befehls usw. erhält.

TCMYLTC und TCLYLTC dienen dem Zweck, Informationen über dieStufenstellung an den Transformatordifferentialschutz zu senden.

Lokale oder externe SteuerungDer Stufenschalter kann über die Vorderseite des IED oder von einer externen Stelleaus angesteuert werden. Auf der Vorderseite des IED befindet sich ein Schalter für dieFernsteuerung, mit dem der Standort des Bedieners ausgewählt werden kann. Fürdiese Funktionalität werden die folgenden Funktionseinheiten für dieGerätesteuerung verwendet: Feldsteuerung (QCBAY), Ort/Fern (LOCREM) undOrt-Fern-Steuerung (LOCREMCTRL).

Informationen zum Steuerungsort werden an die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC über die Verbindung des Ausgangs "Permitted Source to Operate"(PSTO) der Funktionseinheit QCBAY an den Eingang PSTO der FunktionseinheitTR1ATCC oder TR8ATCC übermittelt.

SteuerungsmodusDer Steuerungsmodus für die automatische Spannungsregelung für StufenschalterTR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung kann eingestelltwerden auf:

• Manuell• Automatisch



Der Steuerungsmodus kann am lokalen Standort über das Befehlsmenü in der LHMIunter Hauptmenü/Steuerung/Befehle/TransformatorSpannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x oder an einementfernten Standort über Binärsignale geändert werden, die mit den EingängenMANCTRL, AUTOCTRL am Funktionsblock TR1ATCC oder TR8ATCCverbunden sind.

Gemessene GrößenBei normalen Anwendungen wird die Niederspannungsseite des Transformators alsSpannungsmesspunkt verwendet. Im Bedarfsfall wird der Strom auf derNiederspannungsseite als Laststrom genutzt, um die Abgangsspannung an derRegulationsstelle zu berechnen.

Der Funktionsblock für die automatische Spannungsregelung für StufenschalterTR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung besitzt die dreiEingänge I3P1, I3P2 und U3P2 entsprechend für Hochspannungsstrom,Niederspannungsstrom und Niederspannung. Diese analogen Größen werden am IEDüber das Transformatoreingangsmodul, den Analog-Digital-Wandler und danacheinen Vorverarbeitungsblock eingespeist. Im Vorverarbeitungsblock wird ein großerTeil der Größen abgeleitet, wie z. B. Leiter-Leiter-Analogwerte, symmetrischeKomponenten, Höchstwert in einer dreiphasigen Gruppe usw. Die verschiedenenFunktionsblöcke im IED übernehmen dann die ausgewählten Größen vomVorverarbeitungsblock. Bei TR1ATCC oder TR8ATCC gibt es die folgendenMöglichkeiten:

• I3P1 repräsentiert eine dreipolige Gruppe von Leiterströmen, wobei der höchsteStrom in einem der drei Leiter berücksichtigt wird. Da nur der höchsteLeiterstrom berücksichtigt wird, können sowohl Ströme in einzelnen Leitern alsauch Ströme in jeweils zwei Leitern verwendet werden. In diesen Fällen sind dienicht verwendeten Ströme gleich Null.

• Bei I3P2 und U3P2 lauten die Einstellungsalternativen wie folgt: einindividueller Leiterstrom bzw. eine individuelle Leiterspannung sowie eineKombination aus Leiter-Leiter-Strom/-Spannung oder Mitsystemstrom/-spannung. Daher ist eine einphasige sowie Leiter-Leiter- oder dreiphasigeEinspeisung auf der Unterspannungsseite möglich, dies wird jedochüblicherweise für Strom und Spannung ausgewählt.



Stu

fen-

scha

lter Höher,Tiefer

Signale/Alarme

Position

BOM

MIM

Gerät

IL1,IL2,IL3

TRMdreiph. oder Phase-Phase- oder einph. Strom

Hochspannungsseite

(Laststrom) IL

Niederspannungsseite

Leitungsimpedanz R+jX

UB (Sammelschienenspannung)

Lastschwerpunkt UL (Spannung am Lastschwerpunkt)

Signalflowforasingletransformerwithvoltagecontrol=IEC10000044=1=de=Original.vdx

BIM

dreiph. oder Phase-Phase- oder einph. Spannung

IEC10000044 V1 DE

Abb. 111: Signalfluss bei einem Transformator mit Spannungsregelung

Auf der Oberspannungsseite wird der dreiphasige Strom normalerweise benötigt, umden dreiphasigen Überstromschutz zu speisen, der den Stufenschalter blockiert, sollteein Überstrom auftreten, der über den schadenverursachenden Pegeln liegt.

Die Spannungsmessung auf der Unterspannungsseite kann mit der Leiter-Erde-Spannung erfolgen. Es ist jedoch zu beachten, dass dies nur bei niederohmiggeerdeten Netzen verwendet werden kann, da die gemessene Leiter-Erde-Spannungmit einem Faktor von √3 steigen kann, wenn Erdfehler in einem nicht starr geerdetenSystem auftreten.

Die Analogeingangssignale entsprechen normalerweise denen in anderen Funktionenim Gerät, z. B. wie bei Schutzfunktionen.

Die Spannung an der Sammelschiene auf der Unterspannungsseiteträgt die Bezeichnung UB, der Laststrom ist IL und dieLastpunktspannung ist UL.

Automatische Spannungsregelung bei einem einzelnen TransformatorAutomatische Spannungsregelung für Stufenschalter TR1ATCC misst die Größe derSammelschienenspannung UB. Sind keine anderen Funktionen aktiviert(Abgangsspannungskompensation), wird diese Spannung weiter zurSpannungsregelung verwendet.

TR1ATCC vergleicht dann diese Spannung mit der eingestellten Spannung USet undlegt fest, welche Maßnahme durchzuführen ist. Um ein unnötiges Umschalten desEinstellpunktes zu vermeiden, wird eine Totzone (Grad der Unempfindlichkeit)benutzt. Die Totzone verläuft symmetrisch um den Wert USet herum (siehe



Abbildung 112) und ist so aufgebaut, dass es eine äußere und eine innere Totzone gibt.Gemessene Spannungen außerhalb der äußeren Totzone starten das Zeitglied, umStufungsbefehle auszulösen, während die Sequenz zurückgestellt wird, wenn diegemessene Spannung wieder innerhalb der inneren Totzone liegt. Die eine Hälfte deräußeren Totzone wird mit ΔU bezeichnet. Die Einstellung von ΔU (d.h.Einstellparameter Udeadband sollte auf einen Wert nahe der Spannungsstufe (üblich75-125% der Stufe des Stufenschalters) des Stufenschalters des Transformatorsgestellt werden.

SpannungsstärkeUmaxU2UsetU1UminUblock0

CMD erhöhen

*) Aktion in Übereinstimmung mit Parameter

Sicherheitsbereich

CMD senken


DD U UDUin DUin

*) *) *)

IEC06000489 V2 DE

Abb. 112: Regelfunktionen auf einer Spannungsskala

Unter normalen Betriebsbedingungen bleibt die Sammelschienenspannung UBinnerhalb der äußeren Totzone (Intervall zwischen U1 and U2 in Abbildung 112). Indiesem Fall werden von TR1ATCC keine Maßnahmen getroffen. Wenn jedoch UBkleiner wird als U1 oder größer als U2, startet ein entsprechendes höher- odertieferstellendes Zeitglied. Das Zeitglied läuft, solange die gemessene Spannungaußerhalb der inneren Totzone bleibt. Besteht dieser Zustand länger, als dervoreingestellte Zeitverzug, veranlasst TR1ATCC, dass ein entsprechender ULOWERoder URAISE Befehl von der Steuerung und Überwachung des Stufenschalters mit 6binären Eingängen TCMYLTC oder 32 binären Eingängen TCLYLTC an denLaststufenschalter des Transformators gesendet wird. Falls erforderlich, wird derVorgang wiederholt, bis der Betrag der Sammelschienenspannung wieder innerhalbder Totzone liegt. Die eine Hälfte der inneren Totzone wird mit ΔUin bezeichnet. Dieinnere Totzone ΔUin, Einstellung UDeadbandInner, sollte auf einen Wert kleiner alsΔU eingestellt werden. Die innere Totzone sollte auf 25 - 70% des Wertes ΔUeingestellt werden.

Diese Vorgehensweise wird von TR1ATCC verwendet, wobei dieSammelschienenspannung innerhalb des Sicherheitsbereiches liegt, der über dieEinstellparameter Umin und Umax festgelegt wird.

Eine Situation in der UB außerhalb dieses Bereichs liegt, wird als abnormale Situationbetrachtet.

Wenn UB unter den Wert der Einstellung Ublock oder alternativ unter den Wert derEinstellung Umin fällt, jedoch immer noch über dem Wert der Einstellung Ublockliegt oder über den Wert der Einstellung Umax steigt, werden entsprechendeMaßnahmen ergriffen, die auf die Einstellung der Blockierbedingungen abgestimmtsind (siehe Tabelle 27).



Wenn die Sammelschienenspannung über den Wert der Einstellung Umax steigt,kann TR1ATCC einen oder mehrere Befehle für ein schnelles Tieferschalten auslösen(ULOWER Befehle), damit die Spannung wieder in den Sicherheitsbereich(Einstellungen Umin und Umax) zurückgeführt wird. Für das Einstellen der Funktionfür das schnelle Tieferschalten gibt es drei Möglichkeiten: off/auto/auto und manual,entsprechend der Einstellung FSDMode. Im Modus für schnelles Tieferschalten wirdder Befehl ULOWER mit der einstellbaren Zeitverzögerung tFSD ausgelöst.

Der gemessene Effektivwert der Sammelschienenspannung UB wird in der LHMI alsWert BUSVOLT unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:xangezeigt.

ZeitcharakteristikDie Zeitcharakteristik definiert die Zeit, die ab dem Moment, zu dem die gemesseneSpannung das Totzonenintervall übersteigt, verstreicht, bis der entsprechende BefehlURAISE oder ULOWER ausgelöst wird.

Mit dieser Zeitverzögerung werden durch temporäre Spannungsschwankungenverursachte, unnötige Operationen des Stufenschalters vermieden und der Betrieb desStufenschalters in radialen Netzen wird koordiniert, um die Anzahl der Operationendes Stufenschalters zu begrenzen. Hierfür können eine längere Zeitverzögerung, dienäher am Verbraucher liegt, und kürzere Zeitverzögerungen an vorgeordnetenPositionen im System gewählt werden.

Die erste Zeitverzögerung t1 wird als Zeitverzögerung (normalerweise langeVerzögerung) für den ersten Befehl in eine Richtung verwendet. Sie kann eineunabhängige oder abhängige Zeitcharakteristik haben, was von der Einstellung t1Use(Konstant/Invers) abhängig ist. Wenn bei unabhängigen Zeitcharakteristiken größereSpannungsabweichungen vom Wert USet auftreten, führt dies zu kürzerenZeitverzögerungen, die durch die kürzeste Zeitverzögerung der Einstellung tMinbegrenzt werden. Diese Einstellung muss auf die Auslösezeit desStufenschaltermechanismus abgestimmt werden.

Eine konstante (definite) Zeitverzögerung ist von der Spannungsabweichungunabhängig.

Für die abhängige Zeitcharakteristik für die erste Zeitverzögerung gelten diefolgenden Formeln:

DA UB USet= -


DADU

=D




t1tMin D=


Wobeigilt:

DA absolute Spannungsabweichung vom eingestellten Wert

D relative Spannungsabweichung im Verhältnis zum eingestellten Totzonenwert

Bei der letzten Gleichung muss auch die Bedingung t1 > tMin erfüllt sein. Dasbedeutet vor Allem, dass tMin dem eingestellten Wert t1 entsprechen muss, wenn dieabsolute Spannungsabweichung DA = ΔU ist (relative Spannungsabweichung D = 1).Für andere Werte beachten Sie bitte die Abbildung 113. Es ist zu beachten, dass die inAbbildung 113 angegebenen Auslösezeiten für die Einstellung von 30, 60, 90, 120,150 und 180 Sekunden für t1 und 10 Sekunden für tMin gelten.

t1=180

t1=150

t1=120

t1=90

t1=60

t1=30


Inverse Zeitverzögerung

Relative Spannungsabweichung D

Zeit

(s)

IEC06000488 V2 DE

Abb. 113: Abhängige Zeitcharakteristik für TR1ATCC und TR8ATCC

Die zweite Zeitverzögerung t2 wird für aufeinanderfolgende Befehle verwendet(Befehle in der gleichen Richtung wie der erste Befehl). Sie kann eine unabhängigeoder abhängige Zeitcharakteristik haben, was von der Einstellung t2Use (Konstant/Invers) abhängig ist. Für die abhängige Zeitcharakteristik der zweitenZeitverzögerung gelten die gleichen Formeln wie für die erste Zeitverzögerung,jedoch wird der Einstellparameter t2 anstelle von t1 verwendet.



AbgangsspannungZweck der Abgangsspannungskompensation ist es, die Spannung nicht an derNiederspannungsseite des Leistungstransformators, sondern an einem näher zumLastpunkt gelegenen Punkt zu regeln.

Abb. 114 zeigt das Zeigerdiagramm einer Leitung, die als Längsimpedanz mit derSpannung UB an der unterspannungsseitigen Sammelschiene und mit der SpannungUL im Lastschwerpunkt modelliert ist. Der Laststrom auf der Leitung ist IL, derLeitungswiderstand und die Reaktanz von der Sammelschiene zum Lastpunkt sind RLund XL. Der Winkel zwischen Sammelschienenspannung und Strom ist j. Wenn alldiese Parameter bekannt sind, lässt sich UL durch einfache Berechnung der Zeigerermitteln.

Die Werte von RL und XL liegen als Einstellungen in Ohm (Primärsystem) vor. Wennmehr als eine Leitung an die unterspannungsseitige Sammelschiene angeschlossenist, sollte eine äquivalente Impedanz berechnet und als Parametereinstellungvorgegeben werden.

Die Funktion zur Abgangsspannungskompensation kann auf Ein/Aus gesetzt werden.Hierzu dient der Einstellparameter OperationLDC. Ist die Funktion aktiviert, so wirddie Spannung UL von der automatischen Spannungsregelung für Stufensteller,TR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung, anstelle vonUBverwendet. Allerdings führt TR1ATCC bzw. TR8ATCC dennoch die folgendenbeiden folgenden Überprüfungen durch:

1. Der Betrag der gemessenen Sammelschienenspannung UB muss innerhalb desSicherheitsbereichs (Einstellwerte Umin und Umax) liegen. Wenn dieSammelschienenspannung diesen Bereich verlässt, werden die Berechnungenfür die Abgangsspannungskompensation vorübergehend angehalten, bis derSpannungswert UB wieder in diesen Bereich zurückkehrt.

2. Für den Betrag der berechneten Spannung UL am Lastpunkt kann die Begrenzungfestgelegt werden, dass er maximal gleich dem Betrag von UB sein darf;andernfalls wird UB verwendet. Jedoch ist es möglich, in einer Situation, in dereine kapazitive Lastbedingung zu UL>UB führen kann, – sofern eine solcheSituation zugelassen werden soll – die Begrenzung aufzuheben, indem derParameter OperCapaLDC auf Ein gesetzt wird.



~ LastRL XL

UB

UL

UB

RLIL

jXLILRe

en06000487.vsd

IEC06000487 V1 DE

Abb. 114: Zeigerdiagramm für die Abgangsspannungskompensation

Die berechnete Lastspannung UL wird in der LHMI als Wert ULOAD unterHauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformatorSpannungsregelung (ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x angezeigt.

LastspannungseinstellungDa die meisten Lasten proportional zum Quadrat der Spannung sind, kann dieMöglichkeit angeboten werden, einen Teil der Last durch Absenken derVersorgungsspannung um einige Prozent abzuwerfen. Bei hohen Lastbedingungenkann der Spannungsabfall beträchtlich sein und es könnte sinnvoll sein, dieVersorgungsspannung zu erhöhen, um die Qualität der Stromversorgung zu sichernund die Kunden zufrieden zu stellen.

Diese Spannungseinstellung kann auf zwei verschiedenen Wegen im Rahmen derautomatischen Spannungsregelung für Stufensteller, Einzelregelung TR1ATCC undParallelregelung TR8ATCC erfolgen:

1. Automatische Lastspannungseinstellung proportional zum Laststrom2. Lastspannungseinstellung mit vier verschiedenen voreingestellten Konstanten

Im ersten Fall erfolgt die Spannungseinstellung lastabhängig und der maximale Wertder Spannungseinstellung sollte bei der Bemessungslast des Transformators erreichtwerden.

Im zweiten Fall erfolgt die Einstellung des Spannungssollwerts in vier diskretenSchritten (in positiver oder negativer Richtung), aktiviert durch Binärsignale, die andie Eingänge LVA1, LVA2, LVA3 und LVA4 des Funktionsblocks TR1ATCC bzw.TR8ATCC angeschlossen sind. Die entsprechenden Faktoren zurLastspannungseinstellung werden mit den Einstellparametern LVAConst1,LVAConst2, LVAConst3 und LVAConst4 angegeben. Die Eingänge werden mit einemImpuls aktiviert, und es gilt immer die letzte Aktivierung eines der vier Eingänge.Durch die Aktivierung des Eingangs LVARESET im Block TR1ATCC oderTR8ATCC wird der Spannungssollwert wieder auf USet gesetzt.

Mit Hilfe dieser Faktoren passt die Funktion TR1ATCC bzw. TR8ATCC deneingestellten Spannungswert USet gemäß der folgenden Formel an:



2

La ci

IUsetadjust Uset S S

I Base= + × +


Ueingestellt, an‐

passen

Angepasster eingestellter Spannungswert in p.u. (pro Einheit)

USet Ursprünglich eingestellter Spannungswert: Die Basisgröße ist Un2

Sa Faktor zur automatischen Lastspannungseinstellung, Einstellung VRAuto

IL Laststrom

I2Base Bemessungsstrom, Unterspannungs-Wicklung

Sci Konstanter Faktor zur Lastspannungseinstellung bei aktivem Eingang i (entspre‐chend LVAConst1, LVAConst2, LVAConst3 und LVAConst4)

Hierbei ist zu beachten, dass ein negativer Einstellfaktor die Lastspannung verringertund ein positiver Faktor die Lastspannung erhöht. Nach dieser Berechnung wirdUeingestellt, anpassen von TR1ATCC bzw. von TR8ATCC anstelle des ursprünglichenWertes USet für die Spannungsregelung verwendet. Der errechneteSpannungssollwert Ueingestellt, anpassen wird in der LHMI als Messwert unterHauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformatorSpannungsregelung (ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x angezeigt.

Automatische Regelung paralleler TransformatorenRegelung von parallelen Transformatoren bedeutet die Kontrolle von zwei oder mehrLeistungstransformatoren, die mit der selben Sammelschiene auf derUnterspannungsseite und meistens auch auf der Oberspannungsseite verbunden sind.Es müssen besondere Vorkehrungen getroffen werden, um eine instabile Situation zuvermeiden, bei der Stufenschalter der parallelgeschalteten Transformatorenallmählich in die entgegengesetzten Endpositionen schalten.

Für die parallele Regelung mithilfe der automatischen Spannungsregelung fürHauptleitungen, Einzel-/Parallelregelung TR8ATCC können drei Methodenalternativ angewendet werden:

• Master-Follower-Methode• Methode der Reaktanzumkehr• Kreisstrom-Methode

Um die Notwendigkeit besonderer Maßnahmen in der parallelenTransformatorregelung zu verdeutlichen, werden an dieser Stelle zunächst zweigleiche, parallel geschaltete Transformatoren mit gleichartigen Stufenstellernbetrachtet. Bei einer automatischen Spannungsregelung im Einzelbetrieb – wenn alsojeder der Transformatoren die Spannung an der unterspannungsseitigenSammelschiene individuell, ohne weitergehende Maßnahmen, regelt – könnte diefolgende Situation eintreten. Nimmt man z. B. an, dass die Transformatoren inderselben Stufenstellung starten und sich die unterspannungsseitige



Sammelschienenspannung UB im Bereich von USet ± DU bewegt, dann würde einallmählicher Anstieg oder Rückgang der Last ab einem bestimmten Zeitpunkt dazuführen, dass UB den Bereich von USet ± DU verlässt und ein Tiefer- oder Höher-Befehl ausgelöst wird. Die Änderungsgeschwindigkeit der Spannung wäre jedochnormalerweise gering, sodass die Stufensteller nacheinander auslösen. Das ist eineunvermeidliche Folge von kleinen Messabweichungen usw. Der Stufensteller, derzuerst auf eine Unterspannungssituation mit einem Höher-Befehl reagiert, wirdtendenziell immer der erste sein, ebenso wird der später reagierende Stufenstellertendenziell immer nach dem anderen auslösen. Folglich könnte sich eine Situationentwickeln, in der z. B. T1 als erster auf eine niedrige Sammelschienenspannung miteinem Höher-Befehl reagiert und damit die Spannung wiederherstellt. Wenn sichdanach die Sammelschienenspannung erhöht, könnte T2 mit einem Tiefer-Befehlreagieren und damit die Sammelschienenspannung wieder in die innere Totzonezurückbringen. Das führt allerdings dazu, dass die Stufenstellungen für die beidenTransformatoren nun 2 Stufen auseinander liegen, was wiederum einen erhöhtenAusgleichsstrom verursacht. Dieser Verlauf wiederholt sich dann, wobei T1 Höher-Befehle und T2 Tiefer-Befehle abgibt, um die Sammelschienenspannung im Bereichvon USet ± DU zu halten. Dabei bewegen sich jedoch die beiden Stufensteller aufentgegengesetzte Endpositionen zu. Hohe Ausgleichsströme und ein Verlust derRegelung wären das Ergebnis dieses Auseinanderlaufens der Stufensteller.

Parallele Regelung mit der Methode Master-FollowerBei der Master-Follower-Methode wird ein Transformator als Master festgelegt, derdie Spannung nach den oben genannten Prinzipien regelt. Die Auswahl des Masterserfolgt durch Aktivierung des Binäreingangs FORCMAST im FunktionsblockTR8ATCC für einen Transformator der Gruppe.

Die Follower können sich entsprechend der Einstellung des Parameters MFMode aufzwei unterschiedliche Weisen verhalten. Mit der Einstellung Folge Befehl lösen dievom Master generierten Höher- und Tiefer-Befehle (URAISE und ULOWER) denentsprechenden Befehl in allen Follower-TR8ATCCs gleichzeitig aus, die somitunabhängig von ihrer jeweiligen Stufenstellung blind dem Master folgen. Effektivbedeutet das: Wenn die Stufenstellung der Follower von Anfang an der des Mastersentspricht, bleibt sie so lange mit dieser abgestimmt, wie alle Transformatoren in derparallelen Gruppe weiterhin in die parallele Regelung eingeschlossen sind. Wennandererseits z. B. ein Transformator von der Gruppe getrennt wird und eine Aktion desStufenstellers verpasst, nimmt er zwar wieder an der Regelung teil, sobald er wiedermit der Gruppe verbunden ist, hat dann aber einen Versatz von einer Stufe.

Wenn die Einstellung MFMode auf Folge Stufe gesetzt ist, lesen die Follower dieStufenstellung des Masters und stellen sich auf dieselbe Stufe oder auf eine Stufe miteinem bestimmten Versatz zum Master ein, wobei dieser Versatz durch denEinstellparameter TapPosOffs (positiver oder negativer ganzzahliger Wert) bestimmtwird. Der Einstellparameter tAutoMSF wendet auf die Befehle URAISE/ULOWERfür jeden Follower einzeln eine Zeitverzögerung an, wenn der Parameter MFMode aufFolge Stufe gesetzt ist.

Die Auswahl eines Masters erfolgt durch die Aktivierung des Eingangs FORCMASTim Funktionsblock TR8ATCC. Die Abwahl eines Masters erfolgt durch die



Aktivierung des Eingangs RSTMAST. Diese beiden Eingänge werden durch Impulseaktiviert, wobei immer die letzte Aktivierung gilt, d. h., durch die Aktivierung einesdieser beiden Eingänge werden die vorherigen Aktivierungen ungültig. Wurde keinerdieser Eingänge aktiviert, so gilt die Voreinstellung, dass sich der Transformator alsFollower verhält (immer unter der Voraussetzung, dass die parallele Regelung mit derMaster-Follower-Methode eingestellt ist).

Wenn die Einstellung als Master oder Follower bei paralleler Regelung bzw. dieAuswahl der automatischen Regelung im Einzelbetrieb mittels einesDreiwegschalters in der Schaltanlage erfolgt, wird eine Anordnung, wie sie in dernachstehenden Abb. 115 dargestellt ist, mithilfe der Anwendungskonfigurationeingerichtet.

M

F

I SNGLMODE

FORCMAST

RSTMAST

BIM/IOM TR8ATCC


IEC06000633 V2 DE

Abb. 115: Prinzip für einen Dreiwegschalter mit den Positionen Master/Follower/Einzelbetrieb

Parallele Regelung mit der Methode der ReaktanzumkehrAbb. 116 zeigt zwei parallel geschaltete Transformatoren mit gleichenBemessungsdaten und gleichartigen Stufenstellern. Die Stufenstellungen laufenauseinander, was schließlich zu einer instabilen Situation führt, wenn keineMaßnahmen zur Vermeidung einer solchen Situation getroffen werden.



Last

T1

I L

T2

UB

UL

IT1 IT2

en06000486.vsd

IEC06000486 V1 DE

Abb. 116: Parallel geschaltete Transformatoren mit gleichenBemessungsdaten

Bei Anwendung der Methode der Reaktanzumkehr wird dieAbgangsspannungskompensation verwendet. Der Zweck der Funktion zurAbgangsspannungskompensation liegt darin, die Spannung bei einem weiter draußenim Netzwerk befindlichen Lastpunkt zu steuern. Dieselbe Funktion kann auch hierangewendet werden, um die Spannung zum Lastpunkt im Transformator zu steuern,indem der Parameter Xline auf einen negativen Wert gesetzt wird.

Abb. 117 zeigt ein Zeigerdiagramm, in dem das Prinzip der Methode derReaktanzumkehr auf die Transformatoren in Abb. 116 angewendet wird. Hierbei wirddavon ausgegangen, dass die Transformatoren dieselbe Stufenstellung haben und alsSammelschienenspannung ein berechneter kompensierter Wert von UL vorliegt, dermit der Zielspannung USet übereinstimmt.




UB

RLIT1=RLIT2

jXLIT1=jXLIT2

IT1=IT2=(IT1+IT2)/2

UL1=UL2=USet

IEC06000485 V2 DE

Abb. 117: Zeigerdiagramm für zwei Transformatoren, die exakt auf dieZielspannung eingeregelt sind

Ein Vergleich mit Abb. 114 zeigt, dass die Abgangsspannungskompensation bei derRegelung mit Reaktanzumkehr für XL einen Wert mit umgekehrtem Vorzeichenverwendet – daher die Bezeichnung "Methode der Reaktanzumkehr" oder"Gegenreaktanz". Effektiv bedeutet das: Während dieAbgangsspannungskompensation in Abb. 114 einen Spannungsfall entlang derLeitung von der Sammelschienenspannung UB auf die Lastpunktspannung UL ergab,liefert die Abgangsspannungskompensation in Abb. 117 einen Spannungsanstieg(eigentlich durch die Anpassung des Verhältnisses XL/RL entsprechend demLeistungsfaktor, wobei der Zeiger UL in etwa gleich lang ist wie UB) von UBausgehend in Richtung des Transformators. Der grundsätzliche Unterschied zwischenden Zeigerdiagrammen in Abb. 114 und Abb. 117 ist also das Vorzeichen desEinstellparameters XL.

Bei unterschiedlichen Stufenstellungen der Transformatoren tritt nun einAusgleichsstrom auf, der vom Transformator mit der höchsten Stufenstellung (derhöchsten Leerlaufspannung) ausgeht. Die nachstehende Abb. 118 stellt dieseSituation dar, wobei T1 auf eine höhere Stufe eingestellt ist als T2.



Last

T1 T2

UB

UL

IT1 IT2

UB

UL1 RIT1

jXLIT1

Icc

-Icc

(IT1+IT2)/2IT1

IT2

UL2

RLIT2

jXLIT2


ICC...T2

ICC...T1

IL

IEC06000491 V2 DE

Abb. 118: Ausgleichsstrom, der durch die höhere Stufenstellung von T1gegenüber T2 verursacht wird

Der Ausgleichsstrom Icc ist vorwiegend reaktiv, da es sich um reaktiveTransformatoren handelt. Der Einfluss von Icc auf die jeweiligenTransformatorströme besteht in einer Erhöhung der Stromstärke an T1 (demTransformator, der Icc verursacht) und einer gleichzeitigen Herabsetzung derStromstärke an T2 aufgrund der hervorgerufenen entgegengesetztenPhasenverschiebungen, wie in Abb 118 dargestellt. Daraus ergibt sich, dass die durchdie Abgangsspannungskompensation berechnete Spannung UL an T1 höher ist als diedurch die Abgangsspannungskompensation berechnete Spannung UL an T2, mitanderen Worten: Der Transformator mit der höheren Stufenstellung weist denhöheren Wert von UL auf, der Transformator mit der niedrigen Stufenstellung denniedrigeren Wert von UL. Folglich ist es bei einem Anstieg derSammelschienenspannung T1, der herunterschaltet, während bei einem Rückgangder Sammelschienenspannung T2 hochschaltet. Insgesamt wird Instabilitätvermieden und der Ausgleichsstrom minimiert.

Parallele Regelung mit der Kreisstrom-MethodeZwei Transformatoren mit unterschiedlichem Windungsverhältnis, die auf derOberspannungsseite an dieselbe Sammelschiene angeschlossen sind, liefernoffensichtlich unterschiedliche Spannungen auf der Unterspannungsseite. Wenndiese Transformatoren nun an dieselbe NS-Sammelschiene angeschlossen sind,jedoch ohne Last bleiben, verursacht diese unterschiedliche Leerlaufspannung einenAusgleichsstrom (Kreisstrom) durch die Transformatoren. Wenn dieTransformatoren belastet werden, bleibt der Kreisstrom gleich, überlagert nun jedochden Laststrom an den einzelnen Transformatoren. Bei der Spannungsregelungparallel geschalteter Transformatoren mit der Kreisstrom-Methode wird derKreisstrom bei einem vorgegebenen Spannungszielwert minimiert wird, umFolgendes zu erreichen:



1. Einregeln der Sammelschienen- oder Lastspannung auf den voreingestelltenZielwert

2. Aufteilung der Last auf die parallel geschalteten Transformatoren entsprechenddem Verhältnis ihrer Kurzschlussreaktanz in Ohm

Wenn die Transformatoren die gleiche prozentuale Impedanz relativ zum MVA-Bezugswert für den jeweiligen Transformator besitzen, wird zur Minimierung desKreisstroms die Last direkt proportional zur Bemessungsleistung derTransformatoren aufgeteilt.

Diese Methode setzt einen umfassenden Datenaustausch zwischen den TR8ATCC-Funktionsblöcken voraus (eine TR8ATCC-Funktion für jeden Transformator derparallelen Gruppe). Die TR8ATCC-Funktionsblöcke können sich entweder im selbenGerät befinden und dort mit dem Tool PCM600 für die Kooperation konfiguriert seinoder in verschiedenen Geräten. Befinden sich die Funktionen in verschiedenenGeräten, müssen sie über GOOSE Interbay Kommunikation auf dem IEC 61850Kommunikationsprotokoll kommunizieren. Ein kompletter Austausch derTR8ATCC-Daten, sowohl analog als auch binär, erfolgt zyklisch alle 300 ms überGOOSE.

Die Spannung an der Sammelschiene, UB, wird individuell für jeden Transformatorder parallelen Gruppe durch dessen zugehörige TR8ATCC-Funktion gemessen. Diegemessenen Werte werden dann zwischen den Transformatoren ausgetauscht, und injedem TR8ATCC-Block wird der Mittelwert aller UB-Werte errechnet. Das ErgebnisUBmean wird dann in jedem Gerät anstelle von UB zur Spannungsregelung verwendet,wodurch sichergestellt wird, dass alle TR8ATCC-Funktionen denselben Wertverwenden und eine falsche Messung an einem Transformator, die dieSpannungsregelung durcheinanderbringt, vermieden wird. Gleichzeitig erfolgt dieÜberwachung des Spannungswandlermessfehlers. Diese funktioniertfolgendermaßen: Wenn sich die gemessene Spannung UB von UBmean um mehr alseinen bestimmten Wert (Einstellparameter VTmismatch) und länger als über einenbestimmten Zeitraum (Einstellparameter tVTmismatch) unterscheidet, wird dasAlarmsignal VTALARM abgegeben.

Die berechnete mittlere Sammelschienenspannung UBmean wird in der LHMI alsMesswert BusVolt unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung (ATCC, 90)/TR8ATCC:x angezeigt.

Die gemessenen Stromwerte der einzelnen Transformatoren müssen zwischen denbeteiligten TR8ATCC-Funktionen ausgetauscht werden, damit der Kreisstromberechnet werden kann.

Der berechnete Kreisstrom Icc_i des Transformators "i" wird in der LHMI alsMesswert ICIRCUL unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung (ATCC, 90)/TR8ATCC:x angezeigt.

Wenn der Kreisstrom bekannt ist, kann für jeden Transformator in der parallelenGruppe eine Leerlaufspannung errechnet werden. Dazu muss zuerst der Betrag des



Kreisstroms in jedem Feld in eine Spannungsabweichung Udi umgewandelt werden,und zwar nach der Formel 122:

_di i cc i iU C I X= ´ ´


Dabei sind Xi die Kurzschlussreaktanz des Transformators i und Ci einEinstellparameter mit der Bezeichnung Comp, welcher den Einfluss des Kreisstromsauf die Berechnungen der TR8ATCC-Regelung verstärkt oder verringert. Zubeachten ist, dass Udi positive Werte für Transformatoren annimmt, die einenKreisstrom erzeugen, und negative Werte für Transformatoren, die einen Kreisstromempfangen.

Jetzt kann der Betrag der Leerlaufspannung jedes einzelnen Transformatorsapproximiert werden:

i Bmean diU U U= +


Dieser Wert für die Leerlaufspannung wird dann einfach in dieSpannungsregelungsfunktion für Transformatoren im Einzelbetrieb eingegeben. Dortwird er als die gemessene Sammelschienenspannung verwendet, und die weitereRegelung erfolgt wie oben in Abschnitt "Automatische Spannungsregelung beieinem einzelnen Transformator" beschrieben. Somit lässt sich die Regelungsstrategieinsgesamt folgendermaßen zusammenfassen.

Für den Transformator, der Kreisstrom erzeugt/empfängt, ist die errechneteLeerlaufspannung größer/kleiner als der gemessene Wert UBmean. Die errechneteLeerlaufspannung wird dann mit der eingestellten Spannung USet verglichen. Einestetige Abweichung außerhalb der äußeren Totzone hat ULOWER (tiefer) oderURAISE (höher) zur Folge. Dadurch ist die Regelung insgesamt immer korrekt, dadie Position eines Stufenstellers direkt proportional zur Leerlaufspannung desTransformators ist. Die Sequenz resettet wenn UBmean sich innerhalb der innerenTotzone befindet und gleichzeitig die errechneten Leerlaufspannungen für alleTransformatoren der parallelen Gruppe innerhalb der äußeren Totzone sind.

Bei einem Parallelbetrieb mit der Kreisstrom-Methode kann es aufgrundunterschiedlicher USet-Werte einzelner Transformatoren zu einer Instabilität derSpannungsregelung kommen. Aus diesem Grund kann automatisch der Mittelwertvon USet für parallel arbeitende Transformatoren berechnet und für dieSpannungsregelung verwendet werden. Hierzu dient die Einstellung Ein/Aus desParameters OperUsetPar. Der berechnete Mittelwert von USet wird in der LHMI alsMesswert USETPAR unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung (ATCC, 90)/TR8ATCC:x angezeigt.

Die Verwendung des USet-Mittelwerts wird für den Parallelbetrieb mit derKreisstrom-Methode empfohlen, insbesondere, wenn außerdem dieLastspannungseinstellung eingesetzt wird.



Abgangsspannungskompensation bei paralleler RegelungDie Abgangsspannungskompensation für Transformatoren im Einzelbetrieb wird inAbschnitt "Abgangsspannung" beschrieben. Dasselbe Prinzip wird für die paralleleRegelung mit der Kreisstrom-Methode sowie mit der Master-Follower-Methodeangewendet, mit der Ausnahme, dass in die Berechnung der Gesamtlaststrom ILanstelle des jeweiligen Transformatorstroms einfließt. (Details siehe Abb. 114.) Inallen IEDs einer parallelen Gruppe sind für die Parameter Rline und Xline die gleichenWerte einzusetzen. Es erfolgt keine automatische Änderung dieser Einstellwerte,wenn sich die Topologie der Schaltanlage ändert; die Werte müssen daher bei Bedarfmanuell geändert werden.

Vermeidung von Simultanstufenstellen

Vermeidung eines simultanen Verstellens (Betrieb mit der Kreisstrom-Methode)Bei einigen Arten von Stufenstellern, insbesondere älterer Bauart, kann eineunerwartete Unterbrechung der Hilfsspannung während eines Verstellvorgangs denStufensteller blockieren. Um nicht mehr als einen Stufensteller gleichzeitig dieserGefahr auszusetzen, kann ein gleichzeitiges Verstellen parallel geschalteterTransformatoren (die mit der Kreisstrom-Methode geregelt werden) vermiedenwerden. Zu diesem Zweck wird der Einstellparameter OperSimTap auf Ein gesetzt.Ein gleichzeitiges Verstellen wird damit vermieden, außerdem werden dieVerstellvorgänge (langfristig) gleichmäßig auf die parallel geschaltetenTransformatoren verteilt.

Der Algorithmus der automatischen Spannungsregelung für Hauptleitungen,Parallelregelung TR8ATCC wählt für den ersten Verstellvorgang den Transformatormit der größten Spannungsabweichung Udi aus. Daraufhin beginnt die Zeit für diesenTransformator zu laufen, und nach der Verzögerungszeit t1 wird der Befehl URAISEbzw. ULOWER ausgelöst. Wenn nun weitere Verstellvorgänge erforderlich sind, umdie Sammelschienenspannung in den Bereich von UDeadbandInner zu bringen, wirddas Vorgehen wiederholt, und der Transformator mit dem höchsten Wert von Udiunter den übrigen Transformatoren der Gruppe wird nach einer weiterenVerzögerungszeit, t2, verstellt usw. Dies wird dadurch ermöglicht, dass dieBerechnung von Icc zyklisch mit den neuesten Messwerten aktualisiert wird. Habenzwei Transformatoren den gleichen Betrag von Udi, so gibt es eine festgelegteReihenfolge, welcher zuerst verstellt werden soll.

Vermeidung eines simultanen Verstellens (Betrieb mit der Master-Follower-Methode)Wenn der Parameter MFMode auf Folge Stufe gesetzt ist, d. h., wenn der Follower derStufenstellung des Masters (mit oder ohne Versatz) folgt, kann eine Verzögerung fürden Follower gegenüber dem vom Master abgegebenen Befehls festgelegt werden.Der Einstellparameter tAutoMSF wendet dann auf die Befehle UVRAISE/ULOWERfür den jeweiligen Follower eine Verzögerung an. Diese Möglichkeit kann effektivdafür genutzt werden, ein simultanes Verstellen zu vermeiden.

Homing



Homing (Betrieb mit der Kreisstrom-Methode)Diese Funktion kann in Verbindung mit dem Parallelbetrieb vonLeistungstransformatoren unter Anwendung der Kreisstrom-Methode verwendetwerden. Sie ermöglicht es, einen Transformator auf der Oberspannungsseiteeingeschaltet, aber auf der Unterspannungsseite ausgeschaltet zu lassen("Heißreserve"), damit er an der Spannungsregelung der unter Last stehenden parallelgeschalteten Transformatoren teilnimmt und sich in der richtigen Stufenstellungbefindet, wenn der unterspannungsseitige Leistungsschalter schließt.

Diese Funktion erfordert, dass sich die unterspannungsseitige Stromwandler für dieeinzelnen Transformatoren auf der Kabelseite (Endseite) des Leistungsschalters(nicht auf der Sammelschienenseite) befinden und die unterspannungsseitigeLeistungsschalterposition mit dem Gerät fest verdrahtet ist.

Im TR8ATCC-Block für einen Transformator wird der Status "Homing" definiert alsdie Situation, in der der Transformator über die Information verfügt, dass er zu einerparallelen Gruppe gehört (z. B. die Information T1INCLD = 1 oder T2INCLD = 1etc.), und gleichzeitig der binäre Eingang DISC des TR8ATCC-Blocks durch einenoffenen unterspannungsseitigen Leistungsschalter aktiviert wird. Wenn nun derEinstellparameter OperHoming für diesen Transformator auf Ein gesetzt ist, verhältsich TR8ATCC folgendermaßen:

• Der Algorithmus berechnet die "wahre" Sammelschienenspannung alsDurchschnitt der Spannungsmessungen für die anderen Transformatoren in derparallelen Gruppe. (Die Spannungsmessung des "abgeklemmtenTransformators" selbst fließt nicht in die Berechnung ein.)

• Der Wert dieser wahren Sammelschienenspannung wird genauso wie Ueingestelltbei der Regelung eines Transformators im Einzelbetrieb verwendet. Der"abgeklemmte Transformator" gibt dann automatisch die Befehle URAISE oderULOWER (mit der entsprechenden Verzögerungszeit t1 oder t2) ab, um dieunterspannungsseitige Seite des Transformators innerhalb der Totzone derSammelschienenspannung zu halten.

Homing (Betrieb mit der Master-Follower-Methode)Wenn an einem (oder mehreren) Follower(n) der NS-Leistungsschalter geöffnet undder HS-Leistungsschalter geschlossen ist und OperHoming auf Ein gesetzt ist, folgtdieser Follower weiter dem Master, genauso wie bei geschlossenem NS-Leistungsschalter. Wenn hingegen der NS-Leistungsschalter des Masters öffnet, wirddie automatische Regelung blockiert und der Ausgang MFERR der TR8ATCC-Funktion aktiviert, da das System nun über keinen Master verfügt.

Anpassungsmodus, manuelle Regelung einer parallelen Gruppe

Anpassungsmodus (Betrieb mit Kreisstrom-Methode)Wenn die Kreisstrom-Methode angewendet wird, können die Transformatoren auchals eine Gruppe manuell geregelt werden. Hierfür muss die EinstellungOperationAdapt auf Ein gesetzt werden. Dann ist der Regelungsmodus für einenTR8ATCC Funktionsblock auf “Manuell” zu setzen. Das kann über den BinäreingangMANCTRL oder über die LHMI erfolgen unter Hauptmenü/Steuerung/Befehle/



Transformator Spannungsregelung(ATCC,90)/TR8ATCC:x, wobei die anderenTR8ATCCs Funktionsblöcke in der Einstellung “Automatisch” verbleiben müssen.Die TR8ATCC Funktionsblöcke im automatischen Modus werden dann überwachen,ob sich ein Transformator in der Parallelgruppe im manuellen Modus befindet unddann automatisch den Anpassungsmodus aktivieren. Wie die Bezeichnung bereitsvermittelt, erfolgt eine Anpassung an die manuelle Stufenschaltung desTransformators, für den der manuelle Modus eingestellt wurde.

TR8ATCC im Anpassungsmodus setzt die Berechnung von Udi fort, addiert jedochnicht Udi zur gemessenen Sammelschienenspannung hinzu, sondern vergleicht diesemit der Totzone DU. Die folgenden Steuerungsregeln werden angewendet:

1. Wenn Udi positiv ist und dessen Module größer als DU sind, wird ein ULOWER-Befehl abgesetzt. Die Stufenverstellung startet dann nach einer entsprechendenZeitspanne t1/t2.

2. Wenn Udi negativ ist und dessen Module größer als DU sind, wird ein URAISE-Befehl abgesetzt. Die Stufenverstellung startet dann nach einer entsprechendenZeitspanne t1/t2.

3. Wenn Udi Module kleiner sind als DU, ist nichts zu unternehmen.

Das Binärausgangssignal ADAPT am TR8ATCC Funktionsblock wird aktiviert, umanzuzeigen, dass dieser TR8ATCC an einen anderen TR8ATCC in der Parallelgruppeangeglichen wird.

Es ist anzumerken, dass die Steuerung mit dem Anpassungsmodus dann wiebeschrieben funktioniert, wenn nur für einen Transformator in der Parallelgruppe dermanuelle Modus über den Binäreingang MANCTRL oder die LHMI Hauptmenü/Steuerung/Befehle/Transformator Spannungsregelung(ATCC,90)/TR8ATCC:x eingestellt ist.

Um bei Verwendung der Kreisstrom-Methode die Stufenschalter einzeln voneinanderzu trennen, muss der Bediener jeden TR8ATCC Funktionsblock in der Parallelgruppein den manuellen Modus versetzen.

Anpassungsmodus (Betrieb mit Master-Follower-Methode)Bei Verwendung der Master-Follower-Methode tritt eine Anpassungssituation auf,wenn der Einstellparameter OperationAdapt auf Ein gesetzt ist, der Master manuellgeregelt wird und die Follower weiterhin über die parallele Master-Follower-Regelung gesteuert werden. In dieser Situation folgen die Follower weiterhin so demMaster, wie dies bei automatischer Regelung der Fall wäre.

Wenn für einen Follower in einer Master-Follower-Parallelgruppe der manuelleModus gewählt wird, und der Einstellparameter OperationAdapt weiterhin auf Eineingestellt ist, verbleibt der restliche Teil der Gruppe weiterhin unter automatischerMaster-Follower-Regelung. Der Follower im manuellen Modus ignoriert natürlichalle Stufenschaltungen des Masters. Da jetzt jedoch ein Transformator in derParallelgruppe von der parallelen Regelung ausgenommen ist, wird für den Rest derParallelgruppe das Binärausgangssignal ADAPT am Funktionsblock TR8ATCCaktiviert.



Anlage mit kapazitiver Lastkompensation (für den Betrieb mit derKreisstrom-Methode)Wenn an einer Unterstation eine erhebliche kapazitive Last angeschlossen ist unddiese nicht mit allen Transformatoren in einer Parallelgruppe symmetrisch verbundenist, kann in einer solchen Situation eine Kompensation des kapazitiven Stroms zurATCC-Funktion erforderlich sein.

Eine asymmetrische Verbindung liegt vor, wenn sich z. B. der Kondensator auf derUnterspannungsseite eines Transformators, zwischen dem Messpunkt desStromwandlers und dem Leistungstransformator oder an einer tertiären Wicklung desLeistungstransformators befindet (siehe Abbildung 119. In solchen Fällen beeinflusstder kapazitive Strom in den verschiedenen ATCC-Funktionen bezüglich derBerechnung der Kreisströme auf entgegengesetzte Weise. Der kapazitive Strom istBestandteil des imaginären Laststroms und somit für die Berechnung wichtig. Derberechnete Kreisstrom und die realen Kreisströme stimmen in diesem Fall nichtüberein, und sie werden nicht zum gleichen Zeitpunkt ein Minimum erreichen. Dieskann dazu führen, dass durch das Minimieren des berechneten Kreisstroms nicht dieStufenschalter auf die gleichen Stufenpositionen gesetzt werden, auch dann nicht,wenn die Leistungstransformatoren gleich sind.

Wenn jedoch der kapazitive Strom in der Berechnung des Kreisstroms berücksichtigtwird, kann der Einfluss kompensiert werden.

Last

T1

I L

T2

I cc... .T2

I cc... .T1

VB

VL

IT1 IT2

IC

I T2-I

C

Last

T1

I L

T2

I cc... .T2

I cc... .T1

VB

VL

IT1 IT2

IT2

IT1

IT1

IC

en06000512.vsd

IEC06000512 V1 DE

Abb. 119: Kondensatorbatterie auf der Unterspannungsseite



In Abbildung 119 ist deutlich zu sehen, dass die beiden verschiedenen Verbindungender Kondensatorbatterien bezüglich der Ströme im Primärnetzwerk absolut identischsind. Jedoch wären die an den Stromtransformatoren gemessenen Ströme für dieTransformatoren unterschiedlich. Der Kondensatorbatteriestrom kann vollständigzur Last auf der Unterspannungsseite fließen oder zwischen der Unter- undOberspannungsseite aufgeteilt werden. In letzterem Fall wird der Anteil von IC , derauf die Oberspannungsseite fließt, zwischen den beiden Transformatoren aufgeteiltund mit entgegengesetzter Richtung für T2 und T1 gemessen. Dies würdefälschlicherweise als Kreisstrom interpretiert werden und somit eine korrekteBerechnung von Iccdurcheinanderbringen. Wenn somit die tatsächliche Verbindungwie in der linken Abbildung dargestellt erfolgt, muss der kapazitive Strom ICunabhängig von den Betriebsbedingungen kompensiert werden. In der ATCC-Funktion erfolgt dies numerisch. Die Blindleistung der Kondensatorbatterie wird alsEinstellung Q1 angegeben, wodurch der Blindwiderstand berechnet werden kann:

2

1C

UX

Q=


Somit kann der Strom IC bei der tatsächlich gemessenen Spannung UB wie folgtberechnet werden:

3B

C

C

UI

X=

´EQUATION1872 V1 DE (Gleichung 125)

Auf diese Weise können die auf der Unterspannungsseite gemessenen Strömeangepasst werden, so dass der Kondensatorbatteriestrom nicht die Berechnung desKreisstroms beeinträchtigt.

Für jeden Transformator können die drei unabhängigen KondensatorbatteriewerteQ1, Q2 und Q3 festgelegt werden, um das Umschalten von drei Schritten in einerKondensatorbatterie in einem Feld zu ermöglichen.

LeistungsüberwachungDas Niveau (mit Vorzeichen) des Wirk- und Blindleistungsflusses durch denTransformator kann überwacht werden. Diese Funktion kann für verschiedeneZwecke eingesetzt werden. Beispielsweise, um die Spannungsregelungsfunktion zublockieren, wenn die Wirkleistung von der Niederspannungsseite zurHochspannungsseite fließt oder um das Umschalten der Kompensation derBlindleistung am Werk zu initiieren.

Es gibt die vier Einstellparameter P>, P<, Q> und Q<, denen in denFunktionsblöcken TR8ATCC und TR1ATCC die Ausgänge PGTFWD, PLTREV,QGTFWD und QLTREV zugeordnet sind. Wenn der voreingestellte Wert erreichtwird, wird der zugeordnete Ausgang nach Ablauf der unter tPower festgelegtenZeitverzögerung aktiviert.



Die Definition der Richtung der Leistung erfolgt so, dass die Wirkleistung P vorwärtsfließt, wenn die Leistung von der Hochspannungsseite zur Niederspannungsseitefließt, wie in Abbildung 120 dargestellt. Die Blindleistung Q fließt vorwärts, wenn dieGesamtlast auf der Niederspannungsseite induktiv ist (Reaktanz), wie in Abbildung120 dargestellt.

ATCC

Gerät

Hochspannungsseite

Pvorwärts

Niederspannungsseite=IEC06000536=2=de=Original.vsd

Qvorwärts (induktiv)

IEC06000536 V2 DE

Abb. 120: Richtungsreferenzen für die Leistung

Durch die vier Ausgänge im Funktionsblock stehen noch mehr Möglichkeiten zurVerfügung, als nur das Niveau des Leistungsflusses in eine Richtung zu überwachen.Durch die Kombination der Ausgänge mit logischen Elementen in derAnwendungskonfiguration können auch beispielsweise Intervalle sowie Bereiche inder P-Q-Ebene abgedeckt werden.

Logik der SammelschienentopologieInformationen über die Sammelschienentopologie, d.h. über die Position derLeistungsschalter und Isolatoren, aus denen hervorgeht, welche Transformatoren anwelcher Sammelschiene und welche Sammelschienen miteinander verbunden sind,sind für die automatische Spannungsregelung für Stufenschalter mit ParallelregelungTR8ATCC wichtig, wenn der Kreisstrom- oder die Master-Follower-Methodeangewendet wird. Anhand dieser Informationen weiß die Funktion TR8ATCC,welche Transformatoren sie in der Parallelregelung berücksichtigen muss.

Für den einfachen Fall, in dem nur die Schaltanlage in den Transformatorfeldernberücksichtigt werden muss, gibt es im TR8ATCC Block eine integrierte Funktion,die Informationen darüber bereitstellen kann, ob ein Transformator mit derParallelgruppe verbunden ist oder nicht. Hierfür wird der Hilfskontaktstatus desLeistungsschalters des Transformators mit dem Eingang DISC am TR8ATCCFunktionsblock verbunden, was über einen Binäreingang oder via GOOSE von einemanderen IED in der Unterstation erfolgen kann. Wenn der Leistungsschalter desTransformators offen ist, wird dieser Eingang aktiviert, wodurch ein entsprechendesSignal DISC=1 im TR8ATCC Datensatz aktiviert wird. Dieser Datensatz ist dasgleiche Datenpaket wie das Paket, das alle TR8ATCC Daten enthält, die an dieanderen Transformatoren in der Parallelgruppe übertragen werden (weitere



Informationen enthält der Abschnitt "Informationsaustausch zwischen TR8ATCCFunktionen"). Abbildung 121 enthält ein Beispiel, in dem T3 getrennt ist, wodurch T3das Signal DISC=1 an die anderen zwei parallelen TR8ATCC Module (T1 und T2) inder Gruppe sendet. Beachten Sie auch die Tabelle 26.

T1 T2 T3

99000952.VSD

U1 U2 U3

Z1 Z2 Z3I1 I2 I3=0

IL=I1+I2

IEC99000952 V1 DE

Abb. 121: Trennen eines Transformators in einer Parallelgruppe

Wenn die Sammelschienenanordnung komplexer ist und mehrere Sammelschienenund Kupplungsfelder/Abschnitte umfasst, muss eine spezifische Logik für dieStationstopologie entworfen werden. Diese Logik kann in derAnwendungskonfiguration im PCM600 erstellt werden. Sie enthält Angaben darüber,welche Transformatoren parallel gruppiert sind (in einer oder mehrerenParallelgruppen). In jedem TR8ATCC Funktionsblock gibt es acht Binäreingänge(T1INCLD,..., T8INCLD), die über die Logik in Abhängigkeit zu denTransformatoren aktiviert werden, die mit dem Transformator parallel gruppiert sind,dem der TR8ATCC Funktionsblock zugeordnet ist.

Der TR8ATCC Funktionsblock verfügt außerdem über acht Ausgänge (T1PG,...,T8PG) für die Anzeige des tatsächlichen Aufbaus der Parallelgruppe, zu der er selbstgehört. Wenn der Parallelbetrieb im IED über die Einstellung TrfId = Tx ausgewähltwurde, wird das TxPG Signal immer auf 1 gesetzt. Die Parallelfunktion berücksichtigtnur die Kommunikationsnachrichten aus den Spannungsregelungsfunktionen, dieparallel arbeiten (gemäß der Stromstationkonfiguration). Wenn die Funktion für dieparallele Spannungsregelung erkennt, dass keine anderen Transformatoren parallelgruppiert sind, verhält sie sich wie eine einzelne Spannungsregelungsfunktion imautomatischen Modus.

Informationsaustausch zwischen TR8ATCC FunktionenJeder Transformator in einer Parallelgruppe benötigt eine automatischeSpannungsregelung für den Stufenschalter. Dies ist der eigene Parallelregelungs-Funktionsblock TR8ATCC für die parallele Spannungsregelung. DieKommunikation zwischen diesen TR8ATCC Funktionen erfolgt entweder über dieGOOSE Interbay Kommunikation des IEC 61850 Protokolls, wenn sich dieTR8ATCC Funktionen in verschiedenen Geräten befinden, oder alternativ intern ineinem Gerät konfiguriert sind, wenn sich im gleichen Gerät mehrere Instanzen von



TR8ATCC befinden. Der vollständige Austausch der analogen und binärenTR8ATCC Daten in GOOSE erfolgt regelmäßig in Intervallen von 300 ms.

Der Funktionsblock TR8ATCC besitzt einen Ausgang ATCCOUT. Dieser Ausganghat zwei Signalgruppen. Eine ist der Datensatz, der an andere TR8ATCC Blöcke inder gleichen Parallelgruppe übertragen werden muss, und der andere ist derDatensatz, der an den Funktionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC für denTransformator übertragen werden muss, zu dem der Block TR8ATCC gehört.

10 Binärsignale und 6 Analogsignale enthält der Datensatz, der von einem TR8ATCCBlock zu anderen TR8ATCC Blöcken in der gleichen parallelen Gruppe übertragenwird:

Tabelle 24: Binäre Signale

Signal ErklärungTimerOn Das Signal wird vom Transformator, der sein Zeitglied gestartet hat, aktiviert

und zeigt an, wenn die eingestellte Zeit abgelaufen ist.

automaticCTRL Wird aktiviert wenn der Transformator in den Auto Modus geschaltet wird

mutualBlock Wird aktiviert wenn der Auto Modus blockiert wird

disc Wird aktiviert wenn der Transformator von der Sammelschiene getrennt wird

receiveStat Signal zur horizontalen Kommunikation

TermIsForcedMaster Wird aktiviert, wenn der Transformator als Master im Master-Follower, Paral‐lelsteuerungsmodus selektiert wurde

TermIsMaster Wird aktiviert für den Transformator der als Master im Master-Follower-Paral‐lelsteuerungsmodus selektiert wurde

termReadyForMSF Wird aktiviert, wenn der Transformator bereit ist für den Master-Follower Pa‐rallelsteuerungsmodus

raiseVoltageOut Anweisung vom Master an die Follower, hochzustufen

lowerVoltageOut Anweisung vom Master an die Follower, herunterzustufen

Tabelle 25: Analoge Signale

Signal ErklärungvoltageBusbar Für diesen Transformator gemessene Sammelschienenspannung

ownLoadCurrim Für diesen Transformator gemessener imaginärer Teil des Laststroms

ownLoadCurrre Für diesen Transformator gemessener realer Teil des Laststroms

reacSec Transformator-Reaktanz in Ohm/primär bezogen auf die NS Seite

relativePosition Die aktuelle Stufenstellung des Transformators

voltage Setpoint Die Sollspannung des Transformators (USet) für automatische Steuerung

Der VCTR GOOSE Datensatz muss manuell konfiguriert werden.Beachten Sie, dass beide Datenwertattribute und Qualitätsattributezugeordnet werden müssen. Die folgenden Datenobjekte müssenkonfiguriert werden:



• BusV• LodAIm• LodARe• PosRel• SetV• VCTRStatus• X2

Die mit der Kreisstrom-Methode oder der Master-Follower-Methode parallelangesteuerten Transformatoren müssen eindeutige Identitäten haben. DieseIdentitäten werden als eine Einstellung in jedem TR8ATCC Block eingegeben, undsie sind als T1, T2, T3,..., T8 (Transformatoren 1 bis 8) vordefiniert. Abbildung 121enthält drei Transformatoren, für die der Parameter TrfId auf T1, T2 und T3 gesetzt ist.

Bei der Parallelregelung mit der Kreisstrom-Methode oder der Master-Follower-Methode muss der gleiche Datensatz, wie an früherer Stelle beschrieben, zwischenden beiden TR8ATCC Blöcken ausgetauscht werden. Um dies zu erreichen, überträgtjeder TR8ATCC Block seinen eigenen Datensatz an den Ausgang ATCCOUT, wie anfrüherer Stelle erwähnt. Um Daten von anderen Transformatoren in derParellelgruppe zu empfangen, muss der Ausgang ATCCOUT von jedemTransformator (über GOOSE oder intern in der Anwendungskonfiguration) mit denEingängen HORIZx (x = Kennung für die anderen Transformatoren in derParallelgruppe) im TR8ATCC Funktionsblock verbunden sein. Abgesehen davongibt es in jedem TR8ATCC Block eine weitere Einstellung, =/,..., =/T1RXOP=Aus/Ein,..., T8RXOP=Aus/Ein. Diese Einstellung legt fest, von welchen anderenTransformatoren diese Daten empfangen werden sollen. Die Einstellungen für diedrei TR8ATCC Blöcke für die Transformatoren in Abbildung 121 können der Tabelle26 entnommen werden:

Tabelle 26: Einstellen von TxRXOP

TrfId=T1 T1RXOP=Aus

T2RXOP=Ein

T3RXOP=Ein

T4RXOP=Aus

T5RXOP=Aus

T6RXOP=Aus

T7RXOP=Aus

T8RXOP=Aus

TrfId=T2 T1RXOP=Ein

T2RXOP=Aus

T3RXOP=Ein

T4RXOP=Aus

T5RXOP=Aus

T6RXOP=Aus

T7RXOP=Aus

T8RXOP=Aus

TrfId=T3 T1RXOP=Ein

T2RXOP=Ein

T3RXOP=Aus

T4RXOP=Aus

T5RXOP=Aus

T6RXOP=Aus

T7RXOP=Aus

T8RXOP=Aus

Beachten Sie, dass dieser Parameter für den "eigenen" Transformator auf Auseingestellt sein muss. (für den Transformator mit der Identität T1 muss der ParameterT1RXOP auf Aus gesetzt sein, usw.)

Blockierfunktion

BlockierbedingungenMit der Blockierung soll verhindert werden, dass der Stufenschalter in Situationenauslöst, in denen er beschädigt werden könnte, oder wenn die Grenzwerte des



Stromnetzes überschritten werden würden, oder wenn z. B. die Bedingungen für dieautomatische Regelung nicht erfüllt werden.

Für die Funktion für die automatische Spannungsregelung für StufenschalterTR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung werden dreiBlockierarten verwendet:

Teilweise Blockierung: Verhindert die Auslösung des Stufenschalters nur in eineRichtung (es wird nur der Befehl URAISE oder ULOWER blockiert) im manuellenoder automatischen Regelungsmodus.

Automatische Blockierung: Verhindert die automatische Spannungsregelung,jedoch kann der Stufenschalter weiterhin manuell geregelt werden.

Vollständige Blockierung: Verhindert jegliche Funktion des Stufenschalters,unabhängig vom Regelungsmodus (automatisch oder manuell).

Die Einstellparameter für die Blockierung, die in der Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC unter den allgemeinen Einstellungen in der PST/HMI festgelegt werdenkönnen, sind in Tabelle 27 aufgelistet.

Tabelle 27: Blockiereinstellungen

Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungOCBk (automa‐tisch zurückge‐setzt)

AlarmAuto BlockAuto&Man Block

Wenn einer der drei Hochspannungsströme den voreinge‐stellten Wert IBlock überschreitet, wird TR1ATCC bzw.TR8ATCC vorübergehend vollständig blockiert. Die Aus‐gänge IBLK und TOTBLK bzw. AUTOBLK werden abhän‐gig von der tatsächlichen Parametereinstellung aktiviert.

OVPartBk (auto‐matisch zurückge‐setzt)

AlarmAuto&Man Block

Wenn die Sammelschienenspannung UB(nicht die kom‐pensierte Lastpunktspannung UVL) den Wert Umax über‐steigt (siehe Abbildung 112), wird ein Alarm ausgelöst bzw.werden weitere URAISE Befehle blockiert. Sofern durch dieEinstellung in der PST-Konfiguration zulässig, wird einschnelles Tieferschalten des Stufenschalters initiiert, umwieder die Spannung in den Bereich von Umin < UB < Umaxzurückzuführen. Die Funktion für das schnelle Tieferschal‐ten wird blockiert, wenn die niedrigste Spannungspositiondes Stufenschalters erreicht ist. Die Zeitverzögerung für dieFunktion für das schnelle Tieferschalten wird getrennt ein‐gestellt. Der Ausgang UHIGH bleibt so lange aktiviert, wiedie Spannung über Umax liegt.

UVPartBk (auto‐matisch zurückge‐setzt)

AlarmAuto&Man Block

Wenn die Sammelschienenspannung UB (nicht die kom‐pensierte Lastpunktspannung UL) zwischen Ublock undUmin liegt (siehe Abbildung 112), wird ein Alarm ausgelöstbzw. werden weitere ULOWER Befehle blockiert. Der Aus‐gang ULOW wird aktiviert.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungUVBk (automatischzurückgesetzt)


Wenn die Sammelschienenspannung UB unter den WertUblock fällt, ist diese Blockierbedingung aktiv. In dieser Si‐tuation sollte die automatische Regelung blockiert und diemanuelle Regelung zugelassen werden. Der Grund hierfürist, dass die Situation normalerweise mit einem vom Netzgetrennten Transformator vergleichbar ist, und daher solltedas Auslösen des Stufenschalters zulässig sein, bevor dieVerbindung zum Transformator wieder hergestellt wird. DieAusgänge UBLK und TOTBLK bzw. AUTOBLK werden ab‐hängig von der tatsächlichen Parametereinstellung akti‐viert.

RevActPartBk (au‐tomatisch zurück‐gesetzt)

AlarmAuto Block

Das Risiko einer Spannungsinstabilität steigt, wenn ver‐sucht wird, vorhandene Erzeugungs- und Übertragungs‐vorrichtungen maximal auszunutzen und dadurch die Über‐tragungsleitungen stark überlastet werden. Gleichzeitigkann die fehlende Blindleistung den Betriebspunkt desStromnetzes in den unteren Bereich der P-V-Kurve (insta‐biler Bereich) verschieben. Wenn unter diesen Bedingun‐gen die Spannung beginnt abzufallen, kann es passieren,dass ein URAISE Befehl zum umgekehrten Ergebnis führt,d.h. zu einer niedrigeren Sammelschienenspannung.Wenn der Stufenschalter in spannungsinstabilen Situatio‐nen auslöst, wird es noch schwieriger, das Stromnetz wie‐der zu stabilisieren. Daher kann es wünschenswert sein,TR1ATCC bzw. TR8ATCC vorübergehend zu blockieren.Die Anforderungen für diese Blockierung sind:

• Der Laststrom muss den unter RevActLim festgeleg‐ten Wert übersteigen.

• Nach einem URAISE Befehl muss die neu gemesse‐ne Sammelschienenspannung niedriger sein als zu‐vor.

• Die zweite Anforderung muss bei zwei aufeinander‐folgenden URAISE Befehlen erfüllt sein.

Wenn alle drei Anforderungen erfüllt sind, wird die automa‐tische Regelung TR1ATCC oder TR8ATCC für Raise-Be‐fehle für einen Zeitraum, der mit dem EinstellparametertRevAct blockiert und das Ausgangssignal REVACBLKwird gesendet. Die umgekehrte Aktion kann über den Ein‐stellparameter OperationRA aus-/eingeschaltet werden.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungCmdErrBk (manu‐ell zurückgesetzt)


Die typische Auslösezeit für einen Stufenschaltermecha‐nismus beträgt ca. 3 - 8 Sekunden. Daher sollte die Funk‐tion eine Positionsänderung abwarten, ehe ein neuer Be‐fehl ausgegeben wird. Das Befehlsfehlersignal CMDER‐RAL am Funktionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC wirdaktiviert, wenn die Stufenschalterposition nicht um einenSchritt in die korrekte Richtung innerhalb der Zeit geändertwird, die unter dem Einstellparameter tTCTimeout im Funk‐tionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC festgelegt ist. DasStufenschaltermodul TCMYLTC oder TCLYLTC zeigt dannden Fehler an, bis ein erfolgreicher Befehl ausgegebenwurde oder dieser Fehler zurückgesetzt wird, indem derSteuerungsmodus der Funktion TR1ATCC bzw. TR8ATCCauf "Manuell" und dann zurück auf "Automatisch" gesetztwurde. Die Ausgänge CMDERRAL in TCMYLTC bzw.TCLYLTC und TOTBLK bzw. AUTOBLK in TR1ATCC bzw.TR8ATCC werden abhängig von der tatsächlichen Para‐metereinstellung aktiviert.Diese Fehlerbedingung kann durch den Eingang RESE‐TERR am TCMYLTC -Funktionsblock zurückgesetzt wer‐den oder alternativ durch die Änderung des Steuermodusder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion auf Manuell unddann zurück auf Automatisch.

TapChgBk (manu‐ell zurückgesetzt)


Wenn der Eingang TCINPROG am FunktionsblockTCMYLTC bzw. TCLYLTC mit dem Stufenschaltermecha‐nismus verbunden ist, wird die Blockierung aktiv, wenn derEingang TCINPROG nach Ablauf des Timers tTCTimeoutnicht zurückgesetzt wurde. Der Ausgang TCERRAL wirdabhängig von der tatsächlichen Parametereinstellung akti‐viert. Bei korrektem Betrieb muss TCINPROG während desURAISE/ULOWER Ausgangsimpulses erscheinen undwieder verschwinden, bevor die unter tTCTimeout festge‐legte Zeit abgelaufen ist.Diese Fehlerbedingung kann durch den Eingang RESE‐TERR am TCMYLTC -Funktionsblock zurückgesetzt wer‐den oder alternativ durch die Änderung des Steuermodusder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion auf Manuell unddann zurück auf Automatisch.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungTapPosBk (auto‐matisch zurückge‐setzt/manuell zu‐rückgesetzt)


Diese Blockierung bzw. dieser Alarm wird bei einem derfolgenden Zustände aktiviert:

1. Der Stufenschalter erreicht eine Endposition, d.h. ei‐ne der äußersten Positionen gemäß den Einstellpa‐rametern LowVoltTap und HighVoltTap. Wenn derStufenschalter eine dieser beiden Positionen erreicht,werden weitere Befehle in die entsprechende Rich‐tung blockiert. Dies ist dann eigentlich eine teilweiseBlockierung, wenn Auto Block. oder Auto&ManBlock.gewählt ist. Die Ausgänge POSERRAL undLOPOSAL bzw. HIPOSAL werden aktiviert.

2. Stufenschalterfehler können durch folgende Umstän‐de verursacht werden:

• Stufenschalterposition liegt außerhalb des Bereichs,d.h. die angegebene Position liegt über oder unter derEndposition.

• Der Stufenschalter gibt an, dass er durch einen ein‐zigen Raise- oder Lower-Befehl mehr als nur einePosition geändert hat.

• Die Stufenschalterpositionsanzeige gibt einen BCD-Code-Fehler (nicht akzeptierte Kombination) oder ei‐nen Paritätsfehler aus.

• Die Anzeige der Stufenschalterposition zeigt einenWert in mA an, der außerhalb des mA-Bereichs liegt.Für die Überwachung des Eingangssignal für MIMmüssen die MIM Parameter I_Max und I_Min auf diegewünschten Werte gesetzt werden, z. B. I_Max =20mA und I_Min = 4mA.

• Sehr niedrige oder negative mA-Werte.• Anzeige eines Hardwarefehlers am Modul BIM oder

MIM. Für die Überwachung des Eingangs-Hardware‐moduls ist das entsprechende Fehlersignal mit demEingang INERR (Eingangsmodulfehler) oder BIERRam Funktionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC zuuverbinden.

• Unterbrechung der Kommunikation mit dem Stufen‐schalter.

Die Ausgänge POSERRAL und AUTOBLK bzw. TOTBLKwerden aktiviert.Diese Fehlerbedingung kann durch den Eingang RESE‐TERR am TCMYLTC -Funktionsblock zurückgesetzt wer‐den oder alternativ durch die Änderung des Steuermodusder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion auf Manuell unddann zurück auf Automatisch.

CircCurrBk (auto‐matisch zurückge‐setzt)


Wenn die Größe des Kreisstroms den voreingestellten Wert(Einstellparameter CircCurrLimit) für eine längere Zeit alsdie festgelegte Zeitverzögerung (Einstellparameter tCirc‐Curr) übersteigt, ist diese Blockierbedingung erfüllt, wennder Einstellparameter OperCCBlock auf Ein gesetzt ist. DasSignal wird automatisch zurückgesetzt, wenn der Kreis‐strom unter den voreingestellten Wert fällt. Normalerweisekann dies durch die manuelle Regelung der Stufenschaltererreicht werden. Die TR1ATCC bzw. TR8ATCC AusgängeICIRC und TOTBLK oder AUTOBLK werden abhängig vonder tatsächlichen Parametereinstellung aktiviert.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungMFPosDiffBk (ma‐nuell zurückge‐setzt)

AlarmAuto Block

Wenn im Master-Follower-Modus die Stufenstellungsdiffe‐renz zwischen einem Follower und dem Master größer alsder festgelegte Wert (Einstellparameter MFPosDiffLim) ist,gilt diese Blockierbedingung als erfüllt, und die AusgängeOUTOFPOS und AUTOBLK (alternativ ein Alarm) werdenaktiviert.

Die Einstellparameter für die Blockierung, die in der Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC unter dem Parametersatz Nx in der PST/HMI festgelegt werden können,sind in Tabelle 28 aufgelistet.

Tabelle 28: Blockiereinstellungen

Einstellungen Anzeigebereich BeschreibungTotalBlock (manuell zurückge‐setzt)

Ein/Aus Die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC kann über den Ein‐stellparameterTotalBlock voll‐ständig blockiert werden. DieserParameter kann über die lokaleHMI auf Ein/Ausbzw. das PSTgestellt werden. Der AusgangTOTBLK wird aktiviert.

AutoBlock (manuell zurückge‐setzt)

Ein/Aus Die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC kann für die automati‐sche Regelung über den Einstell‐parameter AutoBlock blockiertwerden. Dieser Parameter kannüber die LHMI auf Ein/Ausbzw.das PST gestellt werden. DerAusgang AUTOBLK wird akti‐viert.

Die Blockierungen von TR1ATCC oder TR8ATCC, die über die Eingangssignale imFunktionsblock erfolgen können, sind in der Tabelle 29 aufgelistet.

Tabelle 29: Blockieren über Binäreingänge

Eingangsbezeichnung Aktivierung BeschreibungBLOCK (manuell zurückgesetzt) Ein/Aus(via binären Eingang) Die Spannungsregelungsfunkti‐

on kann über den BinäreingangBLOCK im FunktionsblockTR1ATCC oder TR8ATCC voll‐ständig blockiert werden. DerAusgang TOTBLK wird aktiviert.

EAUTOBLK (manuell zurückge‐setzt)

Ein/Aus(via binären Eingang) Die Spannungsregelungsfunkti‐on kann für die automatische Re‐gelung über den BinäreingangEAUTOBLK im FunktionsblockTR1ATCC oder TR8ATCC blo‐ckiert werden. Der Ausgang AU‐TOBLK wird aktiviert. Das Deblo‐ckieren erfolgt über den EingangDEBLKAUT.



Blockierungen werden über Betriebszustände aktiviert und es gibt keineEinstellungsmöglichkeiten oder separate externe Aktivierungsalternativen. DieAngaben hierzu sind in der Tabelle 30 aufgelistet.

Tabelle 30: Blockieren ohne Einstellmöglichkeiten

Aktivierung Blockiertyp BeschreibungVom Netz getrennterTransformator (automa‐tisch zurückgesetzt)

Auto Block Die automatische Regelung wird für einen Transfor‐mator blockiert, wenn die Parallelregelung mit derKreisstrom-Methode verwendet wird, und dieserTransformator von der Sammelschiene auf der Nie‐derspannungsseite getrennt ist. (Das gilt unter der Be‐dingung, dass für den vom Netz getrennten Transfor‐mator der Einstellparameter OperHoming auf Aus ge‐setzt ist. Anderenfalls wechselt der Transformator inden Homing-Zustand). Das Binäreingangssignal DISCder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion wird für dieÜberwachung verwendet, ob der Leistungsschalter derUnterspannungsseite des Transformators geschlos‐sen ist oder nicht. Die Ausgänge TRFDISC und AU‐TOBLK werden aktiviert. Die Blockierung wird aufge‐hoben, wenn der Transformator wieder angeschlossenwurde (Eingangssignal DISC zurück auf Null).

Kein Master/MehrereMaster (automatisch zu‐rückgesetzt)

Auto Block Die automatische Regelung wird blockiert, wenn dieParallelregelung mit der Master-Follower-Methodeverwendet wird, und der Master von der Sammelschie‐ne auf der Niederspannungsseite getrennt ist. Wennaus welchen Gründen auch immer mehrere Master imSystem vorhanden sind, tritt die gleiche Blockierungauf. Das Binäreingangssignal DISC der TR1ATCCoder TR8ATCC-Funktion wird für die Überwachungverwendet, ob der Leistungsschalter der Unterspan‐nungsseite des Transformators geschlossen ist odernicht. Die Ausgänge TRFDISC, MFERR und AU‐TOBLK werden aktiviert. In einem solchen Fall werdendie Follower durch die wechselseitige Blockierungebenfalls blockiert. Die Blockierung wird aufgehoben,wenn der Transformator wieder angeschlossen wurde(Eingangssignal DISC zurück auf Null).

Ein Transformator in ei‐ner parallelen Gruppe mitmanueller Regelung (au‐tomatisch zurückgesetzt)

Auto Block Wenn der Einstellparameter OperationAdapt auf “Aus”gesetzt ist, wird die automatische Regelung blockiert,wenn die parallele Regelung mit der Master-Follower-oder der Kreisstrom-Methode verwendet wird und ei‐ner der Transformatoren in der Gruppe von "Auto" auf"Manuell" geschaltet wird. Der Ausgang AUTOBLKwird aktiviert.

Kommunikationsfehler(COMMERR) (automati‐sches Deblockieren)

Auto Block Wenn die horizontale Kommunikation (GOOSE) für ei‐ne der TR8ATCC Funktionen in der Gruppe ausfällt,wird dadurch die automatische Regelung in allenTR8ATCC Funktionen blockiert, die zu dieser paralle‐len Gruppe gehören. Dieser Fehlerzustand wird auto‐matisch zurückgesetzt, wenn die Kommunikation wie‐derhergestellt wird. Die Ausgänge COMMERR undAUTOBLK werden aktiviert.

Kreisstrom-Methode



Wechselseitige BlockierungWenn eine parallele Instanz der Spannungsregelung TR8ATCC ihren Betriebblockiert, müssen alle anderen TR8ATCC Regelungen, die parallel mit diesem Modularbeiten, ihren Betrieb ebenfalls blockieren. Um dies zu erreichen, sendet diebetroffene TR8ATCC Funktion eine wechselseitige Blockierung an die anderenMitglieder der Gruppe und nutzt hierfür die horizontale Kommunikation. Wenn diewechselseitige Blockierung von einem Mitglied der Gruppe empfangen wird, wird inden empfangenden TR8ATCC Funktionen und somit in allen Einheiten derParallelgruppe der automatische Betrieb blockiert.

Wenn die Kreisstrom-Methode verwendet wird und in einer der TR8ATCCFunktionen in der Gruppe eine der folgenden Bedingungen auftritt, führt dies zu einerwechselseitigen Blockierung:

• Überstrom• Vollständiges Blockieren via Einstellungen• Vollständiges Blockieren via Konfiguration• Analogeingangsfehler• Automatisches Blockieren via Einstellungen• Automatisches Blockieren via Konfiguration• Unterspannung• Befehlsfehler• Positionsanzeigefehler• Stufenschalterfehler• Umgekehrte Aktion• Kreisstrom• Kommunikationsfehler

Master-Follower-MethodeWenn der Master blockiert ist, schalten die Follower nicht selbst die Stufen weiter,weshalb kein wechselseitiges Blockieren erforderlich ist. Wenn auf der anderen Seiteein Follower blockiert ist, muss ein wechselseitiges Blockiersignal an den Mastergesendet werden. Hierdurch wird verhindert, dass der Rest der Gruppe andernfalls inder Lage wäre, die Stufen weiterzuschalten, was zu hohen Kreisströmen führenkönnte.

Wenn somit ein Follower blockiert ist, sendet er eine wechselseitige Blockierung andie horizontale Kommunikation. Der Master nimmt diese Nachricht auf und blockiertauch seinen automatischen Betrieb.

Neben den oben aufgeführten Umständen für die wechselseitige Blockierung mit derKreisstrom-Methode führen die folgenden Blockierzustände in einem der Followerzu einer wechselseitigen Blockierung:

• Master-Follower-Fehlstellung• Master-Follower-Fehler (kein Master/mehrere Master)



AllgemeinesEs ist anzumerken, dass eine teilweise Blockierung keine wechselseitige Blockierungbewirkt.

Die TR8ATCC Funktion, die der "Ursprung" der wechselseitigen Blockierung ist,aktiviert ihren AUTOBLK Ausgang sowie den Ausgang, der der tatsächlichenBlockierbedingung entspricht, z.B. IBLK bei einer Blockierung bei Überstrom. Dieanderen TR8ATCC Funktionen, die ein wechselseitiges Blockierungssignalempfangen, aktivieren nur ihren AUTOBLK Ausgang.

Die wechselseitige Blockierung bleibt aktiv, bis die TR8ATCC Funktion deblockiertwird, die das wechselseitige Blockiersignal gesendet hat. Eine weitere Möglichkeit,die wechselseitige Blockierung freizugeben, ist, bei der TR8ATCC Funktion, die diewechselseitige Blockierung ausgelöst hat, den Einzelregelungsbetrieb zu erzwingen.Hierfür wird der Binäreingang SNGLMODE im TR8ATCC Funktionsblock aktiviertoder in der integrierten HMI oder im PST der Parameter OperationPAR auf Ausgesetzt.

Für die TR8ATCC Funktion kann jederzeit der Einzelregelungsmodus erzwungenwerden. Diese verhält sich dann exakt so, wie in Abschnitt "AutomatischeSpannungsregelung bei einem einzelnen Transformator" beschrieben, außer, dass dieNachrichten der horizontalen Kommunikation weiterhin gesendet und empfangenwerden, jedoch die empfangenen Nachrichten ignoriert werden. Die TR8ATCCFunktion wird gleichzeitig automatisch aus der Parallelgruppe ausgeschlossen.

Deaktivieren der Blockierung in besonderen SituationenWenn der Funktionsblock für die automatische Spannungsregelung fürStufenschalter TR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelungangeschlossen ist, um Informationen zurückzulesen (Wert der Stufenschalterpositionund Signal für Stufenschalter in Betrieb), kann es gelegentlich schwierig sein,Zeitdaten zu finden, die im Funktionsblock TR1ATCC oder TR8ATCC für deneinwandfreien Betrieb einzustellen sind. Besonders bei der Inbetriebnahme ältererTransformatoren können die Fühler verschlissen sein und eventuell prellendeKontakte vorhanden sein. Vor Einstellen der korrekten Zeitdaten kann es dannpassieren, dass auf Grund der fehlerhaften Einstellungen der FunktionsblockTR1ATCC oder TR8ATCC vollständig oder im automatischen Modus blockiert wird.In diesem Fall sollten diese Blockierarten vorübergehend auf Alarm gesetzt werden,bis die Inbetriebnahme abgeschlossen ist und alle Hauptkomponenten wie erwartetfunktionieren.

Stufensteller-Stellungsmessung und -überwachung

Äußerste Positionen des StufenschaltersDiese Funktion überwacht die äußersten Positionen des Stufenschalters gemäß denEinstellungen LowVoltTap und HighVoltTap. Wenn der Stufenschalter seineniedrigste/höchste Position erreicht, wird der entsprechende ULOWER/URAISEBefehl sowohl im automatischen als auch im manuellen Modus zurückgehalten.



Überwachen der Funktion des StufenschaltersDas Ausgangssignal VRAISE oder VLOWER der Regelung und Überwachung desStufenschalters mit 6 Binäreingängen TCMYLTC oder 32 BinäreingängenTCLYLTC wird hochgesetzt, wenn die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCCfestgelegt hat, den Stufenschalter auszulösen. Diese Ausgänge der FunktionsblöckeTCMYLTC und TCLYLTC müssen mit einem Binärausgangsmodul BOMverbunden werden, damit die Befehle an den Stufenschaltermechanismus gesendetwerden können. Die Länge des Ausgangsimpulses kann in TCMYLTC oderTCLYLTC über den Einstellparameter tPulseDur festgelegt werden. Wenn einURAISE/ULOWER Befehl gesendet wird, wird auch ein Timer gestartet (über denParameter tTCTimeout einstellbar) (über PST/LHMI einstellbar). Dieser Timer mussso eingestellt sein, dass dieser die normale Funktion des Stufenschalters zzgl. einesSicherheitszuschlags zeitlich abdeckt.

Normalerweise kann der Stufenschaltermechanismus das Signal "Stufenänderung inBearbeitung" senden, während er eine Operation abarbeitet. Dieses Signal vomStufenschaltermechanismus kann über ein BIM Modul mit dem TCMYLTC oderTCLYLTC Eingang TCINPROG verbunden werden, und es kann dann von derFunktion TCMYLTC oder TCLYLTC auf drei Arten verwendet werden. Dies wirdnachfolgend anhand der Abbildung 122 erläutert.



URAISE/ULOWER

tTCTimeout

TCINPROG

a hd

e f

g

cb


IEC06000482 V2 DE

Abb. 122: Zeitgebung von Impulsen für die Überwachung der Funktion desStufenschalters

Pos. Beschreibung

a Sicherheitszuschlag, um zu verhindern, dass TCINPROG nur dann hochgesetzt wird, wenngleichzeitig ein URAISE oder ULOWER Befehl vorliegt.

b Zeiteinstellung tPulseDur.

C Feste Verlängerung von tPulseDur um 4 Sekunden, wird in der Funktion TCMYLTC oderTCLYLTC intern verarbeitet.

d Zeiteinstellung tStable

e Neue Stufenschalterposition erreicht, so dass das Signal "Stufenänderung in Bearbeitung" vomStufenschalter verschwindet und eine neue Position angegeben wird.

f Die neue, in der Funktion TCMYLTC oder TCLYLTC verfügbare Stufenschalterposition.

g Feste Verlängerung von TCINPROG um 2 Sekunden, wird in der Funktion TCMYLTC oderTCLYLTC intern verarbeitet.

h Sicherheitszuschlag, um zu verhindern, dass TCINPROG über den Wert von tTCTimeout hinausaktiv ist.

Der vorrangige Einsatzbereich ist das Zurücksetzen der automatischenSpannungsregelung für die Stufenschalterfunktion TR1ATCC für Einzelregelungund TR8ATCC für Parallelregelung, sobald das Signal TCINPROG verschwindet.Wenn das Signal TCINPROG nicht vom Stufenschaltermechanismus zurückgesendetwird, wird TR1ATCC oder TR8ATCC erst dann zurückgesetzt, wenn die Zeit vontTCTimeout abgelaufen ist. Der Vorteil der Überwachung mit dem TCINPROGSignal ist in diesem Fall, dass das Zurücksetzen von TR1ATCC oder TR8ATCCgelegentlich schneller erfolgen kann, wodurch das System wieder schneller für dieVerarbeitung nachfolgender Befehle bereit ist.

Der zweite Einsatzbereich ist die Erkennung eines verklemmten Stufenschalters.Wenn die Zeit des Timers tTCTimeout abgelaufen ist, bevor das Signal TCINPROGauf Null zurückgesetzt wird, wird das Ausgangssignal TCERRAL hochgesetzt unddie Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC wird blockiert.



Der dritte Einsatzbereich ist die Überprüfung der korrekten Arbeitsweise desStufenschaltermechanismus. Sobald das Eingangssignal TCINPROG auf Nullzurückgesetzt ist, erwartet die Funktion TCMYLTC oder TCLYLTC das Ausleseneines neuen und korrekten Wertes für die Stufenschalterposition. Wenn dies nichtpassiert, wird das Ausgangssignal CMDERRAL hochgesetzt, und die FunktionTR1ATCC oder TR8ATCC wird blockiert. Die feste Verlängerung (g) von 2Sekunden für das Signal TCINPROG erfolgt, um, abgesehen von einer echtenFehlfunktion, zu verhindern, dass genau dies passiert.

Zu Abbildung 122 ist anzumerken, dass die feste Verlängerung (c) von 4 Sekunden fürtPulseDur deswegen erfolgt, um zu verhindern, dass das Signal TCINPROGhochgesetzt wird, ohne dass gleichzeitig ein URAISE oder ULOWER Befehlvorhanden ist. Wenn dies passieren würde, würde dies TCMYLTC oder TCLYLTCals ein spontanes TCINPROG Signal ohne dazugehörigen URAISE oder ULOWERBefehl interpretieren. Dadurch würde wiederum das Ausgangssignal TCERRALhochgesetzt und die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC blockiert werden.Tatsächlich handelt es sich dann auch um eine Überwachung einer instabilenSituation des Stufenschalters.

Hunting-ErkennungDie Hunting-Erkennung dient dazu, einen Alarm zu erzeugen, wenn dieSpannungsregelung eine anormale Anzahl an Befehlen oder eine anormaleBefehlsfolge innerhalb eines vorgegebenen Zeitraums absetzt.

Es gibt vier Hunting-Funktionen:

1. Die automatische Spannungsregelung für Stufenschalter TR1ATCC fürEinzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung aktiviert dasAusgangssignal DAYHUNT, wenn die Anzahl an Stufenschalteroperationenwährend der letzten 24 Stunden die unter DayHuntDetect festgelegte Zahlüberschreitet. Aktiviert sowohl im manuellen als auch im Automatikmodus.

2. Die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC aktiviert das AusgangssignalHOURHUNT, wenn die Anzahl an Stufenschalteroperationen während derletzten Stunde die unter HourHuntDetect festgelegte Zahl überschreitet(gleitendes Zeitfenster). Aktiviert sowohl im manuellen als auch imAutomatikmodus.

3. Die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC aktiviert das AusgangssignalHUNTING, wenn die Gesamtzahl der widersprüchlichenStufenschalteroperationen (RAISE, LOWER, RAISE, LOWER usw.) die unterNoOpWindow festgelegte Anzahl innerhalb des unter dem EinstellparametertWindowHunt festgelegten gleitenden Zeitfensters überschreitet. Dies ist nur imautomatischen Modus aktiv.

Hunting kann durch eine schmal eingestellte Totzone oder andere Abweichungen imRegelungssystem verursacht werden.

Abnutzung der StufenschalterkontakteDie beiden Zähler ContactLife und NoOfOperations stehen innerhalb der FunktionTCMYLTC für die Stufenschalterregelung und -überwachung mit 6 Binäreingängen



oder TCLYLTC mit 32 Binäreingängen zur Verfügung. Sie dienen bei der Wartungdes Stufenschaltermechanismus als Orientierung. Der Zähler ContactLife gibt dierestlichen Operationen (absteigender Zähler) bei Bemessungslast an.

ContactLife ContactLifen+1 n Irated

Iloada

æ ö= - ç ÷ç ÷

è øEQUATION1873 V2 EN (Gleichung 126)

Wobei n der Anzahl der Operationen und α dem anpassbaren EinstellparameterCLFactor entspricht, dessen Standardwert 2 ist. Mit dieser Standardeinstellung wirddurch eine Operation bei Bemessungslast (Strom, der auf der Hochspannungsseitegemessen wird) der Zähler ContactLife um 1 verringert.

Der Zähler NoOfOperations zählt einfach die Gesamtzahl der Operationen(aufsteigender Zähler).

Beide Zähler werden einschließlich Zeit und Datum, wann sie zuletzt zurückgesetztwurde, in einem nicht-flüchtigen Speicher gespeichert. Diese Datumsangabenwerden automatisch dann gespeichert, wenn der Befehl für das Zurücksetzen desZählers gesendet wird. Daher muss vor dem Zurücksetzen dieser Zähler überprüftwerden, ob am IED die interne Zeit korrekt eingestellt ist. Der Zählerwert kann überdie HMI zurückgesetzt werden. Dies erfolgt unter Hauptmenü/Rücksetzen/Zählerrücksetzen/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:1 oderTCLYLTC:1/Zähler rücksetzen und ResetCLCounter

Beide Zähler und ihre aktuellsten Rücksetzdaten werden in der HMI als Servicewerteangezeigt unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CLCNT_VALundHauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformerTapControl (YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CNT_VAL


13.4.3.1 Allgemeine Einstellungen für TR1ATCC oder TR8ATCC

TrfId: Die Identität des Transformators dient zur Identifizierung einzelnerTransformatoren in einer Parallelgruppe. Transformatoren, die zur selbenParallelgruppe gehören können, müssen somit eindeutige Identitäten besitzen.Darüber hinaus müssen auch alle Transformatoren, die über dieselbe horizontaleKommunikation (GOOSE) kommunizieren, eindeutige Identitäten besitzen.

Xr2: Die Transformatorreaktanz in Ohm (primär) bezogen auf dieUnterspannungsseite.

tAutoMSF: In einem Follower eingestellte Verzögerungszeit für das Erhöhen oderVerringern auf den Befehl eines Masters hin. Diese Funktion kann verwendet werden,wenn eine Parallelgruppe im Master-Follower-Modus "follow tap" gesteuert wird.



Sie wird für jeden Follower einzeln eingestellt, sodass bei Bedarf in denverschiedenen Followern unterschiedliche Verzögerungszeiten verwendet werdenkönnen, um ein simultanes Verstellen der Stufen zu vermeiden. Diese Funktion kannnicht im Modus "follow command" verwendet werden.

OperationAdapt: Diese Einstellung aktiviert oder deaktiviert den Angleichmodus fürdie Parallelsteuerung nach dem Kreisstrom- oder dem Master-Follower-Prinzip.

MFMode: Wahl von "follow command" oder "follow tap" im Master-Follower-Modus.

CircCurrBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn der KreisstromCircCurrLimit überschreitet.

CmdErrBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn die Rückmeldung vomStufensteller zu einem Befehlsfehler geführt hat.

OCBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn irgendeiner der drei Leiterströmeauf der HS-Seite den Wert von Iblock überschritten hat.

MFPosDiffBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn dieStufenstellungsdifferenz zwischen Follower und Master größer ist als der Wert vonMFPosDiffLim.

OVPartBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn dieSammelschienenspannung UB den Wert von Umax überschreitet.

RevActPartBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn "Reverse Action"aktiviert wurde.

TapChgBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn ein Stufenstellerfehlererkannt wurde.

TapPosBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme im Falle einesStufenstellungsfehlers oder wenn der Stufensteller eine Endstellung erreicht hat.

UVBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn die Sammelschienenspannung UBden Wert von Ublock unterschreitet.

UVPartBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn dieSammelschienenspannung UB zwischen Ublock und Umin liegt.

13.4.3.2 Parametersatz TR1ATCC oder TR8ATCC

AllgemeinesOperation: Schalten der automatischen Spannungsregelung des StufenstellersTR1ATCC für einfache Regelungs- und TR8ATCC für parallele RegelungsfunktionEin/Aus.

I1Base: Bezugsstrom in Ampere (primär) für HV-Seite des Transformators.



I2Base: Bezugsstrom in Ampere (primär) für Unterspannungsseite desStromwandlers.

UBase: Bezugsspannung in kV (primär) für Unterspannungsseite des Stromwandlers.

MeasMode: Für die Strom- und Spannungsmessung an der Unterspannungsseiteauszuwählende einphasige oder Leiter-Leiter oder Mitsystemgröße. Auch diebetreffenden Leiter lassen sich wählen. So ist auf der Niederspannungsseite einpoligesowie die zweipolige oder dreipolige Einspeisung möglich, aber sie wird imAllgemeinen für Strom und Spannung gewählt.

Q1, Q2 und Q3: MvAr Wert einer Kondensatorbatterie oder einer Drosselspule, diezwischen den Leistungstransformator und dem SW geschaltet ist, sodass der Stromder Kondensatorbatterie (Drosselspule) für die Berechnung von Kreisströmenkompensiert werden muss. Um ein Schalten von drei Schritten in einerKondensatorbatterie in einem Feld zu ermöglichen, stehen drei unabhängigeEinstellungen, Q1, Q2 und Q3, zur Verfügung.

TotalBlock: Ist diese Einstellung auf Ein gesetzt, dann ist die Funktion TR1ATCCoder TR8ATCC , d. h. die Spannungsregelung, vollständig für die manuelle oderautomatische Regelung blockiert.

AutoBlock: Ist diese Einstellung auf Ein gesetzt, dann ist die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC , d. h. die Spannungsregelung, für die automatische Regelung blockiert.

FunktionFSDMode: Diese Einstellung aktiviert/deaktiviert die Funktion zur schnellenRückstufung. Die Aktivierung kann für die automatisch und manuelle Regelung oderalternativ ausschließlich für die automatische Regelung erfolgen.

tFSD: Zeitverzögerung für das Schalten der schnellen Rückstufung.

SpannungUSet: Einstellung des Werts für die Sollspannung, in Prozent von UBase.

UDeadband: Einstellung des Werts für eine Hälfte der äußeren Totzone, in Prozentvon UBase. Die Totzone ist bei USet symmetrisch, siehe Abschnitt "AutomatischeSpannungsregelung bei einem einzelnen Transformator", Abbildung 112.UDeadband entspricht in dieser Abbildung DU. Für diese Einstellung wirdgewöhnlich ein Wert um die Stufe des Transformator-Stufenstellers gewählt(typischerweise 75 - 125% der Stufe des Stufenstellers).

UDeadbandInner: Einstellung des Werts für eine Hälfte der inneren Totzone, inProzent von UBase. Die innere Totzone ist bei USet symmetrisch, siehe Abschnitt"Automatische Spannungsregelung bei einem einzelnen Transformator",Abbildung 112. UDeadbandInner entspricht in dieser Abbildung DUin. DieEinstellung soll kleiner sein als UDeadband. Typischerweise wird die innere Totzoneauf 25-70% des Werts UDeadband eingestellt.



Umax: Diese Einstellung gibt die Obergrenze der zulässigenSammelschienenspannung an (siehe Abschnitt "Automatische Spannungsregelungbei einem einzelnen Transformator", Abbildung 112). Sie wird in % von UBasevorgenommen. Wird OVPartBk auf Auto&ManBlock eingestellt, dann führenSpannungen über Umax zu einer teilweisen Blockierung, sodass lediglich niedrigereRegelungen zulässig sind.

Umin Diese Einstellung gibt die Untergrenze der zulässigenSammelschienenspannung an (siehe Abschnitt "Automatische Spannungsregelungbei einem einzelnen Transformator", Abbildung 112). Sie wird in % von UBasevorgenommen. Wird UVPartBk auf Auto Block oder Auto&ManBlock eingestellt,dann führen Spannungen unter Umin zu einer teilweisen Blockierung, sodasslediglich Anhebebefehle zulässig sind.

Ublock: Spannungen unter Ublock kommen normalerweise nur bei getrenntenTransformatoren vor. Daher ist es empfehlenswert, die automatische Regelung fürdiesen Zustand zu blockieren (Einstellung UVBk). Ublock wird in Prozent von UBaseeingestellt.

Zeitt1Use: Auswahl einer Zeitcharakteristik (unabhängig oder invers) für t1.

t1: Zeitverzögerung für den ersten Anhebe-/Verringerungsbefehl.

t2Use: Auswahl einer Zeitcharakteristik (unabhängig oder invers) für t2.

t2: Zeitverzögerung für nachfolgende Anhebe-/Verringerungsbefehle. In derKreisstrom-Methode werden der zweite, dritte, usw., Befehl alle mit derZeitverzögerung t2 ausgeführt. Dies erfolgt unabhängig davon, welcherTransformator in der parallelen Gruppe geschaltet wird. Bei der Master-Follower-Methode mit der Option Folge Stufe, führt der Master den zweiten, dritten, usw.,Befehl mit der Verzögerung t2 aus. Die Follower lesen hierbei die Schaltstellung desMaster und passen sich an Hand der zusätzlichen Zeitverzögerung aus der EinstellungtAutoMSF an, die für jeden einzelnen Follower angegeben ist.

tMin: Die Mindest-Ausführungszeit, wenn die inverse Zeitcharakteristik verwendetwird (siehe Abschnitt "Zeitcharakteristik", Abbildung 113).

Abgangsspannungskompensation (LDC)OpertionLDC: Zur Einstellung der Funktion zur AbgangsspannungskompensationEin/Aus.

OperCapaLDC: Wird diese Einstellung auf Ein gesetzt, dann gestattet sie eine höhereSpannung am Lastpunkt als die der Sammelschiene, wenn dieAbgangsspannungskompensation eingesetzt wird. Diese Situation kann durch einekapazitive Last verursacht werden. Wird die Funktion zurAbgangsspannungskompensation bei Parallelregelungen mit der Methode derReaktanzumkehr eingesetzt, dann muss OperCapaLDC immer auf Ein gestelltwerden.



Rline und Xline: Bei der Abgangsspannungskompensation geben diese Einstellungenden Leitungswiderstand und die Reaktanz zwischen der Sammelschiene derSchaltanlage und dem Lastpunkt an. Die Einstellungen für Rline und Xline erfolgen inOhm/primär. Werden mehr als nur eine Leitung an der NS-Sammelschieneangeschlossen, dann sollten äquivalente Werte für Rline und Xline berechnet und alsEinstellungen angegeben werden.

Wird die Funktion zur Abgangsspannungskompensation bei Parallelregelungen mitder Methode der Reaktanzumkehr eingesetzt, dann entspricht die kompensierteSpannung, die als “Spannung am Lastpunkt” UL bezeichnet wird, effektiv einemAnstieg der Spannung zum Transformator. Um diesen Spannungsanstieg zuerreichen, muss Xline negativ sein. Die Empfindlichkeit der parallelenSpannungsregelung wird über die Einstellgrößen Rline und Xline mit Rline alszentralem Element zum Erreichen der korrekten Regelung derSammelschienenspannung. Dies kann folgendermaßen erreicht werden. InAbbildung 114 ist das Zeigerdiagramm für einen Transformator dargestellt, der ineiner parallelen Gruppe mit der Methode der Reaktanzumkehr und ohne Blindstromgeregelt wird (z. B. Annahme zwei gleicher Transformatoren mit der gleichenReglerstellung). Der Laststrom eilt der Sammelschienenspannung UB mit demLeistungsfaktor j nach und der Impedanzvektor Rline und Xline wird mit j1bezeichnet.

UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j

j1

j2

DU

en06000626.vsd

IEC06000626 V1 DE

Abb. 123: Transformator mit der Regelmethode der Reaktanzumkehr und ohneKreisstrom.

Die Spannung DU=UB-UL=IT*Rline+j IT*Xline hat den Winkel j2 und es wirdfestgestellt, dass wenn j2 etwas weniger als -90° beträgt, UL in etwa über die gleicheLänge verfügt wie UB, unabhängig von der Größe des Transformatoren-Laststroms IT(mit gestrichelter Linie angegeben). Die automatische Stufenstellerregelung regeltdie Spannung zu einem eingestellten Sollwert, die eine Spannungsgröße angibt, ohneden Phasenwinkel zu berücksichtigen. Daher befinden sich sowohl UB als auch ULund auch die gestrichelte Linie alle auf dem Zielwert.



Angenommen, es soll erreicht werden, dass j2 = -90°, dann:

01 1( )90

01

01

90

90

j jj j

U Z I

Ue Ze Ie ZIej j jj

j j

j j

+-

D = ´

ß

D = ´ =

ß

- = +

ß

= - -


Wenn z. B: cosj = 0,8 dann j = arcos 0,8 = 37°. Mit dem Bezug in Abbildung 123wird, j negativ (induktive Last) und wir erhalten:

0 0 01 ( 37 ) 90 53j = - - - = -


Um eine korrektere Regelung zu erreichen, kann eine Korrektur des Werts j2 leichtunter -90° (2 – 4° weniger) vorgenommen werden.

Die Auswirkung der Veränderung des Leistungsfaktors der Last ist, dass j2 nichtmehr bei -90° liegt, was dazu führt, dass UL kleiner oder größer als UB ist, wenn dasVerhältnis Rline/Xline nicht angepasst wird.

In Abbildung 124 ist ein Beispiel hierzu dargestellt,in dem die Einstellung Rline undXline für j = 11° aus Abbildung 123 mit einem anderen Wert von j (j = 30°angewandt wurde).



UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j=300

j1

j2

DU

j1=110-900=-790

en06000630.vsd

IEC06000630 V1 DE

Abb. 124: Schlechte Einstellung des Leistungsfaktors an einem Transformatormit der Regelmethode der Reaktanzumkehr

Wie in Abbildung 125 dargestellt, hat die Veränderung des Leistungsfaktors zu einerSteigerung von j2 geführt, die wiederum dazu führt, dass die Größe von UL größer istals UB. Außerdem ist anzumerken, dass der Anstieg des Laststroms die Situationverschärft, wie es auch bei einer Steigerung der Einstellung Zline (Rline und Xline)der Fall ist.

Augenscheinlich muss das Verhältnis Rline/Xline nach der Gleichung 128, d.h. derWert j1, unter Berücksichtigung des Leistungsfaktors eingestellt werden. Dasbedeutet auch, dass die Methode der Reaktanzumkehr bei Systemen mitveränderlichem Leistungsfaktor nicht eingesetzt werden soll.

Die Einstellung Xline gibt die Empfindlichkeit der Parallelregelung an. Wurde Xlinezu niedrig eingestellt, dann laufen die Transformatoren nicht gemeinsam an und esentsteht eine Instabilität. Andererseits verursacht eine hohe Einstellung einenextremen Gleichlauf der Transformatoren mit einem geringen Unterschied in derStufenstellung, aber die entsprechende Spannungsregelung reagiert wesentlichempfindlicher auf Abweichungen in Bezug auf den erwarteten Leistungsfaktor. Einezu hohe Einstellung von Xline verursacht eine Verfolgungssituation, da dieTransformatoren dann dazu neigen, auf Abweichungen vom Zielwert zu reagieren.

Es besteht keine Regel für die Einstellung von Xline, sodass eine optimale Balancezwischen der Regelungsreaktion und Anfälligkeit in Bezug auf veränderlicheLeistungsfaktoren erreicht wird. Ein Weg, die Einstellung zu ermitteln ist durchVersuch und Irrtum. Dabei kann die Einstellung Xline z. B: gleich der Hälfte derTransformatorreaktanz zu setzen und anschließend zu beobachten, wie dieParallelregelung sich in den darauffolgenden Tagen verhält. Danach gegebenenfallsnachjustieren. Es wird darauf hingewiesen, dass eine schnelle Reaktion der Regelung,die die Stufenschalter der Transformatoren schnell in die gleiche Stellung bringt, nichtzwangsläufig der optimalen Einstellung entspricht. Diese Art von Reaktion ist, wie



oben bereits erläutert, über eine hohe Einstellung von Xline erreichbar. Der Nachteilist dann eine größere Anfälligkeit gegen veränderliche Leistungsfaktoren.

Eine Kombination aus Abgangsspannungskompensation und Parallelregelung mitder negativen kapazitive Reaktanz ist durch einfaches separates Hinzufügen dererforderlichen Werte Rline und Xline möglich, um eine gemeinsame Impedanz zuerhalten. Die Spannungsabfallimpedanz hat trotzdem die Tendenz dazu, dieStufenschalter auseinander zu bringen. Das bedeutet, dass die Impedanz der Methodeder Reaktanzumkehr normalerweise erhöht werden muss.

Lastspannungseinstellung (LVA)LVAConst1: Einstellung des ersten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

LVAConst2: Einstellung des zweiten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

LVAConst3: Einstellung des dritten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

LVAConst4: Einstellung des vierten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

VRAuto: Einstellung der automatischen Lastspannungseinstellung. Die Einstellungdes Zielwerts USet wird in Prozent von UBase angegeben und ist proportional zumLaststrom mit dem eingestellten Wert, der beim Bemessungsstrom I2Base.

inverses VerhaltenOperationRA: Diese Einstellung aktiviert/deaktiviert die Funktion zur teilweisenBlockierung der Rückwärtsaktion.

tRevAct: Nachdem die Rückwärtsaktion angesprochen wurde, gibt dieseZeiteinstellung die Dauer an, für die die teilweise Blockierung aktiv bleibt.

RevActLim: Stromschwellenwert für die Aktivierung der Rückwärtsaktion. Dies istnur eines von zwei Kriterien für die Aktivierung der teilweisen Blockierung derRückwärtsaktion.

Stufenstellersteuerung (TCCtrl)Iblock: Stromeinstellung der Überstrom-Blockierfunktion. Falls der Transformatorauf Grund eines externen Fehlers z. B. einen Strom führt, der höher ist als derBemessungsstrom der Stufenregler. Die Funktion der Stufenregler sollen zeitweiseblockiert werden. Diese Funktion überwacht typischerweise die Dreiphasen-Strömean der Oberspannungsseite des Transformators.

DayHuntDetect: Einstellung für die Anzahl der in den vergangenen 24 Stundenerforderlichen Stufenregler-Auslösungen (Schiebefenster), um das SignalDAYHUNT zu aktivieren



HourHuntDetect: Einstellung für die Anzahl der in der letzten Stunde erforderlichenStufenregler-Auslösungen (Schiebefenster), um das Signal HOURHUNT zuaktivieren

tWindowHunt: Einstellung für das Zeitfenster der Hunting Funktion. Diese Funktionwird aktiviert, wenn die Anzahl widersprüchlicher Befehle an den Stufenregler diefestgelegte Anzahl in NoOpWindow innerhalb der Zeit tWindowHunt überschreitet.

NoOpWindow: Einstellung der Anzahl widersprüchlicher Stufenregler-Funktionen(RAISE, LOWER, RAISE, LOWER, etc.) sie innerhalb des ZeitfensterstWindowHunt erforderlich sind, um das Signal HUNTING zu aktivieren.

LeistungP>: Übersteigt die aktive Leistung den in der Einstellung festgelegten Wert, dannwird der Ausgang PGTFWD nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Eswird darauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Dasbedeutet, dass ein negativer Wert von P> darauf hindeutet, dass eine aktive Leistungüber dem Wert in Rückwärtsrichtung liegt. Dies ist in Abbildung 125 dargestellt, woein negativer Wert von P> bedeutet, dass an allen Werten rechts der Einstellungausgelöst wird. Es wird ein Bezug zu Abbildung 120 hergestellt, die die Vorwärts- undRückwärtsrichtung der Leistung im Transformator verdeutlicht.

en06000634_2_en.vsd

PP>

IEC06000634 V2 DE

Abb. 125: Einstellung eines negativen Werts für P>

P<: Sinkt die aktive Leistung unter den in der Einstellung festgelegten Wert, dannwird der Ausgang PLTREV nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Eswird darauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Dasbedeutet, dass ein positiver Wert von P< darauf hindeutet, dass eine aktive Leistungunter dem Wert in Vorwärtsrichtung liegt. Dies ist in Abbildung 126 dargestellt, woein positiver Wert von P< bedeutet, dass an allen Werten links der Einstellungausgelöst wird. Es wird ein Bezug zu Abbildung 120 hergestellt, die die Vorwärts- undRückwärtsrichtung der Leistung im Transformator verdeutlicht.



en06000635_2_en.vsd

PP<

IEC06000635 V2 DE

Abb. 126: Einstellung eines positiven Werts für P<

Q>: Übersteigt die reaktive Leistung den in der Einstellung festgelegten Wert, dannwird der Ausgang QGTFWD nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Eswird darauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Diesbedeutet effektiv, dass die Funktion an allen Werten auslöst, deren reaktive Leistungden eingestellten Wert übersteigt, ähnlich wie bei der Funktion für P>.

Q<: Sinkt die Blindleistung unter den in der Einstellung festgelegten Wert, dann wirdder Ausgang QLTREV nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Es wirddarauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Diesbedeutet effektiv, dass die Funktion an allen Werten auslöst, deren reaktive Leistungunter dem eingestellten Wert liegt, ähnlich wie bei der Funktion für P<.

tPower: Zeitverzögerung für die Aktivierung der Ausgangssignale derLeistungsüberwachung (PGTFWD, PLTREV, QGTFWD und QLTREV).

Parallelregelung (ParCtrl)OperationPAR: Einstellung der Methode zur Parallelregelung.

OperCCBlock: Diese Einstellung/Deaktiviert die Blockierung, wenn der Kreisstromden Wert CircCurrLimit übersteigt.

CircCurrLimit: Ansprechwert für die Blockierfunktion des Kreisstroms. DieEinstellung erfolgt in Prozent von I2Base.

tCircCurr: Zeitverzögerung für die Blockierfunktion des Kreisstroms.

Comp: Wird die parallele Auslösung mit dem Kreisstrom verwendet, dann dient dieseEinstellung der Steigerung oder Verringerung der Wirkung des Kreisstroms auf dieRegelung.

Werden die Transformatoren an der gleichen Sammelschiene an der Ober- oderUnterspannungsseite angeschlossen, dann kann Comp an Hand der folgenden Formelberechnet werden, die für jede Anzahl parallel geschalteter Zwei-Wicklungs-Transformatoren gültig ist. Dabei ist die Größe und die Kurzschlussimpedanz derTransformatoren unerheblich.



2 UComp a 100%n p´ D

= ´ ´´


wobei

• DU ist die Totzoneneinstellung in Prozent.

• n bezeichnet die gewünschte Anzahl von Unterschieden derStufenreglerpositionen der Transformatoren, die eine Spannungsabweichung Udiangeben, die der Totzoneneinstellung entspricht.

• p ist der Reglerschritt (in % der Transformatoren-Bemessungsspannung).

• a ist eine Sicherheitstoleranz, die die Komponententoleranz und andere nicht-lineare Messungen in unterschiedlichen Reglerstellungen abdeckt (z. B.Abweichungen der Transformator-Reaktanzen vom Bemessungswert an denEnden des Einstellbereichs). In den meisten Fällen ist ein Wert = 1,25 geeignet.

Diese Berechnung gibt eine Einstellung von Comp an, die immer eine Aktion (Start-Zeitglied) anstößt, wenn die Transformatoren einen Unterschied von n Regelstufenaufweisen.

OperSimTap: Aktivierung/Deaktivierung der Funktion zur Ausführung der Anhebe-/Verringerungsbefehle an ausschließlich einem Transformator. Die Einstellung ist nurmit der Kreisstrom-Methode anwendbar und – sofern aktiviert – aufeinander folgendeSchaltungen des nächsten Transformators (sofern erforderlich) werden durch dieVerzögerungszeit t2 voneinander getrennt.

OperUsetPar: Aktiviert/deaktiviert den Einsatz einer gemeinsamen Einstellung fürdie Sollspannung USet. Die Einstellung ist nur auf die Kreisstrom-Methodeanwendbar, und – sofern aktiviert – ein Mittelwert der Werte USet für denTransformator in der selben parallelen Gruppe wird berechnet und eingesetzt.

OperHoming: Aktiviert/deaktiviert den Leitbetrieb. Sowohl für die Parallelregelungmit der Kreisstrom-Methode als auch für die Parallelregelung mit Master-Follower-Methode anwendbar.

VTmismatch: Die Einstellung des Aktivierungslevels für den Ausgang VTALARMim Fall einer Spannungsmessung in einem Transformatorfeld führt zum Mittelwertaller Spannungsmessungen in der parallelen Gruppe.

tVTmismatch: Zeitverzögerung für die Aktivierung des Ausgangs VTALARM.

T1RXOP.......T8RXOP: Die Einstellung wird für jeden Transformator auf Ein gesetzt,der in einer parallelen Gruppe mit dem betreffenden Transformatorzusammenarbeiten kann. Für diesen Transformator (eigener Transformator) muss dieEinstellung immer Aus sein.



TapPosOffs: Die Einstellung gibt die Abweichung der Reglerstellung in Bezug zumMaster an, sodass der Follower der Reglerstellung des Master unter Berücksichtigungdieser Abweichung folgen kann. Bei der Regelung im Folge Stufe Regelmodusanwendbar.

MFPosDiffLim: Erreicht eine Differenz (einschließlich eines möglichen Offsets nachTapPosOffs) zwischen einem Follower und dem Master den eingestellten Wert, dannwird der Ausgang OUTOFPOS in der automatischen Spannungsregelung fürStufenregler, der Funktionsblock zur Parallelregelung TR8ATCC des Follower nachder Zeitverzögerung tMFPosDiff aktiviert.

tMFPosDiff: Zeitverzögerung für die Aktivierung des Ausgangs OUTOFPOS.

TransformatornameTRFNAME: Nicht verpflichtender Transformatorname. Diese Einstellung wird in derFunktion zur Spannungsregelung nicht benutzt.

13.4.3.3 Allgemeine Einstellungen für TCMYLTC und TCLYLTC

LowVoltTap: Diese Einstellung gibt die Stufenposition für die niedrigste Spannungauf der Niederspannungsseite an.

HighVoltTap: Diese Einstellung gibt die Stufenposition für die höchste Spannung aufder Niederspannungsseite an.

mALow: Der mA-Wert, der der niedrigsten Stufenposition entspricht. Wirdangewendet, wenn das Ablesen der Stufenstellung über ein mA-Signal erfolgt.

mAHigh: Der mA-Wert, der der höchsten Stufenposition entspricht. Wirdangewendet, wenn das Ablesen der Stufenstellung über ein mA-Signal erfolgt.

CodeType: Diese Einstellung gibt die Methode für das Auslesen der Stufenpositionan.

UseParity: Schaltet die Paritätsprüfung für das Auslesen der Stufenposition auf Ein/Aus, wenn dies über binären, BCD- oder Gray-Code erfolgt.

tStable: Dies ist die Zeit, die seit der Übermittlung einer neuen Stufenposition anTCMYLTC abgelaufen sein muss, bis diese akzeptiert ist.

CLFactor: Dies ist der Faktor “a” in der Gleichung 129. Wenn ein Stufenschalter beimLastbemessungsstrom auslöst (Strom, der auf der Hochspannungsseite gemessenwird), wird unabhängig von der Einstellung des Parameters CLFactor der ZählerContactLife um 1 verringert. Die Einstellung dieses Faktors gibt die Gewichtung derAbweichung unter Berücksichtigung des Laststroms wieder.

InitCLCounter: Der Zähler ContactLife überwacht die restlichen Operationen(absteigender Zähler). Die Einstellung InitCLCounter liefert den Anfangswert für denZähler, d.h. die Gesamtzahl an Operationen bei Bemessungslast, die für denStufenschalter vorgesehen sind.



EnabTapCmd: Diese Einstellung aktiviert/deaktiviert die Lower- und Raise-Befehlefür den Stufenschalter. Für die Spannungsregelung ist hier Ein und für dieStufenschalterrückmeldung zum Transformator-Differentialschutz T2WPDIF oderT3WPDIFAus zu wählen.

Parametersatz für TCMYLTC und TCLYLTC

AllgemeinesOperation: Umschalten der Funktion TCMYLTC oder TCLYLTC auf Ein/Aus.

IBase: Bezugsstrom in Ampere (primär) für HV-Seite des Transformators.

tTCTimeout: Diese Einstellung gibt das maximale Zeitintervall an, wie lange dieAusführung eines Raise- oder Lower-Befehls dauern darf.

tPulseDur: Länge des Befehlsimpulses (URAISE/ULOWER) für den Stufenschalter.Es ist anzumerken, dass die Zeit für diesen Impuls fest um 4 Sekunden verlängertwird, die dem Einstellungswert von tPulseDur hinzuaddiert werden.

13.5 Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGAPC




Logik-Drehwählschalter zur Funktions‐auswahl und LHMI-Darstellung

SLGAPC - -

13.5.2 Anwendung

Der Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGAPC)(oder auch als Wahlschalter-Funktionsblock bezeichnet) wird verwendet, um eineWahlschalter-Funktion ähnlich der eines Hardware-Wahlschalters mit mehrerenPositionen zu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imEnergieversorgungsbereich häufig eingesetzt, um verschiedene Funktionenverfügbar zu haben, die mit voreingestellten Werten arbeiten. Hardware-Schalterführen jedoch zu Wartungsproblemen, niedrigerer Systemzuverlässigkeit undgrößerem Bestellumfang. Mit den virtuellen Wahlschaltern werden all dieseProbleme eliminiert.

Der Funktionsblock SLGAPC hat zwei Betriebseingänge (UP und DOWN), einenBlockiereingang (BLOCK) und Eingang für die Bedienerposition (PSTO).



SLGAPC kann über die lokale HMI und über externe Quellen (Schalter) mithilfe derBinäreingänge des Geräts aktiviert werden. Außerdem wird ein ferngesteuerterBetrieb unterstützt (wie am Stationscomputer). SWPOSN ist ein ganzzahligerAusgang, der die tatsächliche Ausgangsnummer ausgibt. Da die Anzahl derPositionen des Schalters über Einstellungen festgelegt werden kann (siehe unten),müssen die Einstellungen sorgfältig mit der Konfiguration abgestimmt werden (wennin den Einstellungen die Anzahl der Positionen auf x gestellt wird, stehen z. B. nur dieersten x Ausgänge des Blocks in der Konfiguration zur Verfügung). Auch dieFrequenz der (UP oder DOWN) Impulse muss unter der Einstellung tPulse liegen.

Über die lokale HMI kann der Wahlschalter im Übersichtsschaltbild (SLD) bedientwerden.


Die folgenden Einstellungen stehen für die Funktion Logikdrehschalter zurFunktionswahl und HMI Präsentation (SLGAPC) zur Verfügung:

Operation: Setzt die Funktion auf Ein oder Aus.

NrPos: Legt die Anzahl der Schalterpositionen fest (max. 32).

OutType: Dauernd oder Gepulst.

tPulse: Gibt im Falle eines gepulsten Ausgangs die Impulslänge (in Sekunden) an.

tDelay: Die Verzögerung zwischen der Aktivierung des Signals UP oder DOWN aufder Vorderseite und der Aktivierung des Ausgangs.

StopAtExtremes: Legt das Verhalten des Schalters in den Endstellungen fest – mitDeaktiviert springt der Schalter beim Betätigen von UP von der ersten Position auf dieletzte Position und beim Betätigen von DOWN von der letzten auf die erste Position;mit Aktiviert, ist kein Sprung zulässig.

13.6 Mini-Wahlschalter VSGAPC




Miniwahlschalter VSGAPC - -



13.6.2 Anwendung

Die Mini-Auswahlschalter-Funktion (VSGAPC) ist eine Mehrzweckfunktion die fürverschiedene Anwendungen im Konfigurationstool im PCM600 alsAllgemeinschalter verwendet wird. VSGAPC kann auf zweierlei Weise verwendetwerden: 1. für die Erfassung einer externen Schalterstellung (über die IPOS1 undIPOS2 Eingänge) und zur Darstellung dieser in einem Übersichtsschaltbild (oderBenutzung in der Konfiguration durch die Ausgänge POS1 und POS2) 2. AlsBefehlsfunktion (gesteuert über PSTO Eingang), , wobei Schaltbefehle über dieAusgänge CMDPOS12 und CMDPOS21 gegeben werden.

Der Ausgang POSITION ist ein Ausgang mit Integerwert, der die aktuelle Stellung alsGanzzahl (0 - 3) anzeigt.

Ein Anwendungsbeispiel mit der Konfiguration von VSGAPC zum Ein-/Ausschaltender automatischen Wiedereinschaltung über ein Tastensymbol in der HMI wird inAbbildung 127 gezeigt. Die Tasten I und O in der LHMI werden normalerweise fürdas Ein-/Ausschalten des Leistungsschalters verwendet.


PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGAPC

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V3 EN

Abb. 127: Steuerung des automatischen Wiedereinschalters vom lokalen HMIüber den Selektor-Minischalter aus

VSGAPC ist auch mit IEC 61850 Kommunikation ausgestattet, so dass es vom SASystem gesteuert werden kann.


Die Funktion für den Mini-Wahlschalter (VSGAPC) kann gepulste Befehle oderDauerbefehle erzeugen (über den Einstellparameter Mode). Wenn gepulste Befehleerzeugt werden, kann die Länge des Impulses über den Einstellparameter tPulsefestgelegt werden. Dieser Funktionsblock kann über das Blindschaltbild aufgerufenwerden und besitzt zwei Steuerungsmodi (über CtlModel einstellbar): Dir Norm undSBO Enh.



13.7 Allgemeine Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung DPGAPC




Allgemeine Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung

DPGAPC - -

13.7.2 Anwendung

Mit dem Funktionsblock DPGAPC werden drei logische Eingangssignale zu einer 2-Bit-Stellungsanzeige zusammengefasst und die Stellungsanzeige wird an andereSysteme, Geräte oder Funktionen in der Schaltanlage übermittelt. Die drei Eingängelauten OPEN, CLOSE und VALID. DPGAPC ist für den Einsatz alsStellungsanzeigeblock bei Verriegelungen in der stationsweiten Logikfunktionenvorgesehen.

Die Eingänge OPEN und CLOSE setzen jeweils ein Bit in der 2-Bit-StellungsanzeigePOSITION. Wenn OPEN und CLOSE gleichzeitig gesetzt werden, wird die Qualitätdes Ausgangs auf ungültig gesetzt. Die Qualität des Ausgangs wird auch dann aufungültig gesetzt, wenn der Eingang VALID nicht gesetzt ist.


Die Funktion verfügt über keine Parameter in der lokalen HMI oder dem PCM600.

13.8 Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GAPC




Generische Einzelsteuerung, 8 Signale SPC8GAPC - -

13.8.2 Anwendung

Der Funktionsblock Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale (SPC8GAPC) ist eineZusammenstellung von 8 Einzelbefehlen, mit denen auf einfache Weise Befehle von



der Position REMOTE (SCADA) an die Teile der Logikkonfiguration übermitteltwerden können, die ohne die Verwendung komplizierterer Funktionsblöcke für dasEmpfangen von Befehlen (z. B. SCSWI) auskommen. Auf diese Weise könneneinfache Befehle ohne Bestätigung direkt an die Relais-Ausgänge gesendet werden.Die Bestätigung (Status) des Ergebnisses der Befehle kann anders erfolgen, etwadurch binäre Eingänge und SPGGIO-Funktionsblöcke.

PSTO ist der universelle Bedienerpositionsselektor für alleSteuerfunktionen. Auch wenn PSTO so konfiguriert werden kann, dasLOKALE oder ALLE Bedienerpositionen ermöglicht werden, ist dieeinzige mit dem SPC8GAPC Funktionsblock nutzbareFunktionsposition FERN.


Die Einstellwerte für die Funktion Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale (SPC8GAPC)werden über die HMI oder im PCM600 gesetzt.

Operation: Die Funktion kann auf Ein/Aus gesetzt werden.

Für jeden Befehlsausgang existieren zwei Einstelloptionen (insgesamt 8):

Latchedx: Legt das Befehlssignal für den Ausgang x als Verriegelt (dauerhaft) oder alsGepulst fest.

tPulsex: Wenn Latchedx auf Gepulst gesetzt ist, bestimmt tPulsex die Impulslänge (inSekunden).

13.9 AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0AUTOBITS




AutomationBits, Befehlsfunktion fürDNP3 AUTOBITS - -

13.9.2 Anwendung

Der Automatisierungsbit-Funktionsblock für DNP3 (AUTOBITS) wird innerhalb desPCM600 dazu verwendet, die aus dem DNP3.0-Protokoll stammenden Befehle in dieKonfiguration zu übertragen.Die Funktion AUTOBITS spielt die gleiche Rolle wie



die Funktionen GOOSEBINRCV (für IEC 61850) und MULTICMDRCV (fürLON).Der Funktionsblock AUTOBITS verfügt über 32 einzelne Ausgänge, diejeweils als ein Binärausgangspunkt im DNP3 abgebildet werden können. DerAusgang wird in DNP3 von einem "Objekt 12" betrieben. Dieses Objekt enthältParameter für Steuercode, Zählung, ON-Zeit und OFF-Zeit. Um einen AUTOBITS-Ausgangspunkt zu verwenden, wird ein Steuercode zu Sperre-Ein, Sperre-Aus,Impuls-Ein, Impuls-Aus, Auslösen oder Schließen gesendet. Die übrigen Parameterwerden an geeigneter Stelle verwendet. Beispiele: Impuls-Ein, Ein-Zeit=100, Aus-Zeit=300, Zähler=5 gibt 5 positive 100-ms-Impulse, im Abstand von 300 ms.

Erläuterungen zur Implementierung des DNP3-Protokolls enthält dasKommunikationshandbuch.


Der Funktionsblock AUTOBITS hat eine Einstellung (Operation: Ein/Aus), über diedie Funktion aktiviert bzw. deaktiviert werden kann. Diese Namen erscheinen amPCM600 im Management-Tool für die DNP3-Kommunikation.

13.10 Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD




Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD - -

13.10.2 Anwendung

Einzelbefehl, 16 Signale (SINGLECMD) ist eine gängige Funktion und immer imGerät vorhanden.

Die Geräte können mit einer Funktion zum Empfangen von Befehlen, entweder voneinem Stationsleitsystem oder von der LHMI, ausgestattet sein. Dieser empfangendeFunktionsblock hat Ausgänge, die z. B. zur Steuerung von Hochspannungsgeräten inSchaltanlagen dienen können. Für lokale Steuerfunktionen kann auch das integrierteHMI verwendet werden. Zusammen mit den Konfigurationslogiken kann derAnwender gepulste oder statische Ausgangssignale für Steuerungszwecke innerhalbdes Gerätes oder über die binären Ausgänge regeln.

Abbildung 128 zeigt ein Beispiel, wie der Anwender SINGLECMD über dieKonfigurationslogik zur Steuerung eines Hochspannungsgerätes anschließen kann.Diese Art von Befehlssteuerung wird normalerweise durch Senden eines Impulses andie binären Ausgänge des Gerätes ausgeführt. Abbildung 128 zeigt einen



Schließvorgang. Ein Öffnen des Leistungsschalters wird auf ähnliche Weisedurchgeführt, jedoch ohne Synchrocheck-Zustand.

E in z e lb e fe h ls -fu n k t io n

S IN G L E C M D

C M D O U T y

O U T y

L S 1 s c h lie ß e n

&B e n u tz e r -d e f in ie r te

B e d in g u n g e n

S y n c h ro -c h e c k

K o n fig u ra t io n L o g ik k re is e

e n 0 4 0 0 0 2 0 6 .v s d

IEC04000206 V2 DE

Abb. 128: Anwendungsbeispiel mit einem Logikdiagramm zur Steuerung einesLeistungsschalters über Konfigurationslogiken

Abbildung 129 und Abbildung 130 zeigen eine weitere Möglichkeit für die Steuerungder Funktionen, für die die Signale Ein/Aus benötigt werden. Hier werden über denAusgang die integrierten Funktionen oder externen Geräte gesteuert.

Einzelbefehls-funktion

SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Funktion n

en04000207.vsd

Funktion n

IEC04000207 V2 DE

Abb. 129: Anwendungsbeispiel mit einem Logikdiagramm zur Steuerungintegrierter Funktionen



Einzelbefehls-funktion

SINGLESMD

CMDOUTy

OUTy

Gerät 1

Bediener-definierte Bedingungen

Konfiguration Logikkreise

en04000208.vsd

&

IEC04000208 V2 DE

Abb. 130: Anwendungsbeispiel mit einem Logikdiagramm zur Steuerungexterner Geräte über Konfigurationslogiken


Die Parameter für Einzelbefehl, 16 Signale (SINGLECMD) werden über die lokaleHMI oder im PCM600 gesetzt.

Einzustellen sind die Parameter MODE, für den gesamten Block gültig, undCMDOUTy, der die benutzerdefinierte Bezeichnung für jedes Ausgangssignalenthält. Der Eingabeparameter MODE legt die Ausgänge auf Aus, Statisch, oderGepulst fest.

• Aus, setzt alle Ausgänge auf 0, unabhängig von der Stationsleittechnikgesendeten Werten, d.h. vom Stationsbedienplatz oder Fernsteuerungsgateway.

• Bei Dauerhaft werden die Ausgänge je nach den von der Stationsebenegesendeten Werten auf ein Dauersignal 0 oder 1 eingestellt.

• Gepulst ergibt einen 100 ms langen Impuls, wenn ein von der Stationsstufegesendeter Wert von 0 auf 1 gesetzt wird. Dies bedeutet, dass die konfigurierteLogik, die an den Befehlsfunktionsblock angeschlossen ist, keine Zykluszeithaben darf, die länger ist als die Zykluszeit des Befehlsfunktionsblocks.

13.11 Verriegelungslogiken

Die Hauptziele der Schaltanlagen-Verriegelung sind:

• Vermeiden eines gefährlichen oder schädlichen Betriebs der Schaltanlage• Durchsetzen der Beschränkungen des Betriebs der Unterstation aus anderen

Gründen, beispielsweise Laden der Konfiguration. Beispiele für letzteren Fallwären eine Begrenzung der Anzahl paralleler Transformatoren auf maximal zwei



oder Sicherstellen, dass das Spannung anlegen immer von einer Seite stattfindet,beispielsweise der Oberspannungsseite eines Transformators.

Dieser Abschnitt behandelt nur die ersten Punkte und nur die Beschränkungen durchSchaltgeräte außer denen des zu steuernden Geräts. Das bedeutet, dass sich dieserAbschnitt nicht mit der Verriegelung durch Gerätealarme befasst.

Die Trenner und Erdungsschalter haben eine beschränkte Schaltkapazität. DieTrenner funktionieren daher nur in folgenden Fällen:

• Ohne oder nahezu ohne Strom. Der Schaltkreis ist zu einer Seite offen und hateine kleine Ausdehnung. Der Kapazitätsstrom ist gering (z.B. < 5 A) undTransformatoren mit Einschaltstrom sind nicht zulässig.

• Es wird ein paralleler Schaltkreis unter Laststrom verbunden oder getrennt: DieSchaltspannung zwischen den offenen Kontakten ist praktisch gleich Nullaufgrund des parallelen Schaltkreises (z.B. < 1% der Bemessungsspannung). Dasparallele Betreiben von Transformatoren ist nicht zulässig.

Die Erdungsschalter können die Erdung an isolierten Punkten verbinden oderunterbrechen. Aufgrund der kapazitiven oder induktiven Kopplung kann es auf derLeitung vor der Erdung eine Spannung (z.B. < 40% der Bemessungsspannung) undnach der Erdung einen Strom (z.B. < 100 A) geben.

Die Leistungsschalter werden normalerweise nicht verriegelt. Der Schließvorgangwird nur gegen einen laufenden Trenner im selben Feld verriegelt und der Buskopplerist während eines Sammelschienenwechsels verriegelt.

Die Positionen aller Schaltgeräte in einem Feld und einige aus anderen Feldernbestimmen die Bedingungen für die Betriebsverriegelung. Die Bedingungen vonanderen Stationen sind meist nicht verfügbar. Daher wird der Erdungsschalter einerLeitung meist nicht vollständig verriegelt. Der Bediener muss überzeugt sein, dass dieLeitung nicht von der anderen Seite unter Spannung steht, bevor der Erdungsschaltergeschlossen wird. Als Option kann eine Spannungsanzeige für die Verriegelungverwendet werden. Es müssen Vorsichtsmaßnahmen getroffen werden, um einegefährliche Freigabe bei Verlust der Spannung des Sekundärkreises zu vermeiden,z.B. beim Automatenfall oder Ansprechen der Sicherung.

Die Schalterstellungen, die von der Auslöse-Verriegelungslogik verwendet werden,stammen von den Hilfskontakten oder Stellungssensoren. Für jede Endstellung (offenoder geschlossen) wird eine gesicherte Meldung benötigt, also eine Doppelmeldung.Die Geräte-Steuerfunktion überprüft ständig deren Übereinstimmung. Wenn keineBedingung hoch ist (1 oder TRUE), dann befindet sich der Schalter in einerZwischenstellung. Der dynamische Status kann eine Weile andauern, im Fall derTrenner eventuell bis zu 10 Sekunden. Wenn beide Meldungen für eine längere Zeitniederwertig bleiben, wird die Stellungsmeldung als unbekannt interpretiert. Wennbeide Meldungen höherwertig bleiben, stimmt etwas nicht, und der Status wirdwiederum als unbekannt behandelt.



In beiden Fällen erhält der Bediener eine Alarmmeldung. Die Meldungen vonStellungssensoren sind selbst überprüfend und Systemstörungen werden durch dasStörfallsignal gemeldet. In der Verriegelungslogik werden die Signale verwendet, umgefährliche Aktivierungs- oder Freigabebedingungen zu vermeiden. Wenn derSchaltstatus eines Schaltgeräts nicht ermittelt werden kann, ist der Betrieb unzulässig.

Bei Schaltern mit individueller Auslösevorrichtung pro Phase müssen möglichePhasendiskrepanzen berücksichtigt werden. Dies erfolgt über eine AND-Funktion füralle drei Phasen in jedem Gerät für die Anzeige von "offen" und "geschlossen".Phasendiskrepanzen führen zu einer unbekannten Doppelmeldung.

13.11.1 Konfigurationsrichtlinien

In den folgenden Abschnitten wird erläutert, wie die Verriegelung bei einerbestimmten Schaltkonfiguration im Gerät unter Verwendung der standardmäßigenVerriegelungsmodule und deren Zusammenschaltungen umgesetzt werden kann.Außerdem werden die Konfigurationseinstellungen erläutert. Die Eingänge für dasSenden bestimmter Bedingungen (Qx_EXy) werden auf 1=TRUE gesetzt, wenn sienicht verwendet werden. Ausnahmen sind die folgenden Fälle:

• QB9_EX2 und QB9_EX4 in Modulen BH_LINE_A und BH_LINE_B• QA1_EX3 in Modul AB_TRAFO

wenn diese auf 0=FALSE eingestellt sind.

13.11.2 Verriegelung für Leitungsfeld ABC_LINE

13.11.2.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für das Leitungsfeld (ABC_LINE) wird für eine Leitungverwendet, die mit einer Doppelsammelschienenanordnung mitUmgehungssammelschiene verbunden ist. Siehe hierzu Abbildung 131. Die Funktionkann auch für eine Doppelsammelschienenanordnung ohneUmgehungssammelschiene bzw. eine Einfachsammelschienenanordnung mit/ohneUmgehungssammelschiene verwendet werden.



QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 DE

Abb. 131: Schaltfeldanordnung ABC_LINE

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul ABC_LINE verbunden sind.

13.11.2.2 Signale von der Umgehungs-Sammelschiene

Zur Herleitung der Signale:

Signal BB7_D_OP Abgesehen vom eigenen Feld sind alle Leitungstrenner auf der Umgehungsschiene

WA7 offen.

VP_BB7_D Der Schaltstatus der Trenner auf der Umgehungsschiene WA7 ist gültig.

EXDU_BPB Kein Übertragungsfehler von Feldern mit Trennern auf der Umgehungsschiene WA7

Abgesehen vom eigenen Feld werden diese Signale von jedem Leitungsfeld(ABC_LINE) benötigt:

Signal QB7OPTR Q7 ist offen

VPQB7TR Der Schaltstatus für QB7 ist gültig.

EXDU_BPB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Bei Feld n sind diese Bedingungen gültig:



QB7OPTR (bay 1)QB7OPTR (bay 2)

. . .

. . .QB7OPTR (bay n-1)

& BB7_D_OP

VPQB7TR (bay 1)VPQB7TR (bay 2)

. . .

. . .VPQB7TR (bay n-1)

& VP_BB7_D

EXDU_BPB (bay 1)EXDU_BPB (bay 2)

. . .

. . .EXDU_BPB (bay n-1)

& EXDU_BPB

en04000477.vsd

IEC04000477 V1 DE

Abb. 132: Signale von der Umgehungs-Sammelschiene im Leitungsfeld n

13.11.2.3 Signale von Querkupplung

Wurde die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrennschalter inSammelschienenabschnitte untergliedert, kann eine Verbindung zwischenSammelschienen über den Sammelschienen-Trennschalter undSammelschienenkupplungen innerhalb der Sammelschienenabschnitte erfolgen.

Sektion 1 Sektion 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS)

ABC_LINE ABC_BCABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000479 V1 DE

Abb. 133: Durch Sammelschienen-Längstrennschalter unterteilteSammelschienen (Leistungsschalter)


Signal BC_12_CL Zwischen WA1 und WA2 besteht eine Kupplungs-Verbindung.

BC_17_OP Keine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA1 und WA7

BC_17_CL Eine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA1 und WA7

BC_27_OP Keine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA2 und WA7

BC_27_CL Eine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA2 und WA7.

VP_BC_12 Der Schaltstatus von BC_12 ist gültig.




Signal VP_BC_17 Der Schaltstatus von BC_17 ist gültig.


EXDU_BC Kein Übertragungsfehler eines Kupplungsfelds (BC).

Diese Signale jedes Sammelschienen-Kuppelfelds (ABC_BC) werden benötigt:

Signal BC12CLTR Eine Querkupplungsverbindung existiert zwischen Sammelschiene WA1 und WA2.

BC17OPTR Durch die eigene Sammelschienenkupplung besteht keine Kupplungs-Verbindungzwischen WA1 und WA7.

BC17CLTR Zwischen WA1 und WA7 besteht eine Kupplungs-Verbindung durch die eigene Sam‐melschienenkupplung.

BC27OPTR Durch die eigene Sammelschienenkupplung besteht keine Kupplungs-Verbindungzwischen WA2 und WA7.

BC27CLTR Zwischen WA2 und WA7 besteht eine Kupplungs-Verbindung durch die eigene Sam‐melschienenkupplung.

VPBC12TR Der Schaltstatus von BC_12 ist gültig.



EXDU_BC Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrennschalters (A1A2_DC)werden ebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrennschalter A1A2_DC und B1B2_DC.

Signal DCOPTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist offen.

DCCLTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist geschlossen.

VPDCTR Der Schaltstatus des Sammelschienen-Längstrennschalters für DC ist gültig.

EXDU_DC Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Wurde die Sammelschiene durch Sammelschienen-Leistungsschalter untergliedert,dann werden die Signale vom Sammelschienen-Kuppelfeld (A1A2_BS) statt derervom Sammelschienen-Längstrennschalters (A1A2_DC) verwendet werden. FürB1B2_BS werden die entsprechenden Signale von Sammelschiene B verwendet.Derselbe Modultyp (A1A2_BS) wird für unterschiedliche Sammelschienenverwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS undB1B2_BS.



Signal S1S2OPTR Keine Kupplungsverbindung zwischen Sammelschienenabschnitt 1 und 2.

S1S2CLTR Keine Kupplungsverbindung besteht zwischen Sammelschienenabschnitt 1 und 2.

VPS1S2TR Der Schaltstatus der Sammelschienen-Kupplung für BS ist gültig.

EXDU_BS Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Folgende Bedingungen sind für ein Leitungsfeld in Abschnitt 1 gültig:

BC12CLTR (sect.1)

DCCLTR (A1A2)DCCLTR (B1B2)

>1&

BC12CLTR (sect.2)

&VPBC12TR (sect.1)

VPDCTR (A1A2)VPDCTR (B1B2)

VPBC12TR (sect.2)

>1&

BC17OPTR (sect.1)

DCOPTR (A1A2)BC17OPTR (sect.2)

>1&

BC17CLTR (sect.1)

DCCLTR (A1A2)BC17CLTR (sect.2)

&VPBC17TR (sect.1)

VPDCTR (A1A2)VPBC17TR (sect.2)

>1&

>1&

&

&

BC27OPTR (sect.1)

DCOPTR (B1B2)BC27OPTR (sect.2)

BC27CLTR (sect.1)

DCCLTR (B1B2)BC27CLTR (sect.2)

VPBC27TR (sect.1)VPDCTR (B1B2)

VPBC27TR (sect.2)

EXDU_BC (sect.1)EXDU_DC (A1A2)EXDU_DC (B1B2)EXDU_BC (sect.2)

BC_12_CL

VP_BC_12

BC_17_OP

BC_17_CL

VP_BC_17

BC_27_OP

BC_27_CL

VP_BC_27

EXDU_BC

en04000480.vsd

IEC04000480 V1 DE

Abb. 134: Signale von einem Sammelschienenfeld in jedem Abschnitt an einLeitungsfeld in Abschnitt 1



Für ein Leitungsfeld in Abschnitt 2 sind dieselben Bedingungen wie oben gültig,wobei Abschnitt 1 und Abschnitt 2 miteinander vertauscht sind.

13.11.2.4 Konfigurationseinstellung

Wenn keine Umgehungssammelschiene vorhanden ist und somit kein Trenner QB7,wird die Verriegelung für QB7 nicht verwendet. Die Zustände für QB7, QC71,BB7_D, BC_17, BC_27 sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen derentsprechenden Moduleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm giltfür 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

• BB7_D_OP = 1

• BC_17_OP = 1• BC_17_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• EXDU_BPB = 1

• VP_BB7_D = 1• VP_BC_17 = 1• VP_BC_27 = 1

Wenn keine zweite Sammelschiene WA2 vorhanden ist und somit kein Trenner QB2,wird die Verriegelung für QB2 nicht verwendet. Die Zustände für QB2, QC21,BC_12, BC_27 sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen der entsprechendenModuleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm gilt für 0 und 1:0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0



• VP_BC_12 = 1

13.11.3 Verriegelung für Kupplungsfeld ABC_BC

13.11.3.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für ein Kupplungsfeld (ABC_BC) wird für einKupplungsfeld, das mit einer Doppelsammelschienenanordnung verbunden ist,verwendet. Siehe hierzu Abbildung 135. Die Funktion kann auch für eineEinfachsammelschienenanordnung mit Umgehungssammelschiene bzw. eineDoppelsammelschienenanordnung ohne Umgehungssammelschiene benutzt werden.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 DE

Abb. 135: Schaltfeldanordnung ABC_BC


Die Signale von den anderen mit dem Sammelschienen-Kuppelfeldmodul ABC_BCverbundenen Feldern sind nachfolgend beschrieben.

13.11.3.3 Signale von allen Speiseleitungen


Signal BBTR_OP Für diese Sammelschienenkupplung ist kein Sammelschienenwechsel im Gange.

VP_BBTR Der Schaltstatus ist für alle vom Sammelschienenwechsel betroffenen Geräte gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von Feldern, die mit den Sammelschienen WA1/WA2 ver‐bunden sind.



Abgesehen vom eigenen Sammelschienen-Kupplungsfeld werden diese Signale dereinzelnen Leitungsfelder (ABC_LINE), Transformatorfelder (AB_TRAFO) undSammelschienen-Kuppelfelder (ABC_BC) benötigt:

Signal QQB12OPTR QB1 oder QB2 oder beide sind offen.

VPQB12TR Der Schaltstatus für QB1 und QB2 ist gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Beim Sammelschienen-Kupplungsfeld n sind diese Bedingungen gültig:

QB12OPTR (bay 1)QB12OPTR (bay 2)

. . .

. . .QB12OPTR (bay n-1)

& BBTR_OP

VPQB12TR (bay 1)VPQB12TR (bay 2)

. . .

. . .VPQB12TR (bay n-1)

& VP_BBTR

EXDU_12 (bay 1)EXDU_12 (bay 2)

. . .

. . .EXDU_12 (bay n-1)

& EXDU_12

en04000481.vsd

IEC04000481 V1 DE

Abb. 136: Signale von irgendeinem Feld im Sammelschienen-Kupplungsfeld n

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrennschalter in Abschnitteunterteilt ist, werden die Signale BBTR parallel verbunden, sofern beideSammelschienen-Längstrennschalter geschlossen sind. Für die projektspezifischeLogik für das obige Beispiel mit BBTR ist diese Logik hinzuzufügen:

Sektion 1 Sektion 2


ABC_LINE

ABC_BC

ABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


AB_TRAFO

IEC04000482 V1 DE




Die folgenden Signale eines jeden Sammelschienen-Längstrennschalters(A1A2_DC) werden benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrennschalter A1A2_DC und B1B2_DC.

Signal DCOPTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist offen.



Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Leistungsschalter unterteilt ist,müssen die Signale von der Sammelschienenkupplung (A1A2_BS) und nicht vomSammelschienen-Längstrennschalter (A1A2_DC) verwendet werden. Für B1B2_BSwerden die entsprechenden Signale von Sammelschiene B verwendet. DerselbeModultyp (A1A2_BS) wird für unterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. fürbeide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS und B1B2_BS.




Folgende Bedingungen sind für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 1gültig:

BBTR_OP (sect.1)

DCOPTR (A1A2)DCOPTR (B1B2)

BBTR_OP (sect.2)

&VP_BBTR (sect.1)


VP_BBTR (sect.2)

EXDU_12 (sect.1)

EXDU_DC (B1B2)EXDU_12 (sect.2)

VP_BBTR

EXDU_12

en04000483.vsd

&EXDU_DC (A1A2)

BBTR_OP

>1&

IEC04000483 V1 DE

Abb. 138: Signale zum Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 1 von jedemFeld in jeweiligen Abschnitt

Für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 2 sind dieselben Bedingungen wieoben gültig, wobei Abschnitt 1 und Abschnitt 2 miteinander vertauscht sind.




Wenn die Sammelschiene durch Längstrennschalter unterteilt ist, wird das SignalBC_12 von der Sammelschienen-Kupplung von der anderen Sammelschiene über dieeigene Sammelschiene gesendet, wenn beide Trennschalter geschlossen sind.

Sektion 1 Sektion 2


ABC_BCABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000484 V1 DE



Signal BC_12_CL Eine Sammelschienenverbindung zwischen Sammelschiene WA1 und WA2 besteht.


EXDU_BC Kein Übertragungsfehler eines Kupplungsfelds (BC).

Diese Signale werden benötigt.

Signal BC12CLTR Eine Querkupplungsverbindung existiert zwischen Sammelschiene WA1 und WA2.



Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrennschalters (A1A2_DC)werden ebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrennschalter A1A2_DC und B1B2_DC.

Signal DCCLTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist geschlossen.



Wenn die Sammelschiene durch Leistungsschalter unterteilt wird muss das Signalvon der Sammelschienen-Kupplung (A1A2_BS) vom Trennschalter (A1A2_DC),



verwendet werden. Für B1B2_BS werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_BS) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS und B1B2_BS.

Signal S1S2CLTR Eine Bus-Verbindung zwischen Sammelschiene 1 und 2 besteht.



Folgende Bedingungen sind für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 1gültig:

DCCLTR (A1A2)DCCLTR (B1B2)

BC12CLTR (sect.2)


VPBC12TR (sect.2)

EXDU_DC (A1A2)EXDU_DC (B1B2)EXDU_BC (sect.2)

& BC_12_CL

VP_BC_12

EXDU_BC

en04000485.vsd

&

&

IEC04000485 V1 DE

Abb. 140: Signale an eine Bus-Verbindung in Abschnitt 1 von einer Bus-Verbindung in einem anderen Abschnitt

Für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 2 sind dieselben Bedingungen wieoben gültig, wobei Abschnitt 1 und Abschnitt 2 miteinander vertauscht sind.


Wenn keine Umgehungssammelschiene vorhanden ist und somit kein Trenner QB2und QB7, wird die Verriegelung für QB2 und QB7 nicht verwendet. Die Zustände fürQB2, QB7, QC71 sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen der entsprechendenModuleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm gilt für 0 und 1:0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0



Wenn keine zweite Sammelschiene B vorhanden ist und somit kein Trenner QB2 undQB20, wird die Verriegelung für QB2 und QB20 nicht verwendet. Die Zustände fürQB2, QB20, QC21, BC_12, BBTR sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen derentsprechenden Moduleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm giltfür 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB20_OP = 1• QB20_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1

13.11.4 Verriegelung für Transformatorfeld AB_TRAFO

13.11.4.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion (AB_TRAFO) wird für ein Transformatorfeld, das miteiner Doppelsammelschieneneinrichtung verbunden ist, verwendet. Siehe hierzuAbbildung 141. Die Funktion wird eingesetzt, wenn zwischen Leistungsschalter undTransformator kein Trenner vorhanden ist. Ansonsten kann dieVerriegelungsfunktion (ABC_LINE) für das Leitungsfeld verwendet werden. DieseFunktion kann auch in Einfachsammelschienenanordnungen verwendet werden.



QB1 QB2QC1

QA1

QC2

WA1 (A)

WA2 (B)

QA2

QC3

T

QC4

QB4QB3

QA2 und QC4 werdenfür diese Verr iegelungnicht genutzt

AB_TRAFO

en04000515.vsd

IEC04000515 V1 DE

Abb. 141: Schaltfeldanordnung AB_TRAFO

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul AB_TRAFO verbunden sind.


Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrennschalter in Abschnitteunterteilt ist, könnte die Verbindung von Sammelschiene zu Sammelschiene über denSammelschienen-Längstrennschalter und die Sammelschienenkupplung innerhalbdes anderen Abschnitts erfolgen.

Sektion 1 Sektion 2


AB_TRAFO ABC_BCAB_TRAFO ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000487 V1 DE




Die projektspezifische Logik für Eingangssignale mit Sammelschienenkupplungentspricht der gleichen Logik wie für das Leitungsfeld (ABC_LINE):

Signal BC_12_CL Zwischen WA1 und WA2 besteht eine Kupplungs-Verbindung.


EXDU_BC Kein Übertragungsfehler vom Sammelschienen-Kuppelfeld (BC).

Die Logik ist mit der Zweifach-Sammelschienenkonfiguration “Signale von derSammelschienenkupplung“ identisch.


Existiert keine zweite Sammelschiene B und daher kein Trennungsschalter QB2, wirddie Verriegelung für QB2 nicht verwendet. Der Zustand von QB2, QC21, BC_12 wirddurch Einstellung der entsprechenden Moduleingänge wie folgt auf offen gestellt. ImFunktionsblockdiagramm gilt für 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

Existiert an der anderen Seite des Transformators keine Sammelschiene B und daherauch kein QB4 Trennschalter, dann wird der Zustand von QB4 durch Einstellung derentsprechenden Moduleingänge wie folgt auf offen gestellt:

• QB4_OP = 1• QB4_CL = 0

13.11.5 Verriegelung für Sammelschienen-LängskupplungA1A2_BS

13.11.5.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für Sammelschienen-Längskupplung (A1A2_BS) wirdfür einen Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen den Abschnitten 1 und 2verwendet. Siehe Abbildung 143. Die Funktion kann für verschiedeneSammelschienenanordnungen verwendet werden, in der sich ein Sammelschienen-Kuppelschalter befindet.



QA1

WA1 (A1)

QB2

QC4

QB1

QC3

WA2 (A2)

en04000516.vsd

QC2QC1

A1A2_BS

IEC04000516 V1 DE

Abb. 143: Schaltfeldanordnung A1A2_BS

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul A1A2_BS verbunden sind.

13.11.5.2 Signale von allen Speiseleitungen

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Kuppelschalter in Abschnitteunterteilt ist und beide Leistungsschalter geschlossen sind, muss das Öffnen desLeistungsschalters blockiert werden, wenn zwischen den Sammelschienen des einenSammelschienenabschnitts eine Kupplungsverbindung vorhanden ist und am anderenSammelschienenabschnitt ein Sammelschienenwechsel im Gange ist:

Sektion 1 Sektion 2

A1A2_BSB1B2_BS

ABC_LINE

ABC_BC

ABC_LINE

ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


AB_TRAFOAB_TRAFO

IEC04000489 V1 DE

Abb. 144: Durch Sammelschienen-Leistungsschalter unterteilteSammelschienen


Signal BBTR_OP Für diesen Sammelschienenabschnitt ist kein Sammelschienenwechsel im Gange.

VP_BBTR Der Schaltstatus von BBTR ist gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von Feldern, die mit der Sammelschiene 1(A) und 2(B) ver‐bunden sind.



Diese Signale der einzelnen Leitungsfelder (ABC_LINE), Transformatorfelder(AB_TRAFO) und Sammelschienen-Kuppelfelder (ABC_BC) werden benötigt:

Signal QB12OPTR QB1 oder QB2 oder beide sind offen.

VPQB12TR Der Schaltstatus für QB1 und QB2 ist gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Sammelschienen-Kuppelfelds (ABC_BC) werden benötigt:

Signal BC12OPTR Keine Sammelschienen-Kupplungsverbindung über die eigene Sammelschienen-

Kupplung zwischen Sammelschiene WA1 und WA2.



Diese Signale des Sammelschienen-Leistungsschalterfeldes (A1A2_BS, B1B2_BS)werden benötigt.




Bei einem Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen denSammelschienenabschnitten A1 und A2 sind diese Bedingungen zulässig:



S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (sect.1)

QB12OPTR (bay 1/sect.2)

QB12OPTR (bay n/sect.2)

S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (sect.2)


QB12OPTR (bay n /sect.1)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12

en04000490.vsd

>1&

>1&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (B1B2)VPBC12TR (sect.1)

VPQB12TR (bay 1/sect.2)

VPQB12TR (bay n/sect.1). . .. . .

VPBC12TR (sect.2)VPQB12TR (bay 1/sect.1)

VPQB12TR (bay n/sect.1)

. . .

. . .

&

EXDU_12 (bay 1/sect.2)

EXDU_12 (bay n /sect.2)

EXDU_12(bay 1/sect.1)


EXDU_BS (B1B2)EXDU_BC (sect.1)

EXDU_BC (sect.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000490 V1 DE

Abb. 145: Signale von beliebigen Feldern für einen Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen den Abschnitten A1 und A2

Bei einem Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen denSammelschienenabschnitten B1 und B2 sind diese Bedingungen zulässig:



S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (sect.1)


QB12OPTR (bay n/sect.2)

S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (sect.2)


QB12OPTR (bay n /sect.1)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12

en04000491.vsd

>1&

>1&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (A1A2)VPBC12TR (sect.1)

VPQB12TR (bay 1/sect.2)

VPQB12TR (bay n/sect.1). . .. . .

VPBC12TR (sect.2)VPQB12TR (bay 1/sect.1)

VPQB12TR (bay n/sect.1)

. . .

. . .

&

EXDU_12(bay 1/sect.2)


EXDU_12 (bay 1/sect.1)


EXDU_BS (A1A2)EXDU_BC (sect.1)

EXDU_BC (sect.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000491 V1 DE

Abb. 146: Signale von beliebigen Feldern für einen Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen den Abschnitten B1 und B2


Ist keine Sammelschiene über die möglichen Sammelschienenschleifen verfügbar,dann wird entweder die Verriegelung des offenen Leistungsschalters QA1 nichtverwendet oder der Zustand von BBTR ist auf "offen" gesetzt. D. h. in diesemSammelschienenabschnitt ist keine Sammelschienenübertragung im Gange.

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1



13.11.6 Verriegelung für Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC

13.11.6.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion (A1A2_DC) wird für einen Längstrenner zwischenAbschnitt 1 und 2 verwendet. Siehe hierzu Abbildung 147. Die Funktion A1A2_DCkann für verschiedene Sammelschienen verwendet werden und enthält einenLängstrenner.

WA1 (A1) WA2 (A2)

QB

QC1 QC2

A1A2_DC en04000492.vsd

IEC04000492 V1 DE

Abb. 147: Schaltfeldanordnung A1A2_DC

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul A1A2_DC verbunden sind.

13.11.6.2 Signale in einer Sammelschienenanordnung mit Einfach-Leistungsschalter

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrenner unterteilt ist, mussdie Bedingung kein anderer Trenner an der Sammelschiene angeschlossen über eineprojektspezifische Logik festgelegt werden.

Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird für unterschiedliche Sammelschienenverwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC und B1B2_DC.Jedoch werden für B1B2_DC die entsprechenden Signale von Sammelschiene Bverwendet.

Sektion 1 Sektion 2


ABC_LINEABC_BC

ABC_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B3

A3


AB_TRAFOAB_TRAFO

A2

B2

IEC04000493 V1 DE

Abb. 148: Durch Sammelschienen-Längstrenner unterteilte Sammelschienen(Leistungsschalter)




Signal S1DC_OP Alle Trenner auf Sammelschienenabschnitt 1 sind offen.

S2DC_OP Alle Trenner auf Sammelschienenabschnitt 2 sind offen.

VPS1_DC Der Schaltstatus der Trenner auf Sammelschienenabschnitt 1 ist gültig.


EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von irgendeinem Feld, das die obigen Informationen ent‐hält.


Signal QB1OPTR QB1 ist offen.

QB2OPTR QB2 ist offen (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 und QB20 sind offen (ABC_BC).



VQB220TR Der Schaltstatus von QB2 und QB20 ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Wenn es einen zusätzlichen Sammelschienen-Längstrenner gibt, muss das Signalvom Sammelschienen-Längstrennerfeld (A1A2_DC) verwendet werden:

Signal DCOPTR Der Sammelschienen-Längstrenner ist offen.

VPDCTR Der Schaltstatus des Sammelschienen-Längstrenners für DC ist gültig.


Wenn es keinen zusätzlichen Sammelschienen-Längstrenner sondern einenzusätzlichen Sammelschienen-Kuppelschalter gibt, müssen die Signale vomSammelschienen-Kuppelschalterfeld (A1A2_BS) und nicht vom Sammelschienen-Längstrennerfeld (A1A2_DC) verwendet werden:


QB2OPTR QB2 ist offen.



EXDU_BS Kein Übertragungsfehler von dem BS-Feld (Sammelschienen-Kuppelfeld) mit denobigen Informationen.



Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts A1 sind für einenSammelschienen-Längstrenner gültig:

QB1OPTR (bay 1/sect.A1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB

en04000494.vsd

&

&

&

QB1OPTR (bay n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

VPQB1TR (bay 1/sect.A1)

VPQB1TR (bay n/sect.A1)

EXDU_BB (bay 1/sect.A1)

EXDU_BB (bay n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000494 V1 DE

Abb. 149: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A1 an einenSammelschienen-Längstrenner



VPS2_DC

EXDU_BB

en04000495.vsd


. . .

. . .

. . .


VPQB1TR (bay n/sect.A2)VPDCTR (A2/A3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A2/A3)


EXDU_DC (A2/A3)IEC04000495 V1 DE

Abb. 150: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A2 an einenSammelschienen-Längstrenner

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts B1 sind für einenSammelschienen-Längstrenner gültig:



QB2OPTR (QB220OTR)(bay 1/sect.B1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB

en04000496.vsd

QB2OPTR (QB220OTR)(bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (VQB220TR)(bay 1/sect.B1)

VPQB2TR (VQB220TR)(bay n/sect.B1)

EXDU_BB (bay 1/sect.B1)

EXDU_BB (bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

IEC04000496 V1 DE

Abb. 151: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B1 an einenSammelschienen-Längstrenner


QB2OPTR (QB220OTR)(bay 1/sect.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB

en04000497.vsd


. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (bay 1/sect.B2)

VPQB2TR(VQB220TR) (bay n/sect.B2)VPDCTR (B2/B3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B2/B3)


EXDU_DC (B2/B3)IEC04000497 V1 DE

Abb. 152: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B2 an einenSammelschienen-Längstrenner

13.11.6.3 Signale in der Doppelleistungsschalter-Anordnung mitZweifachleistungsschalter

Wenn die Sammelschiene durch Längstrenner unterteilt ist, muss eineprojektspezifische Logik für die Sammelschienen-Trenner-Feldbedingung keinweiterer Trenner mit der Sammelschiene verbunden sorgen.




Sektion 1 Sektion 2


DB_BUS DB_BUSDB_BUS DB_BUS

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


IEC04000498 V1 DE





VPS1_DC Der Schaltstatus aller Trenner auf Sammelschienenabschnitt 1 ist gültig.

VPS2_DC Der Schaltstatus aller Trenner auf Sammelschienenabschnitt 2 ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler vom Doppel-Leistungsschalter (DB), der die obigen Infor‐mationen enthält.

Diese Signale von jedem Zweifachleistungsschalter-Feld (DB_BUS) werdenbenötigt:





EXDU_DB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Die Logik entspricht der Konfiguration mit dem Zweifach-Trenner "Signale inAnordnung mit einem Leistungsschalter".





VPS1_DC

EXDU_BB

en04000499.vsd

&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (bay 1/sect.A1)

EXDU_DB (bay n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000499 V1 DE

Abb. 154: Signale von Zweifachleistungsschaltern in Abschnitt A1 an einenSammelschienen-Längstrenner



VPS2_DC

EXDU_BB

en04000500.vsd

&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (bay 1/sect.A2)

EXDU_DB (bay n/sect.A2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000500 V1 DE

Abb. 155: Signale von Zweifachleistungsschaltern in Abschnitt A2 an einenSammelschienen-Längstrenner




QB2OPTR (bay 1/sect.B1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB

en04000501.vsd

&

&

&

QB2OPTR (bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (bay 1/sect.B1)

VPQB2TR (bay n/sect.B1)

EXDU_DB (bay 1/sect.B1)

EXDU_DB (bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000501 V1 DE

Abb. 156: Signale von Zweifachleistungsschalter-Feldern in Abschnitt B1 zueinem Sammelschienen-Längstrenner


QB2OPTR (bay 1/sect.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB

en04000502.vsd

&

&

&

QB2OPTR (bay n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (bay 1/sect.B2)

VPQB2TR (bay n/sect.B2)

EXDU_DB (bay 1/sect.B2)

EXDU_DB (bay n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000502 V1 DE

Abb. 157: Signale von Zweifachleistungsschalter-Feldern in Abschnitt B2 zueinem Sammelschienen-Längstrenner

13.11.6.4 Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung

Wenn die Sammelschiene durch Längstrenner unterteilt ist, muss eineprojektspezifische Logik für die Sammelschienen-Trenner-Feldbedingung keinweiterer Trenner mit der Sammelschiene verbunden sorgen.




Sektion 1 Sektion 2


BH_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


BH_LINE BH_LINE BH_LINE

IEC04000503 V1 DE


Die projektspezifische Logik ist identisch mit der Logik für die Doppel-Leistungsschalteranordnung.





EXDU_BB Kein Übertragungsfehler vom Eineinhalb-Leistungsschalter, der die obigen Informa‐tionen enthält.

13.11.7 Verriegelung für Erdungsschalter der SammelschieneBB_ES

13.11.7.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für Sammelschienen-Erdungsschalter (BB_ES) wird füreinen Sammelschienen-Erdungsschalter an beliebigenSammelschienenkomponenten verwendet.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 DE

Abb. 159: Siehe Abbildung . Schaltfeldanordnung BB_ES

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul BB_ES verbunden sind.



13.11.7.2 Signale in einer Anordnung mit Einfachleistungsschalter

Der Sammelschienenerdungsschalter darf nur auslösen, wenn alle Trenner desSammelschienenabschnitts offen sind.

Sektion 1 Sektion 2


AB_TRAFO ABC_LINEBB_ES

ABC_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


BB_ESABC_BC

IEC04000505 V1 DE



Signal BB_DC_OP Alle Trenner in diesem Sammelschienenabschnitt sind offen.

VP_BB_DC Der Schaltstatus aller Trenner an diesem Teil der Sammelschiene ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von irgendeinem Feld, das die obigen Informationen enthält.



QB2OPTR QB2 ist offen (AB_TRAFO, ABC_LINE)

QB220OTR QB2 und QB20 sind offen (ABC_BC)




VQB220TR Der Schaltstatus von QB2und QB20 ist gültig.

VPQB7TR Der Schaltstatus von QB7 ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrenners (A1A2_DC) werdenebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC und B1B2_DC.






Wenn kein Sammelschienen-Längstrenner vorhanden ist, werden die SignaleDCOPTR, VPDCTR und EXDU_DC auf 1 (TRUE) gesetzt.

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Leistungsschalter unterteilt ist,müssen die Signale von der Sammelschienenkupplung (A1A2_BS) und nicht vomSammelschienen-Längstrenner (A1A2_DC) verwendet werden. Für B1B2_BSwerden die entsprechenden Signale von Sammelschiene B verwendet. DerselbeModultyp (A1A2_BS) wird für unterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. fürbeide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS und B1B2_BS.





EXDU_BS Kein Übertragungsfehler von dem BS-Feld (Sammelschienen-Kuppelfeld) mit denobigen Informationen.

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts A1 sind für einenSammelschienen-Erdungsschalter gültig:

QB1OPTR (bay 1/sect.A1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000506.vsd


. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

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. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000506 V1 DE

Abb. 161: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A1 an einenSammelschienen-Erdungsschalter im gleichen Abschnitt



Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts A2 sind für einenSammelschienen-Erdungsschalter gültig:

QB1OPTR (bay 1/sect.A2) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000507.vsd


. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000507 V1 DE

Abb. 162: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A2 an einenSammelschienen-Erdungsschalter im gleichen Abschnitt

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts B1 sind für einenSammelschienenerdungsschalter gültig:

QB2OPTR(QB220OTR)(bay 1/sect.B1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000508.vsd


. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000508 V1 DE

Abb. 163: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B1 an einenSammelschienenerdungsschalter im selben Abschnitt

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts B2 sind für einenSammelschienenerdungsschalter gültig:



QB2OPTR(QB220OTR) (bay 1/sect.B2) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000509.vsd

QB2OPTR(QB220OTR) (bay n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000509 V1 DE

Abb. 164: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B2 an einenSammelschienenerdungsschalter im selben Abschnitt

Bei einem Sammelschienen-Erdungsschalter an der Überbrückungs-SammelschieneC sind die folgenden Bedingungen zulässig:

QB7OPTR (bay 1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000510.vsd

&

&

&

QB7OPTR (bay n)

. . .

. . .

. . .

VPQB7TR (bay 1)

VPQB7TR (bay n)

EXDU_BB (bay 1)

EXDU_BB (bay n)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000510 V1 DE

Abb. 165: Signale von der Überbrückungs-Sammelschiene zumSammelschienen-Erdungsschalter

13.11.7.3 Signale in der Zweifachleistungsschalter-Anordnung




Sektion 1 Sektion 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

DB_BUS

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


DB_BUS

IEC04000511 V1 DE



Signal BB_DC_OP Alle Trenner dieses Sammelschienenabschnitts sind offen.

VP_BB_DC Der Schalterzustand aller Trenner in diesem Teil der Sammelschiene sind gültig.


Diese Signale von jedem Zweifachleistungsschalter-Feld (DB_BUS) werdenbenötigt:





EXDU_DB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrenners (A1A2_DC) werdenebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC und B1B2_DC.




Die Logik entspricht der Konfiguration mit dem Zweifach-Trenner, die unter "Signalein Anordnung mit einem Leistungsschalter" beschrieben ist.



13.11.7.4 Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung


Sektion 1 Sektion 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

BH_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


BH_LINE

IEC04000512 V1 DE


Die projektspezifische Logik ist identisch mit der Logik für die Doppel-Leistungsschalteranordnung, wie beschrieben in Abschnitt "Signale in einerAnordnung mit nur einem Leistungsschalter".

Signal BB_DC_OP Alle Trenner in diesem Sammelschienenabschnitt sind offen.

VP_BB_DC Der Schalterstatus aller Trenner in diesem Abschnitt der Sammelschiene ist zulässig.


13.11.8 Verriegelung für Zweifachleistungsschalterfeld DB

13.11.8.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktionen für eine Doppelsammelschienenanordnung mitZweifachleistungsschaltern einschließlich DB_BUS_A, DB_BUS_B und DB_LINEwird für eine Leitung verwendet, die mit einer Zweifachsammelschienenanordnungverbunden ist. Siehe Abbildung 168.



WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB61

QB9

QB2QC4

QA2

QC5

QC3

QB62

DB_BUS_B

DB_LINE

DB_BUS_A

en04000518.vsdIEC04000518 V1 DE

Abb. 168: Schaltanlagenanordnung für Zweifachleistungsschalter

Es sind drei Typen von Verriegelungsmodulen pro Zweifachleistungsschalterfelddefiniert. DB_BUS_A verarbeitet den Leistungsschalter QA1, der mit derSammelschiene WA1 und den Trennern und Erdungsschaltern dieses Abschnittesverbunden ist. DB_BUS_B verarbeitet den Leistungsschalter QA2, der mit derSammelschiene WA2 und den Trennern und Erdungsschaltern dieses Abschnittesverbunden ist.

Bei einem Zweifachleistungsschalterfeld müssen die Module DB_BUS_A,DB_LINE und DB_BUS_B verwendet werden.


Bei Anwendungen ohne QB9 und QC9 werden einfach die entsprechenden Eingängeauf "offen" gesetzt und die Ausgänge nicht beachtet. Im Funktionsblockdiagrammgilt für 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Wenn in diesem Fall die Überwachung der Leitungsspannung hinzukommt, wirdnicht QB9 auf "offen" gesetzt, sondern der Status der Spannungsüberwachungangegeben:



• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Wenn keine Spannungsüberwachung erfolgt, sind die entsprechenden Eingänge wiefolgt zu setzen:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

13.11.9 Verriegelung für 1 1/2-Leistungsschalter BH

13.11.9.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnungen(BH_CONN, BH_LINE_A, BH_LINE_B) werden für Leitungen verwendet, die aneine Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung angeschlossen ist. Siehe Abbildung169.

WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB6

QB9

QB2QC1

QA1

QC2

QC3

QB6

QC3

QB62QB61 QA1

QC1 QC2QC9

QB9

BH_LINE_A BH_LINE_B

BH_CONNen04000513.vsd

IEC04000513 V1 DE

Abb. 169: Schaltanlagenanordnung für Eineinhalb-Leistungsschalter

Es sind drei Typen von Verriegelungsmodulen pro Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung definiert. BH_LINE_A und BH_LINE_B sind die Verbindungen von



einer Leitung zu einer Sammelschiene. BH_CONN ist die Verbindung zwischen denbeiden Leitungen einer Anordnung in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Schaltfeldanordnung.

Bei einer Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung müssen die ModuleBH_LINE_A, BH_CONN und BH_LINE_B verwendet werden.


Bei Anwendungen ohne QB9 und QC9 werden einfach die entsprechenden Eingängeauf "offen" gesetzt und die Ausgänge nicht beachtet. Im Funktionsblockdiagrammgilt für 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Wenn in diesem Fall die Überwachung der Leitungsspannung hinzukommt, wirdnicht QB9 auf "offen" gesetzt, sondern der Status der Spannungsüberwachungangegeben:

• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Wenn keine Spannungsüberwachung erfolgt, sind die entsprechenden Eingänge wiefolgt zu setzen:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

13.11.10 Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV

Tabelle 31: GOOSEINTLKRCV "Non Group" Einstellungen (basis)

Name Anzeigenbereich Einheit Stufe Standard BeschreibungOperation Aus

Ein- - Aus Funktion EIN/AUS



420

Abschnitt 14 Signalvergleich

14.1 Signalvergleichsverfahren für Distanz- undÜberstromschutz ZCPSCH




Signalvergleichsverfahren für Distanz-und Überstromschutz

ZCPSCH - 85

14.1.2 Anwendung

Die Distanzschutzfunktion kann von einer Logik, die mit Kommunikationskanälenarbeitet, unterstützt werden, um so eine schnelle Behebung eines Fehlers an dem Teilder Leitung zu erreichen, der nicht von der Schnellzeit-Zone 1 abgedeckt wird.

Für jede Richtung wird ein Kommunikationskanal verwendet, der ein Ein-/Aus-Signal übertragen kann. Leistung und Sicherheit dieser Funktion stehen in direkterAbhängigkeit zur Geschwindigkeit und Sicherheit des Übertragungskanals bezüglichfehlerhafter oder fehlender Signale. Aus diesem Grund werden für diesen Zweckspezielle Kanäle verwendet. Bei einer Kommunikation über TFH werden diesespeziellen Kanäle besonders empfohlen, da durch den primären FehlerKommunikationsstörungen auftreten können.

Die Kommunikationsgeschwindigkeit bzw. die minimale Zeitverzögerung ist immervon höchster Bedeutung, da durch den Einsatz der Kommunikation dieAuslösegeschwindigkeit des Schemas verbessert werden soll.

Um fehlerhafte Signale zu vermeiden, die eine fehlerhafte Auslösung bewirkenkönnten, muss auf die Sicherheit des Kommunikationskanals geachtet werden.Gleichzeitig ist auf die Zuverlässigkeit des Kommunikationskanals zu achten, um sozu gewährleisten, dass die Signale während eines Netzausfalls zuverlässig übermitteltwerden. Dies ist die Zeit, in der die Schutzschemen ihre Aufgaben fehlerfreiausführen müssen.

Die Logik unterstützt die folgenden Kommunikationsschemen: Blockierschema,Deblockierschema und direkte Schaltermitnahme.

Ein freigebendes Schema ist von sich aus schneller und bietet mehr Sicherheit gegenfalsche Auslösung als ein blockierendes Schema. Andererseits ist ein freigebendes

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 14Signalvergleich


Schema abhängig von einem empfangenen CR-Signal, um schnell auszulösen,weswegen seine Zuverlässigkeit geringer ist als die eines blockierenden Schemas.

14.1.2.1 Blockierverfahren

In Blockierverfahren wird eine rückwärts gerichtete Zone eingesetzt, um einBlockiersignal an die Gegenseite zu senden und damit eine Überreich-Zone zublockieren.

Da das Blockierverfahren das Blockiersignal unter Bedingungen sendet, in denen diegeschützte Leitung intakt ist, wird in der Regel die Leitung selbst alsKommunikationsmedium genutzt (SPS). Das Schema kann mit allen Leitungslängengenutzt werden.

Das Blockierverfahren ist äußerst zuverlässig, da es bei jedem Fehler auf dergeschützten Leitung funktioniert, wenn der Kommunikationskanal außer Betrieb ist.Im Gegensatz hierzu ist es weniger sicher als das Freigabeverfahren, da es beiexternen Fehlern in Reichweite der Auslösefunktion auslöst, wenn derKommunikationskanal außer Betrieb ist.

Nicht angepasste Übertragungsgeschwindigkeit oder Zuverlässigkeit kann beiexternen Fehlern zu falschen Auslösungen führen. Eine unangemessene Sicherheitkann bei internen Fehlern zu verzögerten Auslösungen führen.

Um sicherzustellen, dass das Sende-Signal eingeht, bevor die imKommunikationsschema verwendete Zone auslöst, erfolgt die Auslösung erst nachder Zeitverzögerung tCoord. Die Einstellung tCoord muss länger eingestellt werdenals die maximale Übertragungszeit des Kanals. Eine Sicherheitstoleranz vonmindestens 10s sollte hierbei berücksichtigt werden.

Für das Zeitglied tSendMin zur Verlängerung des Sendesignals wird die Einstellung"Null" vorgeschlagen.

Abschnitt 14 1MRK 511 310-UDE -Signalvergleich


A B

ORB

Z revA

Z revA CSA TRIPB = ORB+ tCoord+ CR IEC09000015_2_en.vsd

IEC09000015 V2 DE

Abb. 170: Prinzip des Blockierverfahrens

OR: Überreichweite

CR: Kommunikationssignal empfangen

CS: Kommunikationssignal gesendet

Z revA: Rückwärtszone

14.1.2.2 Freigabeverfahren

Bei dem Freigabeverfahren wird die Freigabe zur Auslösung der lokalen Seite und derGegenseite gesendet, d. h. der Schutz an der lokalen Seite hat einen Fehler imgeschützten Objekt ermittelt. Das empfangene Signal wird mit der Überreichzonekombiniert und liefert eine umgehende Auslösung, wenn das empfangene Signal danneintritt, wenn in der gewählten Zone ein gerichteter Fehler erkannt wurde.

Jede Seite kann ein Freigabesignal (oder einen Befehl) senden, um die andere Seiteauszulösen. Die Fernschutzgeräte müssen bei der Übertragung empfangsbereit sein.

Eine allgemeine Anforderung bei Freigabeverfahren ist, dass sie schnell und sichersein müssen.

Je nachdem, ob das gesendete Signal von der Zone mit der Unter- oder Überreichweitegesendet wird, handelt es sich um das zulässige Mitnahme- oder Übergreifverfahren.

Mitnahmeverfahren mit FreigabesignalDie Mitnahmeschaltung ist nicht für den Einsatz in kurzen Leitungen bestimmt, da derDistanzschutz hierbei nicht in der Lage ist, um zwischen internen und externenFehlern in diesen Anwendungen zu unterscheiden.

Die Zone mit der Unterreichweite an der lokalen Seite und Gegenseite müssen sichüberschneiden, um eine Lücke zwischen den Schutzzonen, in der Fehler nicht erkanntwerden, zu vermeiden. Spricht die Zone mit der Unterreichweite auf Grund dererforderlichen Empfindlichkeit nicht an, z. B. auf Grund der Fehlereinspeisung von



der Gegenseite, dann sollte eine Blockierung oder eine Freigabeschaltung erwägtwerden.

Das empfangene Signal (CR) muss empfangen werden, wenn die Zone mit derÜberreichweite bzw. Übergreifzone noch immer aktiv ist, um eine umgehendeAuslösung zu erreichen. In einigen Fällen kann die Übergreifzone auf Grund derFehlerstromverteilung erst auslösen, nachdem der Fehler an der Stelle, die dem Fehleram nächsten ist, behoben wurde. Es besteht aber die Gefahr, dass im Fall derAuslösung durch eine unabhängige Auslösezone, die Zone, die das Signal (CS) sendetvor dem Auslösen durch die Übergreifzone an der Gegenseite zurückgesetzt wird. Umeine ausreichende Dauer für das empfangene Signal (CR) zu gewährleisten, kann dasgesendete Signal (CS) über ein Rückfall-Zeitglied tSendMin verlängert werden. Dieempfohlene Einstellung von tSendMin ist 100 ms.

Da das empfangene Kommunikationssignal mit dem Ausgang einer Übergreifzonekombiniert wird, gibt es weniger Bedenken bezüglich der fehlerhaften Auslösungdurch ein falsches Signal. Daher ist das Zeitglied tCoord auf "Null" zu setzen.

Fehler im Kommunikationskanal beeinträchtigen die Selektivität nicht. Jedochwerden die Auslösungen an bestimmten Fehlerstellen am Ende der Leitungsstreckeverzögert.

A B

ORA

ORB

URBCSB

URACSA

TRIP: UR, OR+CRIEC09000013-1-en.vsd

IEC09000013 V1 DE

Abb. 171: Prinzip des zulässigen Unterreichschemas

UR: Unterreichweite

OR: Überreichweite



Freigabeverfahren mit ÜbergreifzoneIn Freigabeverfahren mit Übergreifzone wird das Sendesignal von der Übergreifzonegebildet. An der Gegenstelle verursacht das empfangene Signal gemeinsam mit derAktivierung der Übergreifzone eine umgehende Auslösung des geschützten Objekts.Die im Freigabeverfahren verwendete Übergreifzone muss gleichzeitig aktiviert



werden, wenn das Signal anliegt. Das Schema kann mit allen Leitungslängen genutztwerden.

In Freigabeverfahren spielt der Kommunikationskanal eine bedeutende Rolle für eineschnelle Auslösung an beiden Enden. Ein Fehler im Kommunikationskanal könntebei Fehlern auf der geschützten Leitungsstrecke die Selektivität beeinträchtigen unddie Auslösung mindestens an einem Ende verzögern.

Der Signalvergleichsschutz in zulässigen Freigabeverfahren muss abgesehen von denallgemeinen Anforderungen für eine schnelle und sichere Auslösung auch dieZuverlässigkeit berücksichtigen. Eine unangemessene Sicherheit kann bei externenFehlern zu verzögerten Auslösungen führen. Eine unangemessene Geschwindigkeitkann bei internen Fehlern zu Verzögerungen in der Auslösung oder sogar zuunerwünschten Auslösungen führen.

Dieses Schema kann im Prinzip jedes Kommunikationsmedium einsetzen, das nichtvon elektrischen Interferenzen wie fehlergenerierte Störungen oder elektrischePhänomene, wie Blitze, die Fehler verursachen, negativ beeinflusst wird.Kommunikationsmedien, die metallische Übertragungswege verwenden unterliegeninsbesondere dieser Art von Störungen und müssen daher gut abgeschirmt oder andersfür eine adäquate Kommunikation bei Fehlern in Stromübertragungssystemenausgelegt sein.

Bei der Freigabeschaltung kann das Sendesignal (CS) parallel aus einerÜbergreifzone und einer unabhängigen Zone mit Unterreichweite gesendet werden.Das CS-Signal von der Übergreifzone darf nicht verlängert werden, wohingegen dasCS-Signal aus Zone 1 verlängert werden kann.

Um die korrekte Funktion der Richtungsumkehr-Logik in Parallelleitungen sicher zustellen, darf das Sendesignal CS nicht verlängert werden. tSendMin ist in diesem Fallauf "Null" zu setzen.

Eine Verzögerung der Auslösung ist beim Empfangen des Signals nicht erforderlich.Das Zeitglied tCoord kann also auf "Null" gesetzt werden.



A B

ORA

ORB

ORA CSA TRIPB = ORB+ CRB , ORB+ T2


IEC09000014 V1 DE

Abb. 172: Prinzip des zulässigen Überreichschemas

OR: Überreichweite



T2: Zeitglied Schritt 2

DeblockierverfahrenMetallische Kommunikationsleitungen werden durch Störeinstreuungen infolge vonFehlerzuständen beeinträchtigt und sind daher für konventionelleSelektivschutzschemata, bei denen eine korrekte Signalübertragung beim Auftreteneines Fehlerzustands in der geschützten Leitung äußerst wichtig ist, möglicherweisenicht geeignet. Bei der Kommunikation über TFH z.B. kann der Fehler – insbesonderewenn er nahe am Leitungsende auftritt – das Kommunikationssignal dämpfen, so dassder Kommunikationskanal ausfällt.

Um die geringere Zuverlässigkeit von Selektivschutzschemata zu umgehen, kanneine Freigabeschaltung angewendet werden. Diese Funktion wird bei älteren, wenigerzuverlässigen TFH-Übertragungsystemen eingesetzt, bei denen das Signal durch denPrimärfehler gesendet wird. Die Deblockier-Funktion verwendet einÜberwachungssignal CRG, das immer vorhanden sein muss, auch wenn kein CR-Signal empfangen wird. Das Fehlen des CRG-Signals während der Sicherheitszeitwird als CR-Signal verwendet. Dies erlaubt ein Freigabeschema zu starten, selbstwenn der Leitungsfehler die Signalübertragung blockiert. Stellen Sie tSecurity auf35 ms ein.

14.1.2.3 Direkte Mitnahmeverfahren

Bei manchen Anwendungen ist es erforderlich, Leistungsschalter an der Gegenseiteüber den lokalen Schutz umgehend auszulösen. Dies ist z. B. der Fall, wennTransformatoren oder Drosselspulen ohne Leistungsschalter am Systemangeschlossen sind oder wenn eine Fernauslösung durch eine Auslösung desSchalterversagerschutzes erforderlich ist.



In Auslösemitnahmeschemata wird das Sendesignal durch die Zone mit derUnterreichweite oder von einem externen Schutz angestoßen (Transformator- oderDrosselspulenschutz). An der Gegenseite stoßen die empfangenen Signale ohneweitere Schutzkriterien eine Auslösung an. Um das Risiko unerwünschterAuslösungen auf Grund fehlerhafter Signalübermittlungen zu vermeiden, sollte dasZeitglied tCoord je nach Art des Kommunikationskanals auf 10-30 ms eingestelltwerden.

Die allgemeinen Anforderungen für Fernschutzgeräte in Anwendungen mit direktenAuslösungen bestehen darin, dass diese sehr sicher und zuverlässig sein sollten, dasowohl unzureichende Sicherheit als auch Unzuverlässigkeit eine unerwünschteAuslösung verursachen können. Bei einigen Anwendungen sollten die Geräte in derLage sein, während des Sendens auch zu empfangen. Die Befehle werden über einenZeitraum übertragen, der länger ist als bei anderen Fernschutzsystemen.


Die Parameter für die Vergleichsverfahrenfunktion werden in der LHMI oder amPCM600 festgelegt.

Mit dem Konfigurations-Tool ACT konfigurieren Sie die Zonen für das SendesignalCS und für das Auslösen des Signalvergleichs.

Die empfohlenen Einstellungen für das Zeitglied tCoord basieren auf der maximalempfohlenen Übertragungszeit für analoge Kanäle gemäß IEC 60834-1. Dievorgeschlagenen Einstellungen sollten mit der tatsächlichen Leistung derFernschutzvorrichtungen abgestimmt werden, um so die optimalen Einstellungen zuermitteln.

14.1.3.1 Blockierverfahren

Setzen von Operation = Ein

Setzen von Scheme‐Type

= Blockierfunktion

Setzen von tCoord 25 ms (10 ms + maximale Übertragungszeit)

Setzen von tSendMin = 0 s

Setzen von Unblock = Aus(Wählen Sie kein Neuanlauf, wenn das Deblockierschema ohne Alarm bei Sig‐nalverlust verwendet wird.Wählen Sie Neuanlauf, wenn das Deblockierschema mit Alarm bei Signalverlustverwendet wird.)

Setzen von tSecurity = 0,035 s



14.1.3.2 Mitnahmeverfahren mit Freigabesignal



= Bedingt Unterr.

Setzen von tCoord = 0 ms

Setzen von tSendMin = 0,1 s

Setzen von Unblock = Aus


14.1.3.3 Freigabeverfahren mit Übergreifzone


Einstellung Signalver‐bindungsart

= Bedingt überreichend

Setzen von tCoord = 0 ms

Setzen von tSendMin = 0,1 s (0 s bei Parallelleitungsanwendungen)



14.1.3.4 Deblockierverfahren

Setzen von Unblock = Wiedereinschaltung(Verlust des Überwachungssignals verursacht sowohl eine Auslösung als aucheinen AlarmKein Neuanlauf nur wählen, wenn Auslösung erforderlich)


14.1.3.5 Direkte Mitnahmeverfahren



= Auslösemitnahme

Setzen von tCoord 50 ms (10 ms + maximale Übertragungszeit)

Setzen von tSendMin = 0,1 s (0 s bei Parallelleitungsanwendungen)





14.2 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeislogikfür Distanzschutz 3 Leiter ZCRWPSCH




Stromrichtungsumkehr und Schwache‐inspeislogik für Distanzschutz 3 Leiter

ZCRWPSCH - 85

14.2.2 Anwendung

14.2.2.1 Stromrichtungsumkehr-Logik

Wenn Parallelleitungen an beiden Enden an gemeinsame Sammelschienenangeschlossen sind, können Signalvergleichsverfahren in Freigabeschaltung inÜberreichweite aufgrund einer Stromumkehrung unselektiv auslösen. Dieungewollte Auslösung könnte zur Abschaltung der intakten Leitung führen, wenn einFehler auf der parallelen Leitung auftritt. Dieser Sicherheitsmangel hat einenTotalverlust der Verbindungen zwischen den beiden Sammelschienen zur Folge.

Um diese Art von Störung zu verhindern, kann eine Fehlerstromumkehrlogik(kurzzeitige Blockierungslogik) verwendet werden.

Die möglicherweise auftretenden ungewollten Auslösungen lassen sich anhand derAbbildungen 173 und 174 erläutern. Zunächst erkennt der Schutz A2 auf Seite Aeinen vorwärts gerichteten Fehler und sendet ein Kommunikationssignal an denSchutz B2 auf der Gegenseite, der einen rückwärts gerichteten Fehler misst.

L1

L2

A1

A2

B1

B2

IEC9900043-2.vsd

IEC99000043 V3 DE

Abb. 173: Stromverteilung bei einem Fehler in der Nähe der Seite B, wenn alleLeistungsschalter geschlossen sind

Wenn der Leistungsschalter B1 öffnet, um den Fehler zu beheben, wird derFehlerstrom durch die Sammelschiene B2 invertiert. Wenn mit dem Umschalten desDistanzschutzes im Fernschutzschema auf Vorwärtsrichtung nicht gleichzeitig dasKommunikationssignal zurückgesetzt wurde, kommt es zu einer ungewolltenAuslösung des Leistungsschalters B2 auf Seite B.



L1

L2

A1

A2

B1

B2

IEC99000044-2.vsd

IEC99000044 V3 DE

Abb. 174: Stromverteilung bei einem Fehler in der Nähe der Seite B, wenn derLeistungsschalter B1 offen ist

In diesem Fall wird das Sendesignal CS oder CSLn von B2 zurückgehalten, bis dieUmkehrzone IRVLn zurückgesetzt wurde und die Zeit tDelayRev abgelaufen ist. Zudiesem Zweck sind die Umkehrzone des Distanzschutzes mit dem Eingang IRV undder Ausgang IRVL mit dem Eingang BLKCS des Signalvergleichsschutz-Funktionsblocks ZCPSCH zu verbinden.

Die Funktion kann durch Aktivierung des Eingangs IRVBLK oder des generellenEingangs BLOCK gesperrt werden.

14.2.2.2 Schwacheinspeiselogik (Weak End Infeed logic)

Signalvergleichsverfahren mit Freigabesignal sind grundsätzlich nur dann in der Lageauszulösen, wenn der Schutz des IED an der Gegenseite einen Fehler erkennt. DieErkennung erfordert einen ausreichenden minimalen Fehlerstrom, normalerweise> 20 % von Ir. Der Fehlerstrom kann aufgrund eines offenen Schalters oder einesKurzschlusses der Quelle zu niedrig sein. Um diese Zustände zu überwinden, wird dieSchwacheinspeise-(WEI)-Echologik verwendet. Der Fehlerstrom kann ebenfallsanfänglich zu niedrig sein aufgrund der Fehlerstromverteilung. In diesem Fall steigtder Fehlerstrom, wenn der Schalter am starken Ende geöffnet wird, und einesequentielle Auslösung wird erreicht. Dies erforderte eine Erkennung des Fehlersdurch eine unabhängige Auslösezone 1. Um eine sequentielle Auslösung wiebeschrieben zu vermeiden, und wenn die Zone 1 nicht verfügbar ist, wird dieSchwacheinspeise-Auslöselogik verwendet. Die Schwacheinspeisefunktionfunktioniert nur gemeinsam mit dem Signalvergleich zur Gegenstation mitFreigabeschema, da das HF-Übertragungssignal die gesamte Leitungslänge abdeckenmuss.

Die Schwacheinspeiselogik-Funktion (WEI) sendet das empfangene Signal zurück,wenn durch verschiedene Fehlererkennungselemente kein Fehler am schwachenEnde erkannt wurde (Distanzschutz nach vorne und rückwärts).

Die Schwacheinspeiselogik-Funktion kann erweitert werden, um auch den Schalter inder schwachen Seite auszulösen. Die Auslösung wird erreicht, wenn eine odermehrere Leiter-Erde-Spannungen während einer Echofunktion niedrig sind.

Im Fall einer einpoligen Auslösung werden die Leiterspannungen eingesetzt, um dieLeiterselektoren zusammen mit dem empfangenen Signal CRLn zu verwenden.



Zusammen mit dem blockierenden Fernschutzverfahren gibt es einigeEinschränkungen:

• Nur der auslösende Teil der Funktion kann zusammen mit demBlockierverfahren verwendet werden. Es ist nicht möglich, die Echofunktion zuverwenden, um das Echosignal an das Gerät der entfernten Leitung zu senden.Das Echosignal würde die Ausführung des Distanzschutzes in der entferntenLeitung blockieren und so die korrekte Ausführung eines komplettenSchutzverfahrens.

• Ein separater direkter Auslösenmitnahme-Kanal muss von der entferntenLeitung aus zur Verfügung stehen, wenn hier eine Auslösung oder einebeschleunigte Auslösung auftritt. Das Auslösemitnahme-Empfangssignal wirdmit dem Eingang CRL verbunden.

• Die WEI Funktion soll auf WEI=Echo&Trip gesetzt werden. Die Blockierungder WEI Funktion liefert dann die Leiterauswahl und löst den lokalenLeistungsschalter aus.

Die Verwendung der Funktion WEI an beiden Einspeisungsenden ist zu vermeiden.Sie soll demnach nur am schwachen Ende aktiviert werden.


Die Parameter für Richtungsvergleich- und Schwacheinspeisungslogik fürErdfehlerüberstromschutz werden in der HMI oder am PCM600 festgelegt.

Global definierte Geräte-Basiswerte für Primärstrom (IBase), Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer GBASVAL-Funktion fürglobale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt.

GlobalBaseSel: Sie wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz fürdie Basiswerte auszuwählen.

14.2.3.1 Stromrichtungsumkehr-Logik

Stellen Sie CurrRev auf Ein, um die Funktion zu aktivieren.

Stellen Sie den Timer tDelayRev auf die maximale Rückfallzeit für dieKommunikationsvorrichtung, die das Trägerempfangssignal (CRL) sendet, plus 30ms. Als Mindesteinstellung werden 40 ms empfohlen, typischerweise sind es 60 ms.

Eine lange tDelayRev -Einstellung erhöht die Sicherheit gegen eine ungewollteAuslösung, aber verzögert die Fehlerbehebung in dem Fall, dass ein Fehler von einerLeitung auf eine andere übergeht. Die Wahrscheinlichkeit solcher Fehler ist gering.Setzen Sie daher tDelayRev mit einer geeigneten Toleranz.

Stellen Sie die Ansprechverzögerung tPickUpRev auf <80% der Auslösezeit desLeistungsschalters, jedoch mindestens auf 20 ms.




WEI auf Echo einstellen, um die Schwacheinspeisfunktion nur mit der Echo-Funktioneinzustellen.

WEI auf Echo&Trip einstellen, um ein Echo mit Auslösung zu erhalten.

tPickUpWEI auf 10 ms einstellen. Eine kurze Verzögerung wird empfohlen, um zuvermeiden, dass empfangene Träger-Scheinsignale WEI aktivieren undunerwünschte HF-Übertragungssignale (ECHO) verursachen.

Das Spannungskriterium UPP< und UPN< für die Schwacheinspeiseauslösung auf70% der System-Grundspannung UBase einstellen. Der eingestellte Wert muss unterder Mindestauslösespannung des Systems liegen, jedoch über der Spannung, die beieinem Fehler auf der geschützten Leitung auftritt. Die Leiter-Leiter-Elemente müssenüberprüft werden um eine Auslösung für Leiter-Erde-Fehler zu vermeiden.

Ist eine einphasige Auslösung erforderlich, dann ist normalerweiseeine detaillierte Studie der Spannungen bei Leiter-Leiter- bzw. derLeiter-Erde-Fehlern an verschiedenen Stellen notwendig.

14.3 Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPSCH




Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPSCH - -

14.3.2 Anwendung

Die lokale Beschleunigungslogik (ZCLCPSCH) wird in Anwendungen verwendet,wo herkömmliche Signalvergleichsschutzverfahren nicht verfügbar sind (keinKommunikationskanal), jedoch der Benutzer eine schnelle Behebung von Fehlern aufder gesamten Leitungsstrecke benötigt.

Diese Logik ermöglicht eine schnelle Fehlerbeseitigung unter bestimmtenVoraussetzungen, kann aber selbstverständlich ein Signalvergleichsschutzverfahrennicht vollständig ersetzen.

Die Logik kann entweder durch AWE (Zonenerweiterung) oder durch Verlust derLast (Lastwegfall-Beschleunigung) gesteuert werden.



Mit der Lastwegfall-Beschleunigung können ausgewählte Übergreifzonenunverzögert nach Prüfung der verschiedenen Stromkriterien Funktionen auslösen.Bei dreipoligen Fehlern können diese nicht auslösen.


Die Parameter für die lokale Auswertelogik werden in der HMI oder am PCM600festgelegt.

Stellen Sie ZoneExtension auf Ein ein, wenn die erste Auslösung von derausgewählten Übergreifzone unverzögert und die endgültige Auslösung nach derautomatischen Wiedereinschaltung eine normale zeitverzögerte Auslösung seinsollen.

Stellen Sie LossOfLoad auf Ein ein, wenn die Beschleunigung über den Lastwegfallin gesunden Leitern gesteuert werden soll.

Für LoadCurr muss ein Wert gewählt werden, der unter dem Stromwert liegt, derdurch den gesunden Leiter fließen wird, wenn eine oder zwei der anderen Leiterfehlerhaft ist/sind und der Leistungsschalter am entfernten Ende geöffnet wurde(dreipolig). Berechnen Sie die Einstellung gemäß der Formel 130.

min0.5 Load

Base

ILoadCurr

I×

=


wobei

ILoadmin der minimale Laststrom in der Leitung bei normalen Betriebsbedingungen ist.

Mit dem Timer tLoadOn wird die Sicherheit der Lastwegfallfunktion erhöht, um z. B.beim Erregen des Leitungstransformators eine unerwünschte Freigabe auf Grund desEinschaltstroms zu vermeiden. Die Lastwegfallfunktion wird freigegeben, sobald dieZeit des Timers tLoadOn zum gleichen Zeitpunkt abgelaufen ist, zu dem derLaststrom in allen drei Leitern über dem Wert der Einstellung LoadCurr liegt. BeiAnwendungen mit normaler Beschleunigung muss die Freigabe nicht verzögertwerden, so dass Sie tLoadOn auf Null einstellen können.

Mit dem Abfallzeit-Timer tLoadOff wird das Fenster für dieStromfreigabebedingungen für den Lastwegfall bestimmt. Der Timer iststandardmäßig auf 300 ms eingestellt, was ausreichen sollte, um die Stromfreigabe zugewährleisten.

Die Einstellung der Mindeststromerkennung MinCurr muss über dem Wert desunsymmetrischen Stroms liegen, der durch die nicht fehlerhaften Leiter fließenkönnte, wenn der Leistungsschalter am entfernten Ende geöffnet wurde (dreipolig).Dieser Parameter muss aber auch so eingestellt sein, dass er unter dem Wert des



minimalen Laststroms liegt, der im Normalbetrieb durch die Leitung fließen kann.Standardmäßig ist MinCurr auf 5 % des Wertes von IBase eingestellt.

Der Ansprech-Timer tLowCurr bestimmt das Fenster, das für das Ansprechen desminimalen Stromwertes benötigt wird, um die Funktion freizugeben. Der Timer iststandardmäßig auf 200 ms eingestellt, was ausreichen sollte, um eine unerwünschteFreigabe der Funktion zu verhindern (unerwünschte Auslösung verhindern).

14.4 Signalvergleichsverfahren für ErdfehlerschutzECPSCH




Signalvergleichsverfahren für Erdfehler‐schutz

ECPSCH - 85

14.4.2 Anwendung

Um eine schnelle Fehlerbeseitigung von Erdfehlern an dem Teil der Leitung zuerreichen, der nicht von der unverzögerten Stufe des Erdfehlerschutzes abgedeckt ist,kann der Erdfehlerschutz mit einer Logik zum Signalvergleichsschutz unterstütztwerden, bei der Kommunikationskanäle verwendet werden.

Für jede Richtung wird ein Kommunikationskanal verwendet, der ggf. ein Ein-/Aus-Signal übertragen kann. Leistung und Sicherheit dieser Funktion stehen in direkterAbhängigkeit zur Geschwindigkeit und Sicherheit des Übertragungskanals bezüglichfehlerhafter oder fehlender Signale.

Im Richtungsschema müssen Informationen der Erdfehlerstromrichtung an dasandere Leitungsende übertragen werden.

Mit dem Richtungsvergleich in Freigabeverfahren kann eine kurze Auslösezeit desSchutzes, einschließlich einer Kanalübertragungszeit, erreicht werden. Diese kurzeAuslösezeit ermöglicht eine schnelle automatische Wiedereinschaltung nach derFehlerbeseitigung.

Während eines Einphasen-WE-Zyklus muss das WE-Gerät das Erdfehler-Kommunikationsschema mit Richtungsvergleich blockieren.

Das Signalvergleichsverfahren unterstützt Blockier- als auch Freigabeverfahren fürUnter-/Überreichweite. Die Logik kann auch durch eine ergänzendeSchwacheinspeisungs- und Richtungsvergleichslogik unterstützt werden,einschließlich der Richtungsvergleich- und Schwacheinspeisungslogik fürErdfehlerschutz (ECRWPSCH).



Hilfsadern werden durch Störeinstreuungen infolge von Fehlerzuständenbeeinträchtigt und sind daher für konventionellen Signalvergleichsschutz, bei demeine korrekte Signalübertragung beim Auftreten eines Fehlerzustands in dergeschützten Leitung äußerst wichtig ist, möglicherweise nicht geeignet. Bei derKommunikation über TFH z.B. kann der Fehler – insbesondere wenn er nahe amLeitungsende auftritt – das Kommunikationssignal dämpfen, so dass derKommunikationskanal ausfällt.

Um die geringere Zuverlässigkeit von Signalvergleichsverfahren zu umgehen, kanneine Freigabefunktion angewendet werden. Verwenden Sie diese Funktion bei einerälteren, weniger zuverlässigen TFH-Übertragung, wo das Signal über denPrimärfehler zu senden ist. Die Freigabefunktion verwendet ein CRG-HF-Signal, wasauch dann immer vorhanden sein muss, wenn kein CR-Signal empfangen wird. BeiAusbleiben des CRG-Signals während der Sicherheitszeit wird ein CR-Signalaktiviert. Dies erlaubt ein Freigabeverfahren zu starten, selbst wenn derLeitungsfehler die Signalübertragung blockiert. Stellen Sie tSecurity auf 35 ms ein.


Die Parameter für das Vergleichsschutzverfahren für Erdfehlerschutz werden in derLHMI oder am PCM600 festgelegt.

Für das Vergleichsschutzverfahren für Erdfehlerschutz können die folgendenEinstellungen vorgenommen werden:


SchemeType: Dieser Parameter kann gesetzt werden auf Aus, Auslösemitnahme,Bedingt unterr., Bedingt überr. oder Blockierend.

tCoord: Verzögerungszeit für die Auslösung der Funktion ECPSCH. BeiFreigabeschemata für Unter-/Überreichweite sollte dieses Zeitglied auf mindestens20 ms plus maximale Rückfallzeit des Kommunikationskanals als Sicherheitsgrenzeeinstellen. Bei einem Blockierverfahren muss die Einstellung > der maximalenSignalübertragungszeit +10 ms eingestellt werden.

Unblock: Wählen Sie Aus, wenn das Unblockverfahren ohne Alarm bei Signalverlustverwendet wird. Wählen Sie Neuanlauf, wenn das Unblockverfahren mit Alarm beiSignalverlust verwendet wird.



14.5 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogikfür Erdfehlerschutz ECRWPSCH




Stromrichtungsumkehr und Schwache‐inspeislogik (WEI Logik) für Erdfehler‐schutz

ECRWPSCH - 85

14.5.2 Anwendung

14.5.2.1 Fehlerstromrichtungsumkehrlogik

In Abbildung 175 und 176 wird eine typische Systembedingung dargestellt, die zueiner fehlerhaften Fehlerstromrichtungsumkehr führen kann.

Nehmen Sie an, der Fehler liegt beim Leistungsschalter B1. Das Relais B1 erkennt denFehler in Zone1 und das Relais A1 erkennt den Fehler in Zone2.

Beachten Sie, dass die Richtung des Fehlerstroms in Leitung L2 nach dem Öffnen desLeistungsschalters B1 umgekehrt wird.

Das kann zu einer unselektiven Auslösung an Leitung L2 führen, wenn dieStromrichtungsumkehr-Logik nicht das Überreichschema im Gerät bei B2 blockiert.

L1

L2

A1

A2

B1

B2

IEC9900043-2.vsd

IEC99000043 V3 DE

Abb. 175: Stromverteilung bei einem Fehler in der Nähe der Seite B, wenn alleLeistungsschalter geschlossen sind



L1

L2

A1

A2

B1

B2

IEC99000044-2.vsd

IEC99000044 V3 DE

Abb. 176: Stromverteilung bei einem Fehler in der Nähe der Seite B, wenn derLeistungsschalter B1 offen ist

Wenn der Leistungsschalter an der Parallelleitung auslöst, wird die Richtung desFehlerstroms an der gesunden Leitung umgekehrt. Das Gerät erkennt bei B2 aus derumgekehrten Richtung den Fehler in Vorwärtsrichtung, bevor der Leistungsschalterauslöst. Da das gerät bei B2 bereits ein Freigabesignal von A2 empfangen hat und dasGerät bei B2 nun den Fehler als vorwärtsgerichteten Fehler erkennt, löst es denLeistungsschalter bei B2 sofort aus. Um sicherzustellen, dass die Auslösung bei B2nicht stattfindet, muss die Überreichfunktion bei B2 durch IRVL so lange blockiertwerden, bis das Freigabesignal von A2 zurückgesetzt wird.

Das Gerät bei A2, wo das Element in Vorwärtsrichtung ursprünglich aktiviert wurde,muss zurückgesetzt werden, bevor das Sendesignal von B2 initiiert wird. Dasverzögerte Zurücksetzen des Ausgangssignals IRVL stellt auch sicher, dass dasSendesignal vom Gerät bei B2 so lange zurückgehalten wird, bis das Element inVorwärtsrichtung im Gerät bei A2 zurückgesetzt wird.


In Abbildung 177 ist ein typischer Systemzustand dargestellt, der zu einer fehlendenAuslösung führen kann. Dies führt dazu, dass das Gerät bei B keinen Fehler erkennenund den Leistungsschalter in B nicht auslösen kann. Um diese Situation zu bereinigen,steht eine auswählbare Schwacheinspeiselogik für das Signalvergleichsverfahren zurVerfügung.

A B


Starke Quelle

Schwache Quelle

IEC99000054 V3 DE

Abb. 177: Ausgangsbedingungen für Schwacheinspeisung


Die Parameter für Richtungsvergleich- und Schwacheinspeisungslogik fürErdfehlerschutz werden in der HMI oder am PCM600 festgelegt.



Global definierte Geräte-Basiswerte für Primärstrom (IBase), Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer GBASVAL-Funktion fürglobale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt.

GlobalBaseSel: Sie wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz fürdie Basiswerte auszuwählen.

14.5.3.1 Stromrichtungsumkehr

Um die Stromrichtungsumkehrfunktion ein- bzw. auszuschalten, wird der ParameterCurrRev auf Ein oder Aus gesetzt. Zeitverzögerungen sind für die Timer tPickUpRevund tDelayRev festzulegen.

Die Zeit für tPickUpRev muss kürzer sein (<80%) als die Schalter-Auslösezeit, jedochmindestens 20 ms betragen.

tDelayRev muss mindestens auf die Summe aus Schutz-Rückfallzeit undKommunikations-Rückfallzeit eingestellt werden. tDelayRev sollte mindestens auf40 ms eingestellt werden.

Die Rückfallzeit des Erdfehlerrichtungsschutzes (EF4PTOC) beträgt typischerweise25 ms. Wenn am entfernten Leitungsende eine andere Art von Nullstromschutzverwendet wird, ist dessen Rückfallzeit zu verwenden.

Bei den meisten Kommunikationsmedien liegt die Signalübertragungszeit zwischen3 und 10 ms/km. Bei Kommunikationsnetzen sind kleinere Zeitverzögerungen durchMultiplexer und Repeater hinzuzurechnen. Diese Verzögerungen liegen pro Prozessunter 1 ms. Häufig wird angegeben, dass die gesamte Übertragungszeit unter 5 msliegt.

Wenn ein Signal angeregt wird oder endet, ist eine Entscheidungszeithinzuzurechnen. Diese Entscheidungszeit ist in hohem Maße von der Schnittstellezwischen den verwendeten Kommunikations- und Schutzvorrichtungen abhängig. Invielen Fällen wird eine externe Schnittstelle verwendet (Fernschutzvorrichtung).Diese Vorrichtung trifft eine Entscheidung und sendet an die Schutzvorrichtung einbinäres Signal. Bei analogen Fernschutzvorrichtungen liegt die Entscheidungszeittypischerweise zwischen 10 und 30 ms. Bei digitalen Fernschutzvorrichtungen liegtdiese Zeit zwischen 2 und 10 ms.

Wenn die Fernschutzvorrichtung in das Schutzgerät integriert ist, kann sich dieEntscheidungszeit etwas verringern.

Der prinzipielle zeitliche Verlauf der Signalübertragung für dieStromrichtungsumkehr wird dargestellt.



Schutz-

funktion

Schutz-

funktionFernschutz-

vorrichtung

Fernschutz-

vorrichtung

Kommunikations-

system

CS Der

Schutzfunktion,

Auslöse- und

Rückfallzeit

CS-Initialisierung

am

Kommunikations-

system, Auslöse-

und Rückfallzeit

CS-

Propagierung,

Propagierung

Stromrichtungs-

umkehr-Auswahl

und -Entscheidung,

Auslöse- und

Rückfallzeit

Stromrichtungs-

umkehr zur

Schutzfunktion,

Auslöse- und

Rückfallzeit

Zeit

Fehler

tritt auf

Ansprechen

der Schutz-

funktion

CS-

Initialisierung

Stromrichtungs-

umkehr zur

Fernschutz-

vorrichtung

Stromrichtungs-

umkehr zur

Schutzfunktion

Fehlerstrom-

umkehr

Senden der

Schutz-

Rücksetzung

CS zum

Kommu-

nikations-

ende

Empfangsende

Stromrichtungs-

umkehr

Stromrichtungs-

umkehr zum

Schutzfunktions-

ende

Minimaleinstellung für tDelay=IEC05000536=2=de=

Original.vsd

IEC05000536 V2 DE

Abb. 178: Zeitlicher Verlauf der Signalübertragung bei Stromrichtungsumkehr

14.5.3.2 Schwacheinspeisung (Weak-End Infeed)

Die Schwacheinspeisung kann über den Parameter WEI auf Aus, Echo oder Echo &Trip eingestellt werden. Auslösende Summenspannung, wenn der Parameter WEI aufEcho & Trip und 3U0> eingestellt wird.

Die Summenspannung für einen Fehler an der Gegenseite und ein geeigneterFehlerwiderstand werden berechnet.

Um eine unerwünschte Auslösung seitens der Schwacheinspeise-Logik zu vermeiden(wenn Störsignale auftreten sollten), ist der Auslösewert des schadhaftenDeltaspannungs-Detektors (3U0) höher eingestellt werden als die maximalefehlerhafte Summenspannung der Netzfrequenz einzustellen, die während desNormalbetriebs auftreten kann. Die empfohlene Mindesteinstellung ist doppelt sogroß wie die fehlerhafte Summenspannung im Normalbetrieb.



440

Abschnitt 15 Logik

15.1 Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger AusgangSMPPTRC




Auslöselogik, gemeinsamer dreipoligerAusgang

SMPPTRC

I->O

SYMBOL-K V1 DE

94

15.1.2 Anwendung

Alle Auslösesignale der verschiedenen Schutzfunktionen müssen durch dieAuslöselogik geführt werden. Bei der einfachsten Alternative verknüpft die Logiklediglich das Auslösesignal TRIP und stellt sicher, dass es lange genug andauert.

Die Auslöselogik SMPPTRC bietet drei verschiedene Auslösemodi:

• Dreipolige Auslösung bei allen Fehlertypen (dreipoliger Auslösemodus)• Einpolige Auslösung bei einpoligen Fehlern und dreipoligen Auslösung bei

mehrpoligen Fehlern und Folgefehlern (1-poliger/3-poliger Auslösemodus). DieLogik gibt außerdem einen dreipoligen Auslösebefehl aus, wenn dieLeiterauswahl innerhalb der auslösenden Schutzfunktionen nicht möglich istoder wenn äußere Bedingungen eine dreipoligeAuslösung erfordern.

• Zweipolige Auslösung bei zweipoligen Fehlern

Die dreipolige Auslösung bei allen Fehlern bietet eine einfache Lösung und ist beivermaschten und regionalen Übertragungsnetzen häufig ausreichend. Da die meistenFehler, insbesondere bei Hochspannungsnetzen, einpolige Erdfehler sind, kann dieeinpolige Auslösung sehr nützlich sein. Wenn nur der fehlerhafte Leiter ausgelöstwird, kann der Strom während der Pausenzeit vor dem Wiedereinschalten weiter überdie betroffene Leitung übertragen werden. Die einpolige Auslösung bei einpoligenFehlern muss mit einer einpoligen Wiedereinschaltung kombiniert werden.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 15Logik


Um den verschiedenen Doppel-, Anderthalb- und anderenLeistungsschalteranordnungen mit mehreren Leistungsschaltern gerecht zu werden,können im Gerät zwei identische SMPPTRC-Funktionsblöcke bereitgestellt werden.

Pro Leistungsschalter ist ein SMPPTRC-Funktionsblock vorzusehen, sofern dieLeitung über mehr als einen Leistungsschalter mit der Schaltanlage verbunden ist.Angenommen, das Auslösen und Wiedereinschalten der Leitung erfolgt einpolig:Dann sind beide Leistungsschalter normalerweise darauf eingestellt, 1/3-poligauszulösen und 1/3-phasig wieder einzuschalten. Alternativ kann der als Masterausgewählte Leistungsschalter über eine einpolige Auslösung verfügen, während derSlave-Leistungsschalter drei auslöst und wieder einschaltet. Im Falle einerpermanenten Störung braucht nur einer der Leistungsschalter auszulösen, wenn diefehlerhafte Leitung ein zweites Mal unter Spannung gesetzt wird. Im Falle einestransienten Fehlers führt der Slave-Leistungsschalter eine dreipoligeWiedereinschaltung der nicht fehlerhaften Leitung durch.

Die gleiche Philosophie ist auf die zweipolige Auslösung und Wiedereinschaltunganwendbar.

Um das Schließen eines Leistungsschalters nach einer Auslösung zu verhindern, kanndas Schließen blockiert werden.

Die beiden Instanzen der SMPPTRC-Funktion sind mit Ausnahme der Bezeichnungdes Funktionsblocks (SMPPTRC1 und SMPPTRC2) identisch. Die folgendeBeschreibung bezieht sich daher zwar nur auf SMPPTRC1, gilt aber genauso fürSMPPTRC2.

15.1.2.1 Dreipolige Auslösung

Bei einer einfachen Anwendung der dreipoligen Auslösung aus dem Logikblock wirdein Teil des Funktionsblocks genutzt. Verbinden Sie die Eingänge von denSchutzfunktionsblöcken mit dem Eingang TRIN. Sofern erforderlich (istnormalerweise der Fall) verwenden Sie einen logischen ODER (OR)-Glied, um dieverschiedenen Funktionsausgänge mit diesem Eingang zu verbinden. Verbinden Sieden Ausgang TRIP mit den digitalen Ausgängen der IO-Karte.

Dieses Signal kann intern im Gerät auch für andere Zwecke genutzt werden. EinBeispiel wäre das Starten des Leistungsschalterversagerschutzes. Die drei AusgängeTRL1, TRL2, TRL3 werden immer bei jedem Auslösen aktiviert und können beiindividuellen Auslöseausgängen genutzt werden, wenn einpolige Geräte amLeistungsschalter vorhanden sind. Dies gilt auch dann, wenn ein dreipoligesAuslöseschema ausgewählt ist.

Stellen Sie den Funktionsblock auf Program = 3Ph und die erforderliche Länge desAuslöseimpulses z.B. auf tTripMin = 150ms.

Für besondere Anwendungen, wie z.B. eine Sperre, beachten Sie den nachfolgendengetrennten Abschnitt. Eine typische Verbindung ist unten in Abbildung 179dargestellt. Nicht verwendete Signale sind grau dargestellt.

Abschnitt 15 1MRK 511 310-UDE -Logik


BLOCK

BLKLKOUT

TRIN

TRINL1

TRINL2

TRINL3

PSL1

PSL2

PSL3

1PTRZ

1PTREF

P3PTR

SETLKOUT

RSTLKOUT

SMPPTRC

TRIP

TRL1

TRL2

TRL3

TR1P

TR2P

TR3P

CLLKOUT

³1

Impedanzschutzzone 1 TRIP

EF4PTOC TRIP

en05000544.vsd



IEC05000544 V2 DE

Abb. 179: Die Auslöselogik SMPPTRC wird für eine einfache dreipoligeAuslöseanwendung verwendet

15.1.2.2 Ein- und/oder dreipolige Auslösung

Die ein-/dreipolige Auslösung ermöglicht eine einpolige Auslösung für einpoligeFehler und dreipolige Auslösung für Fehler zwischen mehreren Leitern. DerBetriebsmodus wird immer zusammen mit einem einpoligen automatischenWiedereinschaltungsschema verwendet.

Die einpolige Auslösung kann verschiedene Optionen und die Verwendungverschiedener Eingänge im Funktionsblock beinhalten.

Die Eingänge 1PTRZ und 1PTREF werden verwendet für einpolige Auslösung fürDistanzschutz und Erdfehlerrichtungsschutz, je nach Erfordernissen.

Die Eingänge sind kombiniert mit der Leiterauswahllogik und die Startsignale von derLeiterwahl müssen verbunden sein mit den Eingängen PSL1, PSL2 und PSL3, um dieAuslösung der jeweiligen einpoligen Auslöseausgänge TRL1, TRL2 und TRL3 zuerreichen. Der Ausgang TRIP ist eine generelle Auslösung und wird unabhängigdavon aktiviert, welcher Leiter involviert ist. Abhängig davon, welche Leiterinvolviert sind, werden auch die Ausgänge TR1P, TR2P und TR3P aktiviert.

Wenn einpolige Auslösungsschemen verwendet werden, dann folgt ein einpoligerautomatischer Wiedereinschaltungsversuch. In Fällen, in denen die automatischeWiedereinschaltung nicht bereit ist oder aus irgendeinem Grund nicht folgt, muss derEingang zur Vorbereitung einer dreipoligen Auslösung P3PTR aktiviert werden.Dieser ist normalerweise mit dem entsprechenden Ausgang der Synchrocheck-,Einschaltprüfungs- und Synchronisierungsfunktion SESRSYN verbunden. Er kannaber auch mit anderen Signalen verbunden sein, z. B. einem externen Logiksignal.Wenn zwei Leistungsschalter involviert sind, wird eine TR-Blockinstanz und eine



SESRSYN Instanz für jeden Leistungsschalter verwendet. Das stellt eineeinwandfreie Funktion und ein korrektes Verhalten jedes Leistungsschalters sicher.

Der Ausgang Trip 3 Phase TR3P muss mit dem entsprechenden Eingang inSESRSYN zum Schalten von SESRSYN auf dreipolige Wiedereinschaltungverbunden sein. Wenn dieses Signal nicht aktiviert ist, verwendet SESRSYN diePausenzeit der einpoligen Wiedereinschaltung.

Beachten Sie auch, dass, wenn ein zweiter Leitungsschutz dengleichen SESRSYN verwendet, das dreipolige Auslösesignal erzeugtwerden muss, z. B. unter Verwendung des Dreifach-Auslösungsrelais-Kontakts in Reihe und dadurch, dass diese parallelmit dem TR3P-Ausgang aus dem Auslösungsblock verbunden sind.

Die Auslöselogik hat auch die Eingänge TRINL1, TRINL2 und TRINL3, mit denenleiterselektierte Auslösesignale verbunden werden können. Beispiele könneneinzelne Leiter-Zwischenauslösungen von entfernten oder internen/externenleiterselektierten Auslösesignalen sein, die durch das Gerät geleitet werden, um z. B.SESRSYN, Leistungsschalter-Versagen usw. zu erreichen. AndereReservefunktionen werden mit dem Eingang TRIN wie oben beschrieben verbunden.Eine typische Verbindung für ein einpoliges Auslöseschema wird gezeigt inAbbildung 180.

BLOCK

BLKLKOUT

TRIN

TRINL1

TRINL2

TRINL3

PSL1

PSL2

PSL3

1PTRZ

1PTREF

P3PTR

SETLKOUT

RSTLKOUT

SMPPTRC

TRIP

TRL1

TRL2

TRL3

TR1P

TR2P

TR3P

CLLKOUT

TR3P

SMBRRECPREP3P

³1

TR3P

Leiterauswahl

PSL1

PSL2

PSL3

Distanzschutzzone 1 TRIP



Überstromschutz TRIP


IEC05000545 V3 DE

Abb. 180: Die Auslöselogik-Funktion SMPPTRC wird verwendet für einpoligeAuslöseanwendungen.



15.1.2.3 Ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung

Der ein-/zwei-/dreipolige Auslösemodus sorgt für einpolige Auslösung beieinpoligen Fehlern, zweipolige Auslösung bei zweipoligen Fehlern und dreipoligeAuslösung bei Mehrleiterfehlern. Der Betriebsmodus wird immer zusammen miteinem automatischen Wiedereinschaltungsschema mit der Einstellung Program =1/2/3Ph oder Program = 1/3Ph verwendet.

Die Funktionalität ähnelt sehr dem oben beschriebenen einpoligen Schema. Jedochmuss SESRSYN zusätzlich zu den obigen Verbindungen für eine einpoligeAuslösung durch eine Verbindung des Auslöselogikausgangs TR2P mit dementsprechenden Eingang an SESRSYN darüber informiert werden, dass es sich umeine zweipolige Auslösung handelt.

15.1.2.4 Sperrung

Dieser Funktionsblock verfügt über die Option, eine Sperre zu initiieren. Die Sperrekann so eingestellt werden, dass nur der Ausgang zur EinschaltblockierungCLLKOUT aktiviert wird, oder dass der Ausgang zur Einschaltblockierung initiiertwird und zugleich das Auslösesignal aufrecht erhalten wird (verriegelte Auslösung).

Die Sperrung kann dann nach der Überprüfung des primären Fehlers manuell zurückgesetzt werden, indem der Eingangsreset Lock-Out RSTLKOUT aktiviert wird.

Wenn externe Bedingungen erforderlich sind, um die Sperre zu initiieren, aber nichtdie Auslösung, kann dies erreicht werden, indem der Eingang SETLKOUT aktiviertwird. Die Einstellung AutoLock = Aus bedeutet, dass die interne Auslösung dieSperrung nicht aktiviert, sodass nur durch die Initiierung des Eingangs SETLKOUTzu einer Sperre führt. Dies ist normalerweise bei Überlandleitungsschutz der Fall, wodie meisten Fehler transient sind. Eine fehlgeschlagene Wiedereinschaltung und einewiederholte Bereichsauslösung kann in solchen Fällen zur Einleitung der Sperrungdurch die Aktivierung des Eingangs SETLKOUT verbunden werden.

15.1.2.5 Blockieren des Funktionsblocks

Der Funktionsblock kann auf zwei Weisen blockiert werden: Sein Einsatz hängt vonder Anwendung ab. Das Blockieren kann intern mittels Logik oder durch denBediener über einen Kommunikationskanal ausgelöst werden. Die vollständigeBlockierung der Auslösefunktion erfolgt über die Aktivierung des Eingangs BLOCKund kann im Fall interner Fehler zur Blockierung des Ausgangs der Auslöselogikeingesetzt werden. Die Blockierung des Sperr-Ausgangs durch die Aktivierung desEingangs BLKLKOUT wird zur Steuerung der Sperrfunktion durch den Bedienereingesetzt.


Die Einstellwerte für die Auslöselogik SMPPTRC werden über die HMI oder imPCM600 gesetzt.



Die folgenden Auslöseparameter können gesetzt werden, um die Auslösung zuregulieren.

Operation: Bestimmt den Funktionsmodus. Aus schaltet die Auslöse aus. Die normaleAuswahl ist Ein.

Program: Dient der Einstellung des gewünschten Auslöseschemas. Normalerweisewird 3Ph oder 1/2Ph verwendet.

TripLockout: Setzt das Schema für Blockierung. Mit Aus wird nur der Sperrausgangaktiviert. Mit Ein wird der Sperrausgang aktiviert und gehalten. TRIP. Die normaleAuswahl ist Aus.

AutoLock: Setzt das Schema für Blockierung. Mit Aus wird nur die Sperrung durchden Eingang SETLKOUT aktiviert. Mit Ein wird auch die Aktivierung durch dieAuslösefunktion selbst erlaubt. Die normale Auswahl ist Aus.

tTripMin: Setzt die erforderliche Mindestdauer des Auslöseimpulses. Der Einstellungist so zu wählen, dass sichergestellt ist, dass der Leistungsschalter korrekt ausgelöstwird. Die normale Einstellung ist 0,150 s.

tWaitForPHS: Dient der Einstellung einer Zeitspanne, innerhalb der nach derAktivierung eines der Eingänge 1PTRZ oder 1PTREF eine Leiterauswahl erfolgt seinmuss, damit es zu einer einphasigen Auslösung kommt. Wenn innerhalb dieserZeitspanne keine Leiterauswahl getroffen werden kann, erfolgt eine dreipoligeAuslösung.

15.2 Auslösematrixlogik TMAGAPC




Auslösematrixlogik TMAGAPC - -

15.2.2 Anwendung

Die Auslösematrix-Logikfunktion TMAGAPC wird verwendet, um Auslösesignaleund andere logische Ausgangssignale an verschiedene Ausgangskontakte am Gerätweiterzuleiten.

Die Auslösematrix-Logikfunktion besitzt 3 Ausgangssignale und diese Ausgängekönnen entsprechend den spezifischen Anwendungsanforderungen auf Impulsbestimmter Dauer oder auf Dauersignal eingestellt und mit den physischenAuslöseausgängen verbunden werden.




Operation: Operation der Funktion Ein/Aus.

PulseTime: Definiert die Impulszeit wenn im Modus Pulsed. Wird die Impulszeit-Verzögerungfür eine direkte Auslösung des/der Leistungsschalter verwendet, solltesie auf etwa 0,150 Sekunden eingestellt werden, um eine ausreichende Mindestdauerdes Auslöseimpulses an die Leistungsschalter-Auslösespulen zu erhalten.

OnDelay: Verhindert, dass für Störsignale Ausgangssignale gesendet werden. Wirdnormalerweise auf 0 oder niedriger eingestellt.

OffDelay: Definiert eine Verzögerung des Rücksetzens der Ausgänge, nachdem dieAktivierungsbedingungen nicht mehr erfüllt werden. Wird nur im Modus Steadyverwendet. Wird die Rücksetzzeit für eine direkte Auslösung des/derLeistungsschalter verwendet, sollte sie auf mindestens 0,150 Sekunden eingestelltwerden, um eine befriedigende Mindestdauer des Auslöseimpulses an dieLeistungsschalter-Auslösespulen zu erhalten.

ModeOutputx: Definiert, ob das Ausgangssignal OUTPUTx (wobei x=1-3) auf Steadyoder Pulsed gesetzt ist.

15.3 Logik für Gruppenalarm ALMCALH




Logik für Gruppenalarm ALMCALH - -

15.3.2 Anwendung

Die Gruppenalarm-Logikfunktion ALMCALH wird verwendet, um die Alarmsignalean verschiedene LEDs und/oder Ausgangskontakte zu übertragen.

Das Ausgangssignal ALMCALH und die physischen Ausgänge gestatten demBenutzer, die Signale entsprechend den spezifischen Bedürfnissen der Anwendung andie physischen Auslöseausgänge anzupassen.


Operation: Ein oder Aus



15.4 Logik für Gruppenalarm WRNCALH




Logik für Gruppenwarnung WRNCALH - -

15.4.1.1 Anwendung

Die Gruppenwarn-Logikfunktion WRNCALH wird verwendet, um die Warnsignalean verschiedene LEDs und/oder Ausgangskontakte zu übertragen.

Das WRNCALH-Ausgangssignal WARNING und die physischen Ausgängegestatten dem Benutzer, die Warnsignale entsprechend den spezifischenBedürfnissen der Anwendung an die physischen Auslöseausgänge anzupassen.

15.4.1.2 Einstellrichtlinien

FunktionEin oder Aus

15.5 Logik für Gruppenanzeige INDCALH




Logik für Gruppenanzeige INDCALH - -

15.5.1.1 Anwendung

Die Gruppenanzeige-Logikfunktion INDCALH wird verwendet, um dieAnzeigesignale an verschiedene LEDs und/oder Ausgangskontakte zu übertragen.

Das INDCALH-Ausgangssignal IND und die physischen Ausgänge gestatten demBenutzer, die Anzeigesignale entsprechend den spezifischen Bedürfnissen derAnwendung an die physischen Ausgänge anzupassen.


Operation: Ein oder Aus



15.6 Konfigurierbare Logikblöcke

15.6.1 Anwendung

Ein Satz Standard-Logikblöcke, z. B. UND, ODER, etc. und ZEITGEBER stehen zurVerfügung, um die IED-Konfiguration den anwendungseigenen Anforderungenanzupassen. Zusätzliche Logikblöcke sind verfügbar, die abgesehen von dernormalen logischen Funktion die Fähigkeit haben, einen Zeitstempel undQualitätsinformationen weiter zu geben. Diese Blöcke enthalten in ihrer Bezeichnungdie Buchstaben QT, beispielsweise ANDQT, ORQT usw.

Es liegen keine Einstellungen sowohl für UND GATTER, ODER GATTER, NICHToder XOR GATTER als auch für ANDQT GATTER, ORQT GATTER oder XORQTGATTER vor.

Bei normalen Ein-/Aus-Verzögerungen und Impulszeitgebern werden dieVerzögerungen und Impulslängen über die HMI oder das PST Tool eingegeben.

Beide ZEITGEBER im selben Logikblock (der eine mit Verzögerung beimAnsprechen und der andere mit Verzögerung beim Abfall) verfügen über die gleichenEinstellwerte.

Die Einstellparameter können für steuerbare GATTER, einstellbare ZEITGEBERund SETZ-RÜCKSETZ-Flipflops mit Speicher über die HMI oder das PST Toolgesetzt werden.


Die Logik wird mit dem ACT-Konfigurationstool in PCM600 konfiguriert.

Der Ablauf der Funktionen, wie im konfigurierbaren Logikblock definiert, erfolgtentsprechend einer festen Sequenz mit verschiedenen Zykluszeiten.

Für jede Zykluszeit ist im Funktionsblock eine Ausführungsnummer festgelegt. Diesewird beim Einsatz des ACT Konfigurationstools unter der Bezeichnung desFunktionsblocks und der Zykluszeit angezeigt, siehe Beispiel unten.




IEC09000695 V2 DE

Abb. 181: Beispielbezeichnung, Ausführungsnummer und Zykluszeit derLogikfunktion


IEC09000310 V1 DE

Abb. 182: Beispielbezeichnung, Ausführungsnummer und Zykluszeit derLogikfunktion, die auch einen Zeitstempel undQualitätsinformationen der Eingangssignale weiter gibt.

Die Ausführung verschiedener Funktionsblöcke im gleichen Zyklus wird durch dieOrdnung der Ausführungsnummern festgelegt. Bei der Verknüpfung zweier odermehrerer logischer Funktionen zu Serien ist dies immer zu beachten.

Bei der Verknüpfung von Funktionsblöcken mit einer schnellenZykluszeit und Funktionsblöcken mit einer langsamen Zykluszeitimmer Vorsicht walten lassen.Die logischen Kreise immer sorgfältig aufbauen und immer dieAusführungssequenzen der verschiedenen Funktionen überprüfen. Inanderen Fällen muss eine zusätzliche Zeitverzögerung in dielogischen Schemata integriert werden, um Fehler zu vermeiden, z. B.konkurrierende Funktionen.



15.7 Funktionsblock für konstante Signale FXDSIGN




Feste Signale FXDSIGN - -

15.7.2 Anwendung

Die Festsignalfunktion FXDSIGN erzeugt verschiedene vordefinierte (feste) Signale,die zur Geräte-Konfiguration genutzt werden können, um an ungenutzten Eingängenanderer Funktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zu erzwingen oder um einebestimmte Logik zu erzeugen. Boolesch, Ganzzahl, Gleitkomma,Zeichenfolgentypen von Signalen sind verfügbar.

Zum Beispiel für die Verwendung des GRP_OFF Signals in FXDSIGNDie Funktion Erdfehler-Differentialschutz REFPDIF kann für Spartransformatorenund Standardtransformatoren verwendet werden.

Bei der Verwendung für Spartransformatoren müssen der Funktion Informationenvon beiden Wicklungsteilen und der Sternpunktstrom zur Verfügung stehen. Dasheißt, dass drei Eingänge benötigt werden.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF


IEC09000619 V3 DE

Abb. 183: Eingänge der Funktion REFPDIF für den Einsatz beiSpartransformatoren

Für Standardtransformatoren stehen nur eine Wicklung und der Sternpunkt zurVerfügung. Das heißt, dass nur zwei Eingänge verwendet werden. Da alleGruppenverbindungen zwingend verbunden werden müssen, muss der dritte Eingangmit dem GRP_OFF Signal im FXDSIGN Funktionsblock verbunden werden.



I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF

GRP_OFFFXDSIGN


IEC09000620 V3 DE

Abb. 184: Eingänge der Funktion REFPDIF für den Einsatz beiStandardtransformatoren

15.8 Umwandlung von Boolescher 16 zu Ganzzahl B16I




Umwandlung von Boolesche 16 zu Inte‐ger

B16I - -

15.8.2 Anwendung

Der Funktionsblock B16I wird benutzt, um eine Reihe von 16 binären (logischen)Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln. Er kann z. B. dazu verwendet werden,logische Ausgangssignale einer Funktion (wie etwa des Distanzschutzes) mitGanzzahl-Eingängen einer anderen Funktion (wie etwa desLeitungsdifferentialschutzes) zu verknüpfen. Der Funktionsblock B16I umfasst keineAbbildung der logischen Knoten.

Der Umwandlungsblock von Boolesche 16 zu Ganzzahl (B1l) wandelt eineKombination von bis zu 16 binären Eingängen INx, wobei 1≤x≤16, in eine Ganzzahlum. Jedes INx repräsentiert einen Wert nach der nachfolgenden Tabelle von 0 bis32768. Dies folgt der allgemeinen Formel: INx = 2x-1 wobei 1≤x≤16. Die Summe alldieser Werte des aktivierten INx ist am Ausgang OUT verfügbar, als Summe derWerte aller Eingänge INx, die aktiviert sind. OUT ist eine Ganzzahl. Wenn alle INx,wobei 1≤x≤16, aktiviert sind, d.h. Boolesch 1, entspricht es dem ganzzahligen Wert65535, der am Ausgang OUT verfügbar ist. Die Funktion B16I ist dafür angelegt,lokal bis zu 16 Boolesche Eingaben zu empfangen. Wenn der BLOCK-Eingangaktiviert ist, friert er den Ausgang bei dem letzten Wert ein.

Werte von jedem der verschiedenen OUTx aus dem Funktionsblock B16l für B16I



Die Summe des Wertes an jedem INx entspricht der Ganzzahl, die am Ausgang OUTam Funktionsblock B16l gültig ist.

Name des Ein‐gangs

Typ Standardwert Beschreibung Wert wenn akti‐viert

Wert wenndeaktiviert

IN1 BOOLEAN 0 Eingang 1 1 0
















Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle INx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, d.h. =1, ist 65535. 65535 ist der höchste Boolesche Wert, dervom Funktionsblock B16I in eine Ganzzahl umgewandelt werden kann.

15.9 BTIGAPC - Umwandlung von Boolesche 16 zuGanzzahl mit Darstellung logischer Knoten




Umwandlung von Boolesch 16 in Ganz‐zahl mit Darstellung logischer Knoten

BTIGAPC - -

15.9.2 Anwendung

Die Funktion zur Umwandlung der Booleschen 16 in eine Ganzzahl mit Darstellungeines logischen Knotens BTIGAPC wird benutzt, um eine Reihe von16 binären



(logischen) Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln. BTIGAPC kann eine Ganzzahlvon einem Stationscomputer empfangen – zum Beispiel über IEC 61850. DieseFunktionen sind sehr hilfreich, wenn Sie logische Befehle (für Wahlschalter oderSpannungsregelungen) durch Eingabe einer Ganzzahl erzeugen möchte. BTIGAPCumfasst eine Darstellung der logischen Knoten gemäß IEC 61850.

Der Umwandlungsblock von Boolesche 16 zu Ganzzahl (BTIGAPC) wandelt eineKombination von bis zu 16 binären Eingängen INx, wobei 1≤x≤16, in eine Ganzzahlum. Jedes INx repräsentiert einen Wert nach der nachfolgenden Tabelle von 0 bis32768. Dies folgt der generellen Formel: INx = 2x-1 wobei 1≤x≤16. Die Summe alldieser Werte des aktivierten INx ist am Ausgang OUT verfügbar, als Summe derWerte aller Eingänge INx, die aktiviert sind. OUT ist eine Ganzzahl. Wenn alle INx,wobei 1≤x≤16, aktiviert sind, d.h. Boolesch 1, entspricht es der Ganzzahl 65535, dieam Ausgang OUT verfügbar ist. Die Funktion BTIGAPC ist dafür angelegt, lokal biszu 16 Boolesche Eingaben zu empfangen. Wenn der BLOCK-Eingang aktiviert ist,friert er den Ausgang beim letzten Wert ein.

Werte von jedem der verschiedenen OUTx aus dem Funktionsblock BTIGAPC für1≤x≤16.

Die Summe des Wertes an jedem INx entspricht der Ganzzahl, der am Ausgang OUTam Funktionsblock BTIGAPC gültig ist.




















Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle INx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, d.h. =1, ist 65535. 65535 ist der höchste Boolesche Wert, dervom Funktionsblock BTIGAPC in eine Ganzzahl umgewandelt werden kann.



15.10 Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 (IB16)




Umwandlung von Integer zu Boolescher16

IB16 - -

15.10.2 Anwendung

Der Funktionsblock zur Umwandlung eine Ganzzahl in Boolesche IB16 wird benutzt,um eine Ganzzahl in eine Reihe von 16 binären (logischen) Signalen umzuwandeln.Mit ihm können z. B. Ganzzahl-Ausgangssignale von einer Funktion mit den binären(logischen) Eingängen einer anderen Funktion verbunden werden. Die Funktion IB16umfasst keine Darstellung der logischen Knoten.

Der Umwandlungsblock von Boolesche 16 zu Ganzzahl (IB16) wandelt eineKombination von bis zu 16 binären Eingängen INx, wobei 1≤x≤16, in eine Ganzzahlum. Jedes INx repräsentiert einen Wert nach der nachfolgenden Tabelle von 0 bis32768. Dies folgt der generellen Formel: INx = 2x-1 wobei 1≤x≤16. Die Summe alldieser Werte des aktivierten INx ist am Ausgang OUT verfügbar, als Summe derWerte aller Eingänge INx, die aktiviert sind. OUT ist eine Ganzzahl. Wenn alle INx,wobei 1≤x≤16, aktiviert sind, d.h. Boolesch 1, entspricht es der Ganzzahl 65535, dieam Ausgang OUT verfügbar ist. Die Funktion IB16 ist dafür angelegt, lokal bis zu 16Boolesche Eingaben zu empfangen. Wenn der BLOCK-Eingang aktiviert ist, friert erden Ausgang beim letzten Wert ein.

Werte von jedem der verschiedenen OUTx aus dem Funktionsblock IB16 für 1≤x≤16.

Die Summe des Wertes an jedem INx entspricht der Ganzzahl, die am Ausgang OUTam Funktionsblock IB16 gültig ist.


























Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle INx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, d.h. =1, ist 65535. 65535 ist der höchste Boolesche Wert, dervom Funktionsblock IB16 in eine Ganzzahl umgewandelt werden kann.

15.11 Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 mitDarstellung logischer Knoten ITBGAPC




Umwandlung von Integer zu Boolesch16 mit Darstellung logischer Knoten

ITBGAPC - -

15.11.2 Anwendung

Die Funktion zur Umwandlung einer Ganzzahl in Boolesche 16 mit Darstellunglogischer Knoten (ITBGAPC) wird benutzt, um eine Ganzzahl in eine Reihe von 16Booleschen (logischen) Signalen umzuwandeln. Die Funktion ITBGAPC kann eineGanzzahl von einem Stationscomputer empfangen – zum Beispiel über IEC 61850–8–1. Diese Funktion ist sehr hilfreich, wenn der Benutzer logische Befehle (fürWahlschalter oder Spannungsregelungen) durch Eingabe einer Ganzzahl erzeugenmöchte. ITBGAPC umfasst eine Darstellung der logischen Knoten gemäß IEC 61850.

Die Funktion zur Umwandlung einer Ganzzahl in Boolesche 16 (ITBGAPC) wandelteine Ganzzahl zwischen 0 und 65535, weitergegeben über IEC 61850 und verbundenmit dem Funktionsblock ITBGAPC, in eine Kombination der aktivierten AusgängeOUTx um, wobei 1≤x≤16.

Die Werte der verschiedenen OUTx entsprechen der Tabelle 32.

Wenn der BLOCK-Eingang aktiviert ist, friert er die logischen Ausgänge beim letztenWert ein.



Tabelle 32: Ausgangssignale

Name von OUTx Typ Beschreibung Wert wenn aktiviert Wert wenn deakti‐viert

OUT1 BOOLEAN Ausgang 1 1 0
















Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle OUTx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, ist 65535. Dies ist die höchste Ganzzahl, die vomFunktionsblock ITBGAPC umgewandelt werden kann.

15.12 Ablaufzeitintegrator mit Grenzwertüberschreitungund Überlaufüberwachung TEIGAPC



ANSI/IEEE C37.2 Gerätenum‐mer

Ablaufzeitintegrator TEIGAPC - -

15.12.2 Anwendung

Die Funktion TEIGAPC wird für benutzerdefinierte Logik verwendet und kann auchfür verschiedene interne Zwecke im Gerät eingesetzt werden. EinAnwendungsbeispiel ist die Integration abgelaufener Zeit während der Messung derSternpunktspannung oder des Summenstroms bei Erdfehlern.



Zeitgrenzwerte für Warnungen und Alarme werden bereitgestellt. Die Zeitgrenze fürdie Überlaufanzeige ist auf 999999,9 Sekunden festgelegt.


Die Einstellungen tAlarm und tWarning sind vom Benutzer einzustellendeGrenzwerte, festgelegt in Sekunden. Die erreichbare Auflösung der Einstellungensind abhängig von den Einstellungen der definierten Werte.

Eine Auflösung von 10 ms kann erreicht werden, wenn die Einstellungen im Bereich

1,00 Sekunde ≤ tAlarm ≤ 99 999,99 Sekunden festgelegt sind.

1,00 Sekunde ≤ tWarning ≤ 99 999,99 Sekunden festgelegt sind.

Wenn die Werte über diesem Bereich liegen, ist die Auslösung geringer.

99 999,99 Sekunden ≤ tAlarm ≤ 999 999,9 Sekunden

99 999,99 Sekunden ≤ tWarning ≤ 999 999,9 Sekunden

Beachten Sie, dass tAlarm und tWarning unabhängige Einstellungensind, das heißt, es wird nicht überprüft, ob tAlarm > tWarning.

Der Grenzwert für die Überlaufüberwachung ist auf 999999,9 Sekunden festgelegt.



Abschnitt 16 Überwachung

16.1 Messung




Messungen CVMMXN

P, Q, S, I, U, f

SYMBOL-RR V1 DE

-

Messung Leiterströme CMMXU

I

SYMBOL-SS V1 DE

-

Messung Leiter-Leiter-Spannungen VMMXU

U

SYMBOL-UU V1 DE

-

Messung symmetrische Komponenten‐ströme

CMSQI

I1, I2, I0

SYMBOL-VV V1 DE

-

Messung symmetrische Komponenten‐spannungen

VMSQI

U1, U2, U0

SYMBOL-TT V1 DE

-

Messung Leiter-Erde-Spannungen VNMMXU

U

SYMBOL-UU V1 DE

-

16.1.2 Anwendung

Die Messfunktionen werden für Messungen der Netzgrößen, Überwachungsaufgabenund Meldungen an das HMI (ein Überwachungstool im PCM600) oder auf dieStationsebene, z.B. via IEC 61850, verwendet. Die Möglichkeit der kontinuierlichenÜberwachung der Messwerte für Wirkleistung, Blindleistung, Ströme, Spannungen,

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 16Überwachung


Frequenz, Leistungsfaktoren usw. ist für die effiziente Erzeugung, Übertragung undVerteilung elektrischer Energie von größter Bedeutung. Sie bietet dem Netzbetreibereinen schnellen und einfachen Überblick über den augenblicklichen Status desNetzbetriebs. Außerdem kann mit ihr während der Tests und der Inbetriebnahme derSchutz- und Steuerungs-IEDs die korrekte Funktion und Verbindung derMesswandler (Stromwandler und Spannungswandler) überprüft werden. Imnormalen Betrieb kann durch regelmäßigen Vergleich der Messwerte im IED mitanderen unabhängigen Messeinrichtungen der korrekte Betrieb der analogenMesskette verifiziert werden. Schließlich kann sie zur Verifikation der korrektenAusrichtung bei richtungsabhängigen oder ferngesteuerten Überstrom-Schutzfunktionen eingesetzt werden.

Die verfügbaren Messwerte eines IED hängen von der tatsächlichenHardware (TRM) und der logischen Konfiguration in PCM600 ab.

Alle Messwerte können mit vier einstellbaren Schwellenwerten überwacht werden:untere Untergrenze, Untergrenze, Obergrenze und obere Obergrenze. EineNullpunktunterdrückung wird ebenfalls unterstützt, d. h. dass ein unterhalb eineseinstellbaren Schwellenwerts liegender Messwert zwangsweise auf null gesetzt wird,wodurch die Rauschauswirkungen in den Eingängen verringert werden.

Die Überwachung von Totzonen kann dazu verwendet werden, die Messwerte an dieStationsebene zu melden, wenn Änderungen eines Messwertes einen eingestelltenSchwellenwert überschreiten oder ein Zeitintegral aller Änderungen des Messwertesseit der letzten Aktualisierung den Schwellenwert überschreitet. Messwerte könnenauch in regelmäßigen Zeitabständen gemeldet werden.

Hauptmenü/Messungen/Überwachung/Messwerte/CVMMXN

Mit der Messfunktion CVMMXN stehen die folgenden Netzgrößen zur Verfügung:

• P, Q und S: dreiphasige Wirk-, Blind- und Scheinleistung• PF: Leistungsfaktor• U: Leiter-Leiter-Spannung • I: Leiterstrom • F: Frequenz

,Mit den Messfunktionen CMMXU, VMMXU und VNMMXU stehen die folgendenphysikalischen Messgrößen zur Verfügung:

• I: Leiterströme (Amplitude und Winkel) (CMMXU)• U: Spannungen (Leiter-Erde- und Leiter-Leiter, Amplitude und Winkel)

(VMMXU, VNMMXU)

Die Funktion CVMMXN berechnet die Drehstromsystemwerte, indemGrundfrequenzzeiger (DFT-Werte) des gemessenen Stroms bzw. derSpannungssignale verwendet werden. Die Leistungsgrößen sind je nach Einstellung

Abschnitt 16 1MRK 511 310-UDE -Überwachung


entweder als sofort berechnete Größen oder die Durchschnittswerte über eineZeitspanne hinweg verfügbar.

Es ist möglich, die genannten Messfunktionen zu kalibrieren, um die Darstellung zuverfeinern. Dies wird durch die Kompensation von Winkel und Amplitude bei 5, 30und 100 % des Bemessungsstroms und bei 100 % der Bemessungsspannung erreicht.

Die Verfügbarkeit der Netzgrößen hängt von der tatsächlichenHardware (TRM) und der logischen Konfiguration in PCM 600 ab.

Über die Messfunktionen CMSQI und VMSQI stehen die symmetrischenKomponenten zur Verfügung:

• I: Komponentenströme (Mit-, Null-, Gegensystem, Amplitude und Winkel)• U: Komponentenspannungen (Mit-, Null-, Gegensystem, Amplitude und

Winkel).

16.1.3 Nullpunktunterdrückung

Die Messfunktionen, CVMMXN, CMMXU, VMMXU und VNMMXU habenbezüglich der Einstellungen und Parameter keinerlei Beziehung.

Nullpunktunterdrückungen werden für jedes Signal vollständig getrennt und für jedeFunktion von ZeroDb gehandhabt. Beispielsweise wird die Nullpunktunterdrückungvon U12 durch UL12ZeroDb in VMMXU, und die Nullpunktunterdrückung von I1durch IL1ZeroDb in CMMXU usw. gehandhabt.

Funktionsbeispiel von CVMMXN:

Die folgenden Ausgänge können in der lokalen HMI unter Überwachung/Servicewerte/SRV1 beobachtet werden

S Dreiphasen-Scheinleistung

p Dreiphasen-Wirkleistung

Q Dreiphasen-Blindleistung

PF Leistungsfaktor

ILAG I eilt U nach

ILEAD I eilt U vor

U Durchschnittliche Systemspannung, gemäß ausgewähltem Modus berechnet

I Durchschnittlicher Systemstrom, gemäß ausgewähltem Modus berechnet

F Frequenz

Die Einstellungen dieser Funktion befinden sich unter Einstellungen/AllgemeineEinstellung/Überwachung/Servicewerte/SRV1

Es ist sichtbar:



• wenn die Netzspannung unter UGenZeroDB sinkt, der Anzeigewert für S, P, Q,PF, ILAG, ILEAD, U und F an der lokalen HMI zwangsweise Null wird

• wenn der Strom im Netz unter IGenZeroDB sinkt, der Anzeigewert für S, P, Q,PF, ILAG, ILEAD, U und F an der lokalen HMI zwangsweise Null wird

• wenn der Wert eines einzigen Signals unter die eingestellte Totzone diesesspeziellen Signals fällt, der an der lokalen HMI angezeigte Wert zwangsweiseNull wird. Wenn beispielsweise der scheinbare Dreileiterstrom unter SZeroDbfällt, wird der Wert für S auf der lokalen HMI zwangsweise Null.


Die verfügbaren Einstellparameter der Messfunktion CVMMXN, CMMXU,VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU hängen von der tatsächlichen Hardware(TRM) und der Logik-Konfiguration in PCM600 ab.

Die Parameter der Messfunktionen CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU werden über die HMI oder PCM600 eingestellt.


Operation: Aus/Ein Jede Funktionsinstanz (CVMMXN, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU) kann in Betrieb (Ein) oder außer Betrieb (Aus)genommen werden.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für die Messfunktion (CVMMXN)vorgenommen werden.

PowAmpFact: Amplitudenfaktor zur Skalierung der Leistungsberechnungen.

PowAngComp: Winkelkompensation für Phasenverschiebung zwischengemessenem I & U.

Mode: Wahl der Messgrößen für Strom und Spannung. Die überwachten dreiphasigenWerte können in Abhängigkeit der verfügbaren am IED angeschlossenen VT-Eingänge auf neun unterschiedliche Weisen berechnet werden. SieheEinstellungstabelle der Gruppenparameter.

k: Koeffizient des Tiefpassfilters für Leistungsmessung, U und I.

UGenZeroDb: Mindestniveau der Spannung in % von UBase, die als Angabe derNullspannung verwendet werden (Nullunterdrückung). Liegt der Messwert unterUGenZeroDb, dann wird das berechnete S, P, Q und PF Null.

IGenZeroDb: Mindestniveau des Stroms in % von IBase, die als Angabe derNullstrom verwendet werden (Nullunterdrückung). Liegt der Messwert unterIGenZeroDb, dann wird das berechnete S, P, Q und PF Null.

UAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Spannungsmessungenbei Y% von Ur, mit Y gleich 5, 30 oder 100.



IAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Strommessungen bei Y% von Ir, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

IAngCompY: Winkelkompensation zur Kalibrierung der Winkelmessung bei Y % vonIr, wobei Y gleich 5, 30 oder 100 ist.

Die Parameter IBase, Ubase und SBase wurden statt als Parameter alsEinstellungen eingeführt. Das bedeutet, wenn einer derParameterwerte geändert wird, startet die Anwendung nicht neu. Dazur Aktivierung neuer Parameterwerte ein Neustart erforderlich ist,muss das Gerät in irgendeiner Weise neu gestartet werden. Dies kannentweder manuell erfolgen oder durch die gleichzeitige Änderunganderer Parameter.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für die Leiter-Leiter-Strommessung (CMMXU) vorgenommen werden.

IAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Strommessungen bei Y% von Ir, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

IAngCompY: Winkelkompensation zur Kalibrierung der Winkelmessung bei Y % vonIr, wobei Y gleich 5, 30 oder 100 ist.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für die Leiter-Leiter-Spannungsmessung (VMMXU) vorgenommen werden.

UAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Spannungsmessungenbei Y% von Ur, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

UAngCompY: Winkelkompensation zur Kalibrierung der Winkelmessungen bei Y%von Ur, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für alle überwachten Größeneinschließlich der Funktionen (CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI,VNMMXU) vorgenommen werden. X in den unten aufgeführtenEinstellungsbezeichnungen gleicht S, P, Q, PF, U, I, F, IL1-3, UL1-3UL12-31, I1, I2,3I0, U1, U2 oder 3U0.

Xmin: Mindestwert für Analogsignal X direkt in anwendbarer Messeinheiteinzustellen.

Xmax: Maximalwert für Analogsignal X.

XZeroDb: Nullpunktunterdrückung. Für einen Signalwert unter XZeroDb wird Nullerzwungen.

Die dazugehörigen Einstellungen der Nullpunktunterdrückung in Parametersatz N fürCVMMXN (UGenZeroDb und IGenZeroDb) beobachten. Liegt der Messwert unterUGenZeroDb und/oder IGenZeroDb, dann wird das berechnete S, P, Q und PF Nullund diese Einstellungen überbrücken XZeroDb.



XRepTyp: Meldeverfahren. Zyklisch (Cyclic), Amplitudentotzone (Totzone) oderIntegral-Totzone (Int. Totzone). Das Übertragungsintervall wird über den ParameterXDbRepInt geregelt.

XDbRepInt: Totzone Meldeeinstellung. Zyklische Meldung ist der Einstellwert unddas Übertragungsintervall erfolgt in Sekunden. Amplitudentotzone ist derEinstellwert in % des Messbereichs. Die Einstellung Integral-Totzone beschreibt denintegralen Bereich, d. h. der Messwert in % des Messbereichs, multipliziert mit derDauer zwischen zwei Messwerten.

XHiHiLim: Obere Obergrenze. In der anwendbaren Messeinheit eingestellt.

XHiLim: Obergrenze.

XLowLim: Untergrenze.

XLowLowLim: Untere Untergrenze.

XLimHyst: Hysteresewert in % des Messbereiches, gültig für alle Grenzwerte.

Alle Phasenwinkel werden bezogen auf einen definierten Referenzkanal dargestellt.Der Parameter PhaseAngleRef definiert die Referenz, siehe Abschnitt "".

KalibrierkurvenEs ist möglich, die Funktionen (CVMMXN, CMMXU, VMMXU und VNMMXU) zukalibrieren, um verfeinerte Darstellungen der Ströme, Spannungen und Leistungen zuerhalten. Dies wird durch die Kompensation von Amplituden und Winkel bei 5, 30und 100 % von Bemessungsstrom und -spannung erreicht. Die Kompensationskurvehat die Charakteristik für Amplituden- und Winkelkompensation der Ströme, wie inAbbildung 185 (Beispiel) dargestellt. Der erste Leiter wird als Referenzkanalverwendet und mit der Kurve zur Berechnung der Faktoren verwendet. Die Faktorenwerden dann für alle verbundenen Kanäle eingesetzt.



100305

IAmpComp5

IAmpComp30

IAmpComp100

-10

-10

Amplituden-Kompensierung% von Ir

Gemessener Strom

% von Ir0-5%: Konstant5-30-100%: Linear>100%: Konstant

100305

IAngComp5IAngComp30

IAngComp100

-10

-10

Amplituden-Kompensierung

Grad

Gemessener Strom

% von Ir

0081_=IEC05000652=2=de=Original.vsd

IEC05000652 V2 DE

Abb. 185: Kalibrierkurven

16.1.4.1 Einstellungsbeispiele

Es stehen drei Einstellungsbeispiele in Verbindung mit der Messfunktion(CVMMXN) zur Verfügung:

• Messfunktion (CVMMXN), Anwendung für eine -Überlandleitung• Messfunktion (CVMMXN), Anwendung an der Sekundärseite eines

Transformators• Messfunktion (CVMMXN), Anwendung für einen Generator

Für jedes Beispiel stehen detaillierte Erläuterungen und endgültige Listen mit denausgewählten Einstellparametern zur Verfügung.

Die verfügbaren Messwerte eines IED hängen von der tatsächlichenHardware (TRM) und der logischen Konfiguration in PCM600 ab.

Messfunktionsanwendung für eine 110-kV-ÜberlandleitungDas Blindschaltbild zu dieser Anwendung finden Sie in Abbildung 186:



110kV-Sammelschiene

110kV OHL

P Q

600/1 A110 0,1/

3 3kV

=IEC09000039-1-EN=2=de=Original.vsd

IED

IEC09000039-1-EN V2 DE

Abb. 186: Blindschaltbild für Anwendung mit einer 110-kV-Überlandleitung

Für die Überwachung, Kontrolle und Kalibrierung der Wirk- und Blindleistung, wiein Abbildung 186 angegeben, ist Folgendes durchzuführen:

1. Stellen Sie Strom- und Spannungswandlerdaten und Referenzkanäle derPhasenwinkel korrekt ein PhaseAngleRef(siehe Abschnitt ""). Verwenden Siedabei PCM600 für analoge Eingangskanäle

2. Verbinden Sie im PCM600 die Messfunktion mit den dreiphasigen Eingängender Strom- und Spannungstransformatoren.

3. Stellen Sie unter "Allgemeine Einstellungen" die Parameter für die Messfunktionein:• Allgemeine Einstellungen gemäß Tabelle 33.• Pegelüberwachung für Wirkleistung gemäß Tabelle 34.• Kalibrierungsparameter gemäß Tabelle 35.

Tabelle 33: Allgemeine Einstellparameter für die Messfunktion

Einstellung Kurzbeschreibung GewählterWert

Anmerkungen

Bedienung Bedienung Aus/Ein Ein Die Funktion muss auf Ein gesetztsein

PowAmpFact Amplitudenfaktor zur Skalierungder Leistungsmessung

1,000 Er kann während der Inbetrieb‐nahme dazu verwendet werden,eine höhere Messgenauigkeit zuerzielen. Für gewöhnlich ist keineSkalierung erforderlich.

PowAngComp Winkelkompensation für Phasen‐winkel zwischen I & U

0,0 Er kann während der Inbetrieb‐nahme dazu verwendet werden,eine höhere Messgenauigkeit zuerzielen. Für gewöhnlich ist keineWinkelkompensation erforderlich.Ebenso weist die hier erforderli‐che Richtung der Messung von Pund Q auf das geschützte Objekt(gemäß geräteinterner Fehler‐richtung).





Anmerkungen

Modus Wahl der Messgrößen für Stromund Spannung

L1, L2, L3 Es sind alle drei Leiter-Erde-Ein‐gänge der Spannungstransforma‐toren verfügbar

k Koeffizient des Tiefpassfilters fürLeistungsmessung, Spannungund Strom

0,00 Für gewöhnlich ist keine zusätzli‐che Filterung erforderlich.

UGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonUBase

25 Den minimalen Spannungspegelauf 25% einstellen. Wenn dieSpannung unter 25% liegt, wer‐den S, P und Q auf Null gesetzt.

IGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonIBase

3 Den minimalen Strompegel auf3 % einstellen. Wenn der Stromunter 3 % liegt, werden S, P und Qauf Null gesetzt.

UBase (in denBezugswerteneinstellen)

Bezugseinstellwert, Spannungs‐ebene in kV

400,00 Leiter-Leiter-Spannung der Über‐landleitung einstellen

IBase (in denBezugswerteneinstellen)

Bezugseinstellwert für Stromwer‐te in A

800 Den für die Überlandleitung ver‐wendeten Primärbemessungs‐strom des Stromwandlers einstel‐len

Tabelle 34: Einstellparameter für Pegelüberwachung


Anmerkungen

PMin Minimalwert -100 Minimal erwartete Last

PMax Minimalwert 100 Maximal erwartete Last

PZeroDb Nullpunktunterdrückung in0,001 % des Messbereichs

3000 Nullpunktunterdrückung auf 45MW einstellen, d. h., 3% von 200MW

PRepTyp Meldeverfahren db Bei der Überwachung der Ampli‐tude der Totzone auswählen

PDbRepInt Cycl: Intervall (s), Tb: In % desMessbereichs, Tb-Int: In %s

2 ±Δdb=30 MW einstellen, d. h.,2 % (größere Veränderungen als30 MW werden gemeldet)

PHiHiLim Obere Obergrenze (physikali‐scher Wert)

60 Oberer Alarmgrenzwert, d. h.Alarm für extreme Überlastung

PHiLim Obergrenze (physikalischer Wert) 50 Oberer Warngrenzwert, d. h. War‐nung für Überlastung

PLowLim Erster Unterer Grenzwert (physi‐kalischer Wert)

-50 Unterer Warngrenzwert Nicht ak‐tiv.

PLowLowlLim Zweiter unterer Grenzwert (physi‐kalischer Wert)

-60 Unterer Alarmgrenzwert Nicht ak‐tiv.

PLimHyst Hysterese in % des Messbereichs(gültig für alle Grenzwerte)

2 ±Δ Hysteresis MW einstellen,d. h. 2 %



Tabelle 35: Einstellungen für Kalibrierungsparameter


Anmerkungen

IAmpComp5 Amplitude Faktor, um Strom auf5 % von Ir zu kalibrieren

0,00

IAmpComp30 Amplitude Faktor, um Strom auf30 % von Ir zu kalibrieren

0,00

IAmpComp100 Amplitude Faktor, um Strom auf100% von Ir zu kalibrieren

0,00

UAmpComp5 Amplitude Faktor, um Spannungauf 5 % von Ur zu kalibrieren

0,00


0,00


0,00

IAngComp5 Winkelkalibrierung für Strom auf5 % von Ir

0,00

IAngComp30 Winkelvorkalibrierung für Stromauf 30 % von Ir

0,00

IAngComp100 Winkelvorkalibrierung für Stromauf 100 % von Ir

0,00

Anwendung der Messfunktion bei einem LeistungstransformatorÜbersichtsschaltbild für diese Anwendung in Abbildung 187.



110-kV-Sammelschiene

200/1

35 / 0,1kV

35-kV-Sammelschiene

500/5

P Q

31,5 MVA110/36,75/(10,5) kV

Yy0(d5)

UL1L2


Gerät

IEC09000040-1-EN V1 DE

Abb. 187: Übersichtsschaltbild für Transformatoranwendung

Um die Wirk- und die Blindleistung wie in Abbildung 187 dargestellt zu messen,muss Folgendes durchgeführt werden:

1. Stellen Sie alle Daten der Strom- und Spannungswandler sowie derReferenzkanäle der Phasenwinkel korrekt ein PhaseAngleRef(siehe Abschnitt""). Verwenden Sie dabei PCM600 für analoge Eingangskanäle

2. Verbinden Sie im PCM600 die Messfunktion mit den Eingängen der Strom- undSpannungstransformatoren auf der Niederspannungsseite.

3. Legen Sie die Einstellparameter für die relevante Messfunktion gemäß derfolgenden Tabelle fest 36:





Kommentar

Bedienung Betrieb Aus/Ein Ein Die Funktion muss auf Ein gesetztsein

PowAmpFact Amplitude Faktor für die Skalie‐rung von Leistungsberechnun‐gen

1,000 Für gewöhnlich ist keine Skalie‐rung erforderlich.

PowAngComp Winkelkompensation für Phasen‐verschiebung zwischen gemes‐senem I & U.

180,0 Für gewöhnlich ist keine Winkel‐kompensation erforderlich. Hierweist die erforderliche Richtungder Messung von P und Q jedochauf die Sammelschiene (nicht ge‐mäß geräteinterner Fehlerrich‐tung). Daher muss die Winkel‐kompensation verwendet werden,um Messungen entlang der erfor‐derlichen Richtung zu erhalten.


L1L2 Nur UL1L2 Leiter-Leiter-Span‐nung verfügbar



UGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonUbase

25 Setzen Sie die minimale Span‐nung auf 25 %


3 Setzen Sie den minimalen Strom‐wert auf 3 %



35,00 Die Leiter-Leiter-Bemessungs‐spannung auf der Niederspan‐nungsseite einstellen.



495 Den Wicklungsvemessungsstromdes Transformators auf der Nie‐derspannungsseite einstellen.

Anwendung der Messfunktion für einen GeneratorÜbersichtsschaltbild für diese Anwendung in Abbildung 188.



220-kV-Sammelschiene

300/1

15 / 0,1kV

4000/5

100 MVA242/15,65 kV

Yd5

UL1L2 , UL2L3

G

P Q

100MVA15,65kV


Gerät

IEC09000041-1-EN V1 DE

Abb. 188: Übersichtsschaltbild für Generatoranwendung

Um die Wirk- und die Blindleistung wie in Abbildung 188 dargestellt zu messen,muss Folgendes durchgeführt werden:

1. Stellen Sie alle Strom- und Spannungswandlerdaten und Referenzkanäle derPhasenwinkel korrekt ein PhaseAngleRef(siehe Abschnitt ""). Verwenden Siedabei PCM600 für analoge Eingangskanäle

2. In PCM600 die Messfunktion an den Strom- und Spannungswandler-Eingängendes Generators anschließen

3. Die Einstellparameter der relevanten Messfunktion, wie in der folgenden Tabelledargestellt, einstellen:





Kommentar

Bedienung Bedienung Aus/Ein Ein Die Funktion muss auf Ein gesetztsein

PowAmpFact Amplitudenfaktor zur Skalierungder Leistungsmessung

1,000 Für gewöhnlich ist keine Skalie‐rung erforderlich.

PowAngComp Winkelkompensation für Phasen‐verschiebung zwischen gemes‐senem I & U.

0,0 Für gewöhnlich ist keine Winkel‐kompensation erforderlich. Eben‐so weist die hier erforderlicheRichtung der Messung von P undQ auf das geschützte Objekt (ge‐mäß geräteinterner Fehlerrich‐tung).


Aron-Me‐thode

Generator-Spannungswandlerwerden zwischen Phasen ange‐schlossen (V-Anschluss)



UGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonUbase

25% Setzen Sie die minimale Span‐nung auf 25 %


3 Setzen Sie den minimalen Strom‐wert auf 3 %



15,65 Generator-Bemessungsspan‐nung Leiter-Leiter einstellen



3690 Generator-Bemessungsspan‐nung einstellen

16.2 Isoliergasüberwachung SSIMG




Isoliergasüberwachung SSIMG - 63

16.2.2 Anwendung

Die Isoliergasüberwachung (SSIMG ) wird zur Überwachung desLeistungsschalterzustands eingesetzt. Das korrekte Löschen des Lichtbogens an denLeistungsschaltern mithilfe des Druckgases ist äußerst wichtig. Wenn der Druck,verglichen mit dem erforderlichen Wert, zu niedrig wird, soll die Funktion desLeistungsschalters blockiert werden, um das Risiko eines internen Fehlers zuminimieren. Als Eingangssignal der Funktion werden binäre Informationen auf der



Grundlage des Gasdrucks im Leistungsschalter verwendet. Die Funktion erzeugtAlarme basierend auf der erhaltenen Information.

16.3 Isoliergasüberwachung SSIML




Isolierflüssigkeitsüberwachung SSIML - 71

16.3.2 Anwendung

Die Isolierflüssigkeitsüberwachung (SSIML ) wird zur Überwachung desLeistungsschalterzustands eingesetzt. Eine korrekte Auslöschung von Störlichtbogendurch das Drucköl im Leistungsschalter ist sehr wichtig. Wenn der Pegel, verglichenmit dem erforderlichen Wert, zu niedrig wird, dann wird die Funktion desLeistungsschalters blockiert, um das Risiko eines internen Fehlers zu minimieren. AlsEingangssignal der Funktion werden binäre Informationen auf der Grundlage desÖlstands im Leistungsschalter verwendet. Zusätzlich erzeugt die Funktion Alarmebasierend auf der erhaltenen Information.

16.4 Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR

16.4.1 Kennung

Funktionsbeschreibung IEC 61850-Ken‐nung

IEC 60617-Ken‐nung

Gerätenummernach ANSI/IEEEC37.2

Leistungsschalterzustandsüberwa‐chung

SSCBR - -

16.4.2 Anwendung

Die Wartung von Leistungsschaltern erfolgt in der Regel in regelmäßigen Intervallenoder nach einer bestimmten Anzahl von Öffnungs- und Schließvorgängen. Dies hateinige Nachteile, da innerhalb des vorgegebenen Wartungsintervalls anormaleBetriebszustände auftreten können oder es zu weniger Öffnungs- undSchließvorgängen mit sehr hohen Strömen kommen kann. Daher ist einezustandsabhängige Wartungsplanung, die den Zustand des Leistungsschaltersberücksichtigt, die optimale Lösung.



Schaltzeit des Leistungsschalter-KontaktsHilfskontakte stellen Informationen über die Schaltzyklen, die Öffnungszeit und dieSchließzeit eines Schalters bereit. Die Erkennung von sehr langen Schaltzeiten isterforderlich, um den Wartungsbedarf für den Leistungsschaltermechanismus zuermitteln. Sehr lange Schaltzeiten können auf Probleme beim Schaltmechanismusoder auf fehlerhafte Kontakte hinweisen.

LeistungsschalterzustandDie Überwachung des Leistungsschalterzustands sorgt für eine ordnungsgemäßeFunktion der Komponenten eines Schutzrelais wie Schaltersteuerung,Schalterversagerschutz und automatische Wiedereinschaltung (AWE). DerLeistungsschalter wird mithilfe von Hilfskontakten überwacht. DerLeistungsschalterzustand wird über binäre Signalausgaben angezeigt. Diese Signaleteilen die jeweilige Position ("Offen" oder "Geschlossen") oder einen Fehlerzustandmit.

Restnutzungsdauer des LeistungsschaltersJedes Mal, wenn der Leistungsschalter auslöst, reduziert sich aufgrund vonVerschleiß dessen Restnutzungsdauer. Der Verschleiß eines Schalters hängt vomunterbrochenen Strom ab. Für die Wartung oder den Austausch einesLeistungsschalters muss dessen Restnutzungsdauer bestimmt werden. Zur derenBestimmung stellt der Hersteller des Leistungsschalters eine Wartungskurve bereit.

Die Hersteller von Leistungsschaltern informieren über die bei verschiedenenunterbrochenen Strömen mögliche Anzahl von Öffnungsvorgängen. Ein Beispielfinden Sie in Abbildung 189.



Anz

ahl d

er S

chal

tzyk

len

( n)

Unterbrochener Strom (kA)

P1

P2

100000

50000

20000

10000

2000

5000

1000

100

200

500

10

20

50

0,1 0,2 0,5 1 2 5 10 20 50 100


IEC12000623 V1 DE

Abb. 189: Beispiel für die Bestimmung der Restnutzungsdauer einesLeistungsschalters

Berechnung zur Abschätzung der verbleibenden Lebensdauer

Das Diagramm zeigt, dass 10.000 Schaltvorgänge bei Betriebsbemessungsstrom,900 Schaltvorgänge bei 10 kA und 50 Schaltvorgänge bei Bemessungs-Fehlerstrommöglich sind. Ein Schaltvorgang bei einem unterbrochenen Strom von 10 kAentspricht 10.000/900 = 11 Schaltvorgängen bei Bemessungsstrom. Es wird dabeidavon ausgegangen, dass vor einer Auslösung die Restnutzungsdauer einesLeistungsschalters bei 10.000 Schaltvorgängen liegt. Die Berechnung derRestnutzungsdauer bei drei verschiedenen unterbrochenen Strömen wirdnachfolgend erläutert.

• Der Leistungsschalter unterbricht bei oder unterhalb desBetriebsbemessungsstroms, d. h. bei 2 kA, wodurch sich die Restnutzungsdauer



des Leistungsschalters um einen Schaltvorgang reduziert. Es verbleiben somit9.999 Schaltvorgänge bei Betriebsbemessungsstrom.

• Der Leistungsschalter unterbricht zwischen dem Betriebsbemessungsstrom unddem Bemessungs-Fehlerstrom, d. h. bei 10 kA, wodurch ein Schaltvorgang bei10 kA 10.000/900 = 11 Schaltvorgängen bei Bemessungsstrom entspricht. DieRestnutzungsdauer des Leistungsschalters beträgt in diesem Fall (10.000-10) =9.989 bei Betriebsbemessungsstrom nach einem Schaltvorgang bei 10 kA.

• Der Leistungsschalter unterbricht bei oder oberhalb des Bemessungs-Fehlerstroms, d. h. bei 50 kA, wodurch ein Schaltvorgang bei 50 kA 10.000/50 =200 Schaltvorgängen bei Betriebsbemessungsstrom entspricht. DieRestnutzungsdauer des Leistungsschalters beträgt in diesem Fall (10.000-200) =9.800 bei Betriebsbemessungsstrom nach einem Schaltvorgang bei 50 kA.

Akkumulierte EnergieUm die erforderliche Wartungshäufigkeit zu ermitteln, müssen die Kontakterosionund der Leistungsschalter-Kontaktverschleiß überwacht werden. Daher ist eserforderlich, die Erosion der Kontakte und den Zustand der Leistungsschalter-Kontakt anhand einer kumulierenden Aufsummierung von Iy genau zu bestimmen.Der Faktor "y" hängt von der Art des Leistungsschalters ab. Die Energiewerte wurdenmithilfe des Stromwertes und eines exponentiellen Faktors für die LS-Kontaktöffnungsdauer akkumuliert. Wenn der nächste LS-Öffnungsvorgang beginnt,wird die Energie ausgehend vom vorherigen Wert gezählt. Der kumulierteEnergiewert lässt sich auf den Energiezähl-Anfangswert zurücksetzen. Dazu dient derEnergiezähl-Rücksetzeingang RSTIPOW.

Schaltvorgänge des LeistungsschaltersRoutinewartungsarbeiten wie die Schmierung des Schaltermechanismus erfolgen aufBasis der Anzahl der Schaltvorgänge. Eine geeignete Schwellenwertwahl hilft bei dervorbeugenden Wartung. Ein Schwellenwert kann auch dazu dienen, auf notwendigeEntnahmen von Ölproben für dielektrische Prüfungen im Fall eines Öl-Leistungsschalters hinzuweisen.

LeistungsschalterfunktionsüberwachungDurch die Überwachung der Aktivität anhand der Anzahl der Schaltvorgänge ist esmöglich, die Zahl der Tage zu errechnen, an denen der Leistungsschalter inaktiv war.Längere Perioden der Inaktivität beeinträchtigen die Zuverlässigkeit desSchutzsystems.

Federlastüberwachung des LeistungsschaltersBei einem normalen Leistungsschalterbetrieb sollte die Leistungsschalterfederinnerhalb einer festgelegten Zeit gespannt werden. Eine erforderlicheLeistungsschalterwartung wird angezeigt, sobald eine lange Federaufzugszeitermittelt wird. Der letzte Wert der Federaufzugszeit kann als Servicewertbereitgestellt werden.



LeistungsschaltergasdruckanzeigeFür das korrekte Löschen des Lichtbogens durch das Druckgas im Leistungsschaltermuss der Druck des Gases angemessen sein. Das Binärsignal vom Drucksensor hängtvom Druckniveau innerhalb der Lichtbogenkammer ab. Wird der Druck im Vergleichzum erforderlichen Wert zu niedrig, wird der Leistungsschalterbetrieb blockiert.


Die Leistungsschalterüberwachungsfunktion wird für die Überwachung vonverschiedenen Parametern des Leistungsschalterzustands genutzt. DerLeistungsschalter-Kontakt muss gewartet werden, wenn die Anzahl der Auslösungeneinen vordefinierten Wert erreicht hat. Zur Gewährleistung der einwandfreienFunktion des Leistungsschalters müssen auch dessen Auslösung, dieFederlastanzeige oder der Leistungsschalter-Kontaktverschleiß, die Schaltzeit, dieAnzahl der Schaltvorgänge und die akkumulierte Energie überwacht werden.

16.4.3.1 Einstellvorgang am Gerät

Die Parameter für die Leistungsschalterüberwachung (SSCBR) lassen sich über dieLHMI oder den Schutz- und Steuerungsmanager (PCM600) festgelegt.

Global definierte Gerätebasiswerte für Primärstrom (IBase), Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer GBASVAL-Funktion fürglobale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt.

GlobalBaseSel: Wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz für dieBasiswerte auszuwählen.

Operation: Ein oder Aus.

: Aktiviert oder Deaktiviert.

IBase: Bezugsstrom im Primärstrom A. Dieser Strom wird als Referenz fürStromeinstellungen verwendet.

OpenTimeCorr: Korrekturfaktor für die LS-Öffnungsschaltzeit.

CloseTimeCorr: Korrekturfaktor für die LS-Schließschaltzeit.

tTrOpenAlm: Einstellung des Alarmpegels für die Öffnungsschaltzeit.

tTrCloseAlm: Einstellung des Alarmpegels für die Schließschaltzeit.

OperAlmLevel: Alarmwert für Anzahl der Schalthandlungen.

OperLOLevel: Verriegelung für Anzahl der Schalthandlungen.

CurrExponent: Stromexponenteinstellung für Energieberechnung. Variiert fürverschiedene Arten von Leistungsschaltern. Dieser Faktor reicht von 0,5 bis 3,0.



AccStopCurr: Effektivstrom unterhalb dessen die Energieaufsummierung stopptAngegeben in Prozent von IBase.

ContTrCorr: Korrekturfaktor Zeitdifferenz zwischen Hilfskontakt und Schalterpolen

AlmAccCurrPwr: Alarmeinstellwert für kumulierte Energie.

LOAccCurrPwr: Verriegelungswert für akkumulierte Energie.

SpChAlmTime: Zeitverzögerung für Federaufzugszeitalarm.

tDGasPresAlm: Zeitverzögerung für Gasdruckalarm.

tDGasPresLO: Zeitverzögerung für Gasdruckverriegelung.

DirCoef: Richtungsabhängiger Koeffizient zur Berechnung der LS-Betriebsdauer.

RatedOperCurr: Betriebsbemessungsstrom des LS.

RatedFltCurr: Fehlerbemessungsstrom des LS.

OperNoRated: Mögliche Anzahl der Schaltvorgänge bei Bemessungsstrom.

OperNoFault: Mögliche Anzahl der Schaltvorgänge bei Fehlerbemessungsstrom.

CBLifeAlmLevel: Alarmwert für LS-Restnutzungsdauer.

AccSelCal: Wahl der Methode für die Berechnung der akkumulierten Energie.

OperTimeDelay: Zeitverzögerung zwischen Wechsel des Status am Auslöseausgangund Beginn der Hauptkontakttrennung.

16.5 Ereignisfunktion EVENT




Ereignisfunktion EVENT

S00946 V1 DE

-

16.5.2 Anwendung

Bei Anwendung eines Stations-Automatisierungssystems mit LON- oder SPA-Kommunikation können mit Zeitstempel versehene Ereignisse bei einer Änderungbzw. regelmäßig vom Gerät zur Stationsebene gesendet werden. Diese Ereignissewerden aus beliebigen verfügbaren Signalen im Gerät, die an den Ereignisfunktion



(EVENT) angeschlossen sind, erzeugt. Der Ereignisfunktionsblock wird für die LONund SPAkommunikation eingesetzt.

Analog- und Doppelanmeldungen werden auch durch die Ereignisfunktionübertragen.


Die Parameter für die Ereignisfunktion (EVENT) werden in der lokalen HMI oder amPCM600 festgelegt.

Ereignismaske (Ch_1 - 16)Die Eingänge können individuell eingestellt werden:

• Keine Ereignisse• Bei steigender Flanke, beim Ansprechen des Signals• Bei fall. Flanke, bei Rückfall des Signals• Bei Änderung, bei Ansprechen und Rückfall des Signals• Automatisch

LONChannelMask oder SPAChannelMaskDefinition, welcher Teil des Ereignisfunktionsblocks Ereignisse erzeugen soll:

• Aus• Kanal 1-8• Kanal 9-16• Kanal 1-16

MinRepIntVal (1 - 16)Das Zeitintervall zwischen zyklischen Ereignissen kann für jeden Eingangskanalindividuell eingestellt werden. Es kann in Schritten von 0,1 s auf einen Wert zwischen0,0 s und 1000,0 s eingestellt werden. Normalerweise sollte es auf 0 eingestellt sein,d. h. keine zyklische Kommunikation.

Es ist wichtig, das Zeitintervall für zyklische Ereignisse auf optimaleWeise einzustellen, um die Überlastgefahr des Stationsbuses zuminimieren.

16.6 Stördatenaufzeichnung DRPRDRE






Analoge Eingangssignale A41RADR - -

Störbericht DRPRDRE - -

Störbericht A1RADR - -




Störbericht B1RBDR - -






16.6.2 Anwendung

Um schnelle, vollständige und zuverlässige Informationen über Störungen im Primär-und/oder Sekundärsystem zu erhalten, ist es sehr wichtig, Informationen zuFehlerströmen, Fehlerspannungen und Ereignissen zu sammeln. Außerdem ist einekontinuierliche Ereignisprotokollierung unerlässlich, um eine Übersicht über dieFunktion der Anlage zu erhalten und diese zu überwachen. Diese Aufgaben werdenvon der Stördatenaufzeichnung DRPRDRE übernommen, um das Verständnis desSystemverhaltens und der zugehörigen Primär- und Sekundäreinrichtungen währendund nach einer Störung zu erleichtern. Eine Analyse der protokollierten Daten bietetwertvolle Informationen, mit denen eine Störung nachvollzogen werden kann. DieseInformationen können aber auch als Basis für eine Änderung des IED-Einstellungsplans, zur Verbesserung der bestehenden Einrichtungen etc. dienen.Außerdem können diese Informationen langfristig für die Planung und Auslegungneuer Installationen verwendet werden, wobei der Störschrieb auch Teil einerFunktionsanalyse sein kann (FA).

Die Stördatenaufzeichnung DRPRDRE, die immer im IED enthalten ist, erfasstAbtastdaten aller ausgewählten Analog- und Binärsignale, die am Funktionsblockanliegen, d. h. von

• maximal 30 externen Analogsignalen,• 10 intern abgeleiteten Analogsignalen und• 96 Binärsignalen.

Die Stördatenaufzeichnung vereint in sich die Funktionen Meldungen (IND),Ereignisschreiber (ER), , Ereignisliste (EL), Auslösewert-Aufzeichnung (TVR),Störschreiber (DR) und Fehlerorter (FL).



Die Stördatenaufzeichnung ist durch eine hohe Flexibilität hinsichtlichKonfiguration, Startbedingungen und Aufzeichnungszeiten sowie durch eine hoheSpeicherkapazität gekennzeichnet. Daher ist die Störungsaufzeichnung nicht von derFunktionalität von Schutzfunktionen abhängig und kann Störungen aufzeichnen, dievon den Schutzfunktionen aus verschiedenen Gründen nicht erkannt wurden. DieStördatenaufzeichnung kann als erweiterte, unabhängige Störschriebfunktionverwendet werden.

Jede Stördatenaufzeichnung wird im Gerät gespeichert. Mehrereaufeinanderfolgende Ereignisse werden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Über die LHMI können Informationen zu den Aufzeichnungen abgerufenwerden, wobei die Dateien mit den Stördatenaufzeichnungen mithilfe desStörungshandhabungs-Tools auf das PCM600 hochgeladen können, um gelesen odereiner weiteren Analyse (mittels WaveWin, das sich auf der Installations-CD zumPCM600 befindet) unterzogen werden zu können. Außerdem kann der BenutzerDateien mit Stördatenaufzeichnungen mittels FTP- oder MMS-Clients (überIEC 61850-8-1) hochladen.

Wenn das IED mit einem Stationsbus verbunden ist (IEC 61850-8-1), sind derStörschrieb (Aufzeichnung und Fehlernummer) sowie die Fehlerorter-Informationenals GOOSE- oder Report-Control-Daten verfügbar. Dieselben Informationen sindüber das Protokoll IEC 60870-5-103 abrufbar.


Die Einstellparameter für die Stördatenaufzeichnungs-Funktionen DRPRDREwerden über die HMI oder PCM600 eingestellt.

Die Behandlung von bis zu 40 Analog- und 96 Binärsignalen ist möglich. Dabei kannes sich um interne Signale oder Signale von externen Eingängen handeln. DieBinärsignale entsprechen einander in allen Funktionen, d.h. die Funktionen zurStörschreiber (DR), Ereignisschreiber (ER), Meldungen (IND),Auslösewerteschreiber (TVR) und Ereignisliste (EL).

Benutzerdefinierte Bezeichnungen von Binär- und Analogeingangssignalen werdenmit PCM600 eingestellt. Die Analog- und Binärsignale werden mit ihrenbenutzerdefinierten Bezeichnungen angezeigt. Die Bezeichnung wird auch in allenverbundenen Funktionen verwendet (Störschreiber (DR), Ereignisschreiber (ER),Meldungen (IND), Auslösewerteschreiber (TVR) und Ereignisliste (EL).

Abbildung 190 zeigt die Verbindungen zwischen Störschrieb, enthaltenenFunktionen und Funktionsblöcken. Ereignisliste (EL), Ereignisaufzeichnung (ER)und Anzeige (IND) verwenden Informationen aus den Funktionsblöcken desBinäreingangs (BxRBDR). Der Auslösewerteschreiber (TVR) verwendet analogeInformationen aus den Analogeingangs-Funktionsblöcken (AxRADR) die vomFehlerorter (FL) nach der Einschätzung der Auslösewerteschreiber (TVR). DieFunktion Stördatenaufzeichnung ermittelt Informationen sowohl aus AxRADR alsauch BxRBDR



Auslösewertschr. Fehlerorter

Ereignisliste

Ereignisschreiber

Anzeigen

Störschreiber

Störschrieb

Binärsignale

AnalogsignaleA4RADR

B6RBDR

DRPRDRE FL


A1-4RADR

B1-6RBDR

IEC09000336 V2 DE

Abb. 190: Störschriebfunktionen und einhergehende Funktionsblock

Die Funktion Stördatenaufzeichnung verfügt über eine Reihe von Einstellungen, dieebenfalls die Unterfunktionen beeinflussen.

Drei LED Anzeigen sind oberhalb des LCD-Bildschirms angebracht und ermöglicheneine schnelle Statusinformation zum IED.

Grüne LED:

Dauerlicht In Betrieb

Blinklicht Innerer Fehler

Dunkel Keine Stromversorgung

Gelbe LED:

Dauerlicht Eine Stördatenaufzeichnung wird ausgelöst

Blinklicht Das IED befindet sich im Testmodus

Rote LED:

Dauerlicht Auslösung bei Binärsignal N mit SetLEDN = Ein

FunktionDie Auslösung der Stördatenaufzeichnungs-Funktion DRPRDRE muss auf Ein oderAus eingestellt werden. Wurde Aus ausgewählt, dann ist zu beachten, dass keineStördatenaufzeichnung registriert und keine Unterfunktion ausgelöst wird (dereinzige allgemeine Parameter, der die Ereignisliste (EL) beeinflusst).



Operation = Aus:

• Stördatenaufzeichnungen werden nicht gespeichert.• LED Informationen (gelb - Auslösung, rot - Auslösung) werden nicht gespeichert

oder verändert.

Operation = Ein:

• Stördatenaufzeichnungen werden gespeichert, Störungsdaten können an derHMI und am PC mit PCM600 abgelesen werden.

• LED Informationen (gelb - Auslösung, rot - Auslösung) werden gespeichert.

Jede Aufzeichnung erhält eine Nummer (0 bis 999), die zur Identifizierung verwendetwird (HMI, Störungshandhabungs-Tool und IEC 61850). Als Alternative zurIdentifizierung der Aufzeichnung dienen das Datum, die Zeit und dieOrdnungsnummer. Die Ordnungsnummer wird bei jeder neuen Aufzeichnungautomatisch um einen Zähler inkrementiert und um Mitternacht auf Null zurückgesetzt. Die Höchstanzahl an Aufzeichnungen, die im IED gespeichert werdenkönnen, liegt bei 100. Die älteste Aufzeichnung wird beim Eintreffen einer neuenAufzeichnung überschrieben (FIFO).

Zum Löschen von Störschrieben muss der Parameter Operation aufEin eingestellt sein.

Die Höchstanzahl der Aufzeichnungen hängt von derGesamtaufzeichnungszeit jeder Aufzeichnung ab. LangeAufzeichnungszeiten verringern die Anzahl der speicherbarenAufzeichnungen auf weniger als 100 Stück.

Das IED Flash-Laufwerk darf NIE zum Speichern andererBenutzerdaten verwendet werden. Hierdurch kann es zu Löschungender Störungs-Aufzeichnungen auf Grund mangelndenSpeicherplatzes kommen.

16.6.3.1 Aufzeichnungslängen

Die unterschiedlichen Aufzeichnungszeiten für die Stördatenaufzeichnung werdeneingestellt (vor und nach einem Fehler sowie Grenzzeit). Diese Aufzeichnungszeitenbeeinflussen als Unterfunktionen mehr oder weniger jedoch nicht die FunktionEreignisliste (EL).

Die Aufzeichnungszeit vor dem Fehler (PreFaultRecT) ist die Aufzeichnungszeit vordem Startpunkt des Auftretens der Störung. Die Einstellung sollte mindestens 0,1 sbetragen, um ausreichend Abtastwerte für die Schätzung von Werten vor dem



Auftreten eines Fehlers in der Funktion Auslösewerteschreiber (TVR) sicher zustellen.

Die Aufzeichnungszeit nach dem Fehler (PostFaultRecT) ist die Höchstdauer derAufzeichnung nach Verschwinden des Auslösesignals (beeinflusst die FunktionAuslösewerteschreiber (TVR) nicht).

Die Aufzeichnungszeit-Grenze (TimeLimit) ist die Aufzeichnungs-Höchstdauer nachder Auslösung. Der Parameter begrenzt die Aufzeichnungszeit, sofern bestimmteAuslösebedingungen (Fehlerzeit) sehr lang oder permanent eingestellt werden(beeinflusst die Funktion Auslösewerteschreiber (TVR) nicht).

Erneutes Auslösen (PostRetrig) kann auf Ein oder Aus gesetzt werden. Dies gestatteteine Auswahl der Leistungsfähigkeit der Funktion Stördatenaufzeichnung, wenn einneues Auslösesignal in einem Nach-Fehler-Fenster angezeigt wird.

PostRetrig = Aus

Die Funktion reagiert während der Zeit nach dem Fehler nicht auf neueAuslösesignale.

PostRetrig = Ein

Die Funktion vervollständigt den aktuellen Bericht und beginnt einen vollständigneuen. Der letzte beinhaltet:

• neue Zeiten vor und nach dem Fehler (welche sich mit dem vorherigen Berichtüberschneiden)

• Ereignisse und Angaben können wegen der Überschneidungen ebenfalls imvorherigen Bericht gespeichert werden

• neue Fehlerorter und Auslösewertberechnungen sofern installiert, betriebsbereitund gestartet

Betrieb im TestmodusWenn sich das IED im Testmodus befindet und OpModeTest = Aus: Es werden keineDaten von der Stördatenaufzeichnungsfunktion erfasst, und die LED-Anzeige istdeaktiviert.

Wenn sich das IED im Testmodus befindet und OpModeTest = Ein: DieStördatenaufzeichnungsfunktion arbeitet normal, und in den gespeichertenAufzeichnungen ist der Status vermerkt.

16.6.3.2 Binäre Eingangssignale

Bis zu 96 Binärsignale können aus den internen logischen und binärenEingangssignalen ausgewählt werden. Das Konfigurationstool wird verwendet, umdie Signale zu konfigurieren.



Für jedes der 96 Signale, ist es auch möglich auszuwählen, ob das Signal als Auslöserfür den Beginn der Stördatenaufzeichnung verwendet wird und ob der Auslöser beipositiver (1) oder negativer (0) Steigung aktiviert werden soll.

OperationN: Die Stördatenaufzeichnung kann am Binäreingang N (Ein) auslösenoder nicht (Aus).

TrigLevelN: Auslösung bei positiver (Auslösung bei 1) oder negativer (Auslösung bei0) Steigung für Binäreingang N.

Func103N: Funktionstypnummer (0-255) für Binäreingang N entsprechendIEC-60870-5-103, d. h. 128: Distanzschutz, 160: Überstromschutz, 176:Transformator-Differentialschutz und 192: Leitungsdifferentialschutz.

Info103N: Informationsnummer (0-255) für Binäreingang N entsprechendIEC-60870-5-103, d. h. 69-71: Auslösung L1-L3, 78-83: Zone 1-6.

Siehe auch Beschreibung im Kapitel IEC 60870-5-103.

16.6.3.3 Analoge Eingangssignale

Es können bis zu 40 Analogsignale aus den internen Analog- und Analog-Eingangssignalen ausgewählt werden. PCM600 wird verwendet, um die Signale zukonfigurieren.

Zum Aufrufen von Ferndaten über das LDCM Modul, sollte dieStördatenaufzeichnungs-Funktion nicht mit einen 3 ms SMAIFunktionsblock verbunden sein, wenn dies der ausschließlicheEinsatz der Ferndaten ist.

Der Analogauslöser für die Stördatenaufzeichnung wird nicht beeinflusst, wenn derAnalogeingang M in den Störschrieb aufgenommen wird oder nicht (OperationM =Ein/Aus).

Wenn OperationM = Aus, werden keine Wellenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert. Es werden jedoch Auslösewert,Vorfehler und Fehlerwerte aufgezeichnet und berichtet. Der Eingangskanal kannimmer noch verwendet werden, um den Störfehlerschreiber auszulösen.

Wenn OperationM = Ein, werden auch Wellenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert.

NomValueM: Nennwert für den Eingang M.

OverTrigOpM, UnderTrigOpM: Funktion der Über- oder Unterauslösung,Stördatenaufzeichnung kann bei hohen/niedrigen Niveaus am Analogeingang M(Ein) ausgelöst werden oder nicht (Aus).



OverTrigLeM, UnderTrigLeM: Niveau der Über- oder Unterauslösung, Auslösungbei hohem/niedrigem relativen Nennwert für Analogeingang M in Prozent desNennwerts.

16.6.3.4 Unterfunktionsparameter

Solange die Stördatenaufzeichnung erfolgt, sind alle Funktionen verfügbar.

MeldungenIndicationMaN: Anzeigemaskierung für binären Eingang N. Wenn eingestellt(Anzeigen), werden Statusänderungen an diesem Eingang erfasst und in derStörungsübersicht an der HMI angezeigt. Wenn nicht eingestellt (Verbergen), werdenStatusänderungen nicht angezeigt.

SetLEDN: Setzt die rote LED an der LHMI, wenn sich der Status am binären EingangN ändert.

StörschreiberOperationM: Analogkanal M wird von Störschreiber erfasst (Ein) oder nicht erfasst(Aus).

Wenn OperationM = Aus, werden keine Kurvenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert. Es werden jedoch Auslösewert,Vorfehler und Fehlerwerte aufgezeichnet und berichtet. Der Eingangskanal kannimmer noch verwendet werden, um den Störfehlerschreiber auszulösen.

Wenn OperationM = Ein, werden auch Kurvenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert.

EreignisschreiberDie Funktion Ereignisschreiber (ER) besitzt keine dedizierten Parameter.

Auslösewert-AufzeichnungZeroAngleRef: Der Parameter legt fest, welches Analogsignal alsPhasenwinkelreferenz für alle anderen analogen Eingangssignale verwendet wird.Dieses Signal wird zudem für Frequenzmessungen verwendet, die wiederum zurBerechnung von Auslösewerten erforderlich sind. Es wird empfohlen, eingemessenes Spannungseingangssignal zu wählen, z. B. eine Leitungs- oderSammelschienen-Leiter-Erde-Spannung (Kanal 1-30).

EreignislisteDie Funktion Ereignisliste (EL) (SOE) besitzt keine dedizierten Parameter.

16.6.3.5 Berücksichtigung

Die Zahl der Aufzeichnungssysteme in Stromsystemen geht stetig nach oben, da auchdie Zahl moderner IEDs mit integrierten Schreibern zunimmt. Dies führt im Fall einerStörung zu einer Vielzahl von Aufzeichnungen. Bei nicht ordnungsgemäßeingestellten Aufzeichnungsfunktionen steigt die Informationsmenge enorm an. Das



Ziel ist es, die Einstellungen in jedem IED so zu optimieren, dass ausschließlichrelevante Störungen erfasst und möglichst viele Aufzeichnungen im IED gespeichertwerden.

Die Aufzeichnungslänge sollte auf die wirklich notwendige Dauer beschränkt sein(PostFaultrecT und TimeLimit).

• Sollte die Funktion nur Fehler am geschützten Objekt abdecken oder darüberhinausgehen?

• Wie hoch ist die größte Dauer bis zur Fehlerbeseitigung?• Ist es erforderlich, Wiedereinschaltungen bei der Aufzeichnung zu erfassen, oder

sollte ein anhaltender Fehler eine zweite Aufzeichnung veranlassen(PostRetrig)?

Minimieren der Anzahl an Aufzeichnungen:

• Binäre Signale: Nutzen Sie nur die wirklich wichtigen Signale zum Start vonAufzeichnungen, wie Schutzauslösung, Trägerempfangs- und/oder Startsignale.

• Analoge Signale: Die Ansprechwerte sollten mit großer Vorsicht gewähltwerden, da falsche Einstellungen die Zahl der Aufzeichnungen enorm erhöhenkann. Wenn dennoch eine Analogeingangsauslösung verwendet wird, wählenSie Einstellungen mit einem ausreichenden Abstand zu den normalenBetriebswerten. Leiter-Erde-Spannungen empfehlen sich nicht für eineAuslösung.

Beachten Sie, dass Parameterwerte, egal wo sie eingestellt wurden, mit denBerichtsinformationen verknüpft sind. Solche Parameter sind beispielsweiseStations- und Objektidentifikatoren oder Stromwandler- undSpannungswandlerverhältnisse.

16.7 Statusbericht des Logiksignals BINSTATREP

16.7.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifizie‐

rungIEC 60617 Identifi‐zierung


Logik-Signalstatusbericht BINSTATREP - -

16.7.2 Anwendung

Mit der Funktion für den Statusbericht des Logiksignals (BINSTATREP) kann einSPA-Master Signale von verschiedenen anderen Funktionsblöcken abfragen.



BINSTATREP hat 16 Eingänge und 16 Ausgänge. Der Ausgangsstatus folgt denEingängen und kann über die LHMI oder über den SPA-Kommunikationsbusausgelesen werden.

Wenn ein Eingang eingestellt wird, wird der entsprechende Ausgang für einebenutzerdefinierte Zeit eingestellt. Wenn das Eingangssignal für einen längerenZeitraum eingestellt bleibt, bleibt auch der Ausgang solange eingestellt, bis dasEingangssignal zurückgesetzt wird.

t t

INPUTn

OUTPUTn

IEC09000732-1-en.vsdIEC09000732 V1 DE

Abb. 191: Logikdiagramm für BINSTATREP


Die Impulsdauer t ist die einzige Einstellung für den Statusbericht des Logiksignals(BINSTATREP). Jeder Ausgang kann individuell eingestellt oder zurückgesetztwerden, die Impulsdauer ist jedoch in der gesamten Funktion BINSTATREP für alleAusgänge gleich.

16.8 LMBRFLO - Fehlerortung




Fehlerorter LMBRFLO - -

16.8.2 Anwendung

Hauptziel des Leitungsschutz- und Überwachungsgeräts ist eine schnelle, selektiveund zuverlässige Erfassung und Abschaltung von Fehlern in dem geschütztenLeitungsabschnitt. Zusätzlich ist für diejenigen, die für Betrieb und Wartungverantwortlich sind, die Angabe der Distanz zum Fehler äußerst wichtig. ZuverlässigeInformationen zur Fehlerortung verringern die Ausfallzeit der geschützten Leitungenerheblich und verbessern die gesamte Verfügbarkeit eines Netzes.



Der Fehlerorter beginnt am Eingang CALCDIST, mit dem Auslösesignale verbundensind, die Störungen in der Leitung anzeigen. Dies sind typischerweise derDistanzschutz Zone 1 und die Beschleunigungszone oder derLeitungsdifferentialschutz. Die Stördatenaufzeichnung muss ebenfalls für diegleichen Störungen gestartet werden, da die Funktion vor und nach Auftreten derStörung festgehaltene Informationen von der Auslösewertaufzeichnungsfunktion(TVR) verwendet.

Neben diesen Informationen benötigt die Funktion Informationen über fehlerhafteLeiter, um die Schleifenauswahl korrekt vorzunehmen (leiterselektive Ausgänge ausDifferentialschutz, Distanzschutz, gerichtetem OC-Schutz usw.). Die folgendenSchleifen werden für verschiedene Fehlerarten verwendet:

• bei dreipoligen Fehlern: Schleife L1 - L2.• bei zweipoligen Fehlern ohne Erdberührung: die Schleife zwischen den gestörten

Leitern.• bei zweipoligen Leiter-Leiter-Fehlern: die Schleife zwischen den fehlerhaften

Leitern.• bei einpoligen Leiter-Erde-Fehlern: die Leiter-Erd-Schleife.

Die Funktion LMBRFLO zeigt die Entfernung zum Fehler als prozentualen Anteil derLeitungslänge, in Kilometern oder Meilen wie in der LHMI festgelegt, an. Mit demEinstellparameter LineLengthUnit wird die Längeneinheit für die Entfernung zumFehler ausgewählt: kilometer oder miles. Der Abstand zum Fehler, der mit hoherGenauigkeit berechnet wird, wird zusammen mit den aufgezeichneten Störungengespeichert. Diese Informationen können an der HMI angezeigt und auf das PCM600hochgeladen werden und stehen am Stationsbus gemäß IEC 61850 zur Verfügung.

Mit dem Messalgorithmus für verschiedene Fehlerschleifen oder für veränderteSystemparameter kann der Abstand zum Fehler an der HMI neu berechnet werden.


Die Parameter für die Fehlerorter-Funktion werden in der HMI oder am PCM600festgelegt.

Der Fehlerorter-Algorithmus verwendet Leiter-Erde-Spannungen, Leiterströme undSummenstrom in überwachten Feldern (geschützte Leitung) und Summenstrom auseinem Parallelfeld (Leitung, die mit der geschützten Leitung gekoppelt ist).

Der Fehlerorter ist mit der Stördatenaufzeichnung eng verbunden. Alle externenAnalogeingänge (Kanal 1 - 30), die mit der Stördatenaufzeichnung verbunden sind,stehen dem Fehlerorter zur Verfügung, und die Funktion verwendet Informationen,die von der Auslösewert-Aufzeichnung berechnet werden. Nach Zuordnung derAnalogeingänge zu der Stördatenaufzeichnung muss der Benutzer festlegen, welcheAnalogeingänge vom Fehlerorter verwendet werden sollen. Bei denStandardeinstellungen sind den ersten vier Analogeingängen Ströme und dennächsten drei Eingängen Spannungen im überwachten Feld zugeordnet (keineParallelleitung erwartet, da der gewählte Eingang auf Null gesetzt ist). Verwenden Sie



das Tool für Parametereinstellungen im PCM600, um die Analogkonfiguration zuändern.

In der Liste der Parameter sind die Abkürzungen erläutert. Abbildung 192 enthältauch eine grafische Darstellung dieser Systemparameter. Beachten Sie, dass sich alleImpedanzwerte auf ihre primären Werte und auf die Gesamtlänge der geschütztenLeitung beziehen.

Z0m=Z0m+jX0m

R1A+jX1A

R0L+jX0LR1L+jX1L

R0L+jX0LR1L+jX1L

R1B+jX1B

DRPRDRE

LMBRFLO

ANSI05000045_2_en.vsd

ANSI05000045 V2 DE

Abb. 192: Vereinfachte Netzwerkkonfiguration mit Netzwerkdaten, notwendigfür die Einstellung der Fehlerortungs-Messfunktion

Bei einer Einfachleitung werden die Werte für die gegenseitige Nullimpedanz (X0M,R0M) und der Analogeingang auf Null gesetzt.

Die in Tabelle 2 angegebenen, netzspezifischen Parametereinstellungen sind keineallgemeinen Einstellungen, sondern spezifische Einstellungen in denParametersätzen. D.h., durch diese können die Bedingungen für den Fehlerorter mitkurzer Mitteilung durch Ändern des Parametersatzes geändert werden.

Die Quellimpedanz ist im Netz nicht konstant. Dies wirkt sich jedoch nur geringfügigauf die Genauigkeit der Berechnung der Fehlerentfernung aus, da die Genauigkeit nurvom Phasenwinkel des Verteilungsfaktors beeinflusst wird. Der Phasenwinkel desVerteilungsfaktors ist normalerweise sehr niedrig und nahezu konstant, da dieser überdie Leitungsimpedanz im Mitsystem mit einem Winkel fast 90° bestimmt wird.Stellen Sie den Quellimpedanzwiderstand immer auf Werte ungleich Null. Wenn dietatsächlichen Werte nicht bekannt sind, führen Werte, die bei der Quellimpedanzeinem Winkel von 85° entsprechen, zu zufriedenstellenden Ergebnissen.

16.8.3.1 Anschluss von Analogströmen

Anschlussplan für Analogströme einschließlich IN von der Parallelleitung istdargestellt in Abbildung 193



en07000113-1.vsd

L1L2L3

1

2

3

4

5

6

9

10

1

2

3

4

5

6

9

10

I1

I2

I3

I5

I1

I2

I3

I5

IEC07000113 V2 DE

Abb. 193: Anschlussbeispiel einer Parallelleitung IN für Fehlerorter LMBRFLO

16.9 Grenzwertzähler L4UFCNT




Grenzwertzähler L4UFCNT -

16.9.2 Anwendung

Der Grenzwertzähler (L4UFCNT) ist für Anwendungen gedacht, bei denen dieAnzahl der positiven bzw. negativen Flanken bei einem binären Signal gezähltwerden müssen.



Der Grenzwertzähler verfügt über vier unabhängige Grenzwerte, die mit demaufsummierten Zählwert verglichen werden. Über die vier Anzeigeausgänge für dasErreichen der Grenzwerte können weiterführende Aktionen ausgelöst werden. DieAusgangsanzeigen bleiben solange hoch, bis die Funktion zurückgesetzt wird.

Durch Zurücksetzen der Funktion auf einen gewünschten Anfangswert, der alsEinstellung bereitgestellt wird, kann der Zähler auch bei einem beliebigenAnfangswert ungleich Null starten.

Der Zähler kann bei Bedarf so eingestellt werden, dass er stoppt oder bei Null neubeginnt und nach Erreichen des maximalen Zählwertes fortfährt. Das stetigeÜberlaufanzeige-Flag gibt die nächste Zählung nach Erreichen des maximalenZählwertes an. Der Zähler kann auch so eingestellt werden, dass er von vorne beginntund den Überlauf als einen Impuls anzeigt, der bis zur ersten Zählung nach demNeubeginn bei Null andauert. In diesem Fall werden bei mehrfachem Überlauf derFunktion periodische Impulse generiert.


Die Parameter für den Grenzwertzähler L4UFCNT werden in der LHMI oder amPCM600 festgelegt.



Abschnitt 17 Messung

17.1 Impulszählerlogik PCFCNT




Impulszählerlogik PCFCNT

S00947 V1 DE

-

17.1.2 Anwendung

Die Impulszählerlogik (PCFCNT) zählt die extern erzeugten binären Impulse, z.B.Impulse von einem externen Energiezähler, um die Energieverbrauchswerte zuberechnen. Die Impulse werden vom binären Eingangsmodul (BIM) erfasst und vonder Funktion PCFCNT gelesen. Anschließend wird die Anzahl der Impulse im Zählerentweder über den Stationsbus an das Automatisierungssystem der Substationübertragen oder über das Stationsüberwachungssystem als Servicewert angezeigt. Beider Anwendung von IEC 61850-8-1, steht über den Stationsbus ein skalierterServicewert zur Verfügung.

Der eigentliche Zweck dieser Funktion ist das Zählen der Energieimpulse aus denexternen Energiemessgeräten. Zu diesem Zweck kann eine optionale Anzahl einesbeliebigen Eingangsmoduls im Gerät mit einer Frequenz von bis zu 40 Hz verwendetwerden. Die Impulszählerlogik PCFCNT kann auch als Zähler für allgemeine Zweckeverwendet werden.


Am PCM600 können diese Parameter für jeden Impulszähler einzeln eingestelltwerden:

• Operation: Aus/Ein• tReporting: 0-3600s• EventMask: NoEvents/ReportEvents

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 17Messung


Die Konfiguration der Ein- und Ausgänge des Funktionsblocks für dieImpulszählerlogik PCFCNT erfolgt am PCM600.

Am binären Eingangsmodul ist die Zeit für den Entprellfilter auf 5 ms eingestellt, d. h.der Zähler unterdrückt Impulse mit einer Impulslänge kleiner 5 ms. DerBlockierfrequenz für die Eingangsschwingung ist auf 40 Hz voreingestellt. Dasbedeutet, dass der Zähler die Eingangsschwingung erkennt, wenn dieEingangsfrequenz größer 40 Hz ist. Die Schwingungsunterdrückung wird bei 30 Hzaufgehoben. Die Werte für das Blockieren/Freigeben der Schwingung können in derLHMI und am PCM600 eingestellt werden unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/E/A-Module.

Die Entprellzeit sollte für alle Kanäle auf der Karte gleich gewähltwerden.

Die Einstellung ist für alle Eingangskanäle am binärenEingangsmoduls gleich, d. h., wenn für die nicht mit demImpulszähler verbundenen Eingänge die Grenzwerte geändertwerden, wirkt sich die Einstellung auch auf die Eingänge auf dergleichen Karte aus, die für die Impulszählung verwendet werden.

17.2 Funktion für Energiemessung undBedarfsbehandlung ETPMMTR




Funktion für die Energieberechnung undBedarfsbehandlung

ETPMMTR W_Varh -

17.2.2 Anwendung

Die Funktion für die Energieberechnung und Bedarfsbehandlung (ETPMMTR) ist fürdie Statistik der Wirk- und Blindenergie in Vorwärts- und Rückwärtsrichtungvorgesehen. Sie bietet grundsätzlich dank der Messfunktion (CVMMXN) eine hoheGenauigkeit. Diese Funktion bietet die Möglichkeit einer Kalibrierung vor Ort, umdie Gesamtgenauigkeit weiter zu verbessern.

Die Funktion ist mit den unverzögerten Ausgängen von (CVMMXN) verbunden, wiein Abb. 194 dargestellt.

Abschnitt 17 1MRK 511 310-UDE -Messung


ETPMMTR

PQSTARTACCSTOPACCRSTACCRSTDMD

ACCINPRGEAFPULSEEARPULSEERFPULSEERRPULSE

EAFALMEARALMERFALMERRALMEAFACCEARACCERFACCERRACC

MAXPAFDMAXPARDMAXPRFDMAXPRRD

IEC13000184-1-en.vsd IEC13000190 V1 DE

Abb. 194: Verbindung von Energieberechnung undBedarfsbehandlungsfunktion ETPMMTR zur Messwertefunktion(CVMMXN)

Die Energiewerte können über die Kommunikation im Überwachungstool desPCM600 in MWh und MVArh abgelesen und/oder alternativ auf der LHMIdargestellt werden. Die grafische Anzeige auf der LHMI wird mithilfe des GraphicalDisplay Editor (GDE) des PCM600 mit einem nach Wunsch auswählbaren Messwertfür die Wirk- und die Blindkomponente konfiguriert. Es können auch alleakkumulierten Energiewerte für Vorwärts-Wirkleistung, Rückwärts-Wirkleistung,Vorwärts-Blindleistung and Rückwärts-Blindleistung dargestellt werden.

Ebenso werden die maximalen Bedarfswerte in MWh oder MVArh dargestellt.

Alternativ können die Energiewerte mithilfe der Impulszählerfunktion (PCGGIO)dargestellt werden. Die Ausgangsenergiewerte werden gemäß den Impulsausgang-Einstellwerten EAFAccPlsQty, EARAccPlsQty, ERFAccPlsQty und ERVAccPlsQtyder Energiezählfunktion skaliert, und der Impulszähler kann dann so eingerichtetwerden, dass er die Werte dieser Funktion durch Skalieren korrekt darstellt. DieImpulszählerwerte können in derselben Weise auf der LHMI dargestellt und/oderüber die Kommunikation an das SA-System (Stations-Automatisierung) gesendetwerden, in dem dann die Gesamtenergie durch Akkumulation der Energieimpulseberechnet wird. Dieses Prinzip eignet sich für sehr hohe Energiewerte, da andernfallsdie Energieintegration zahlenmäßig auf ca. ein Jahr bei 50 kV und 3000 A begrenztist. Danach beginnt die Summierung wieder bei Null.


Die Einstellwerte werden über die HMI oder im PCM600 gesetzt.

Für die Funktion für die Energieberechnung und Bedarfshandling ETPMMTRkönnen die folgenden Einstellungen vorgenommen werden:


1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 17Messung


Operation: Aus/Ein

EnaAcc: Mit Aus/Ein wird die Energiezählung einund ausgeschaltet.

tEnergy: Zeitintervall für die Energiemessung.

tEnergyOnPls: Gibt für die Pulslänge die Zeit an, während der der Impuls EIN ist.Diese sollte bei Anschluss an den Pulszähler-Funktionsblock mindestens 100 msbetragen. Eine typischer möglicher Wert ist 100 ms.

tEnergyOffPls: Gibt die AUS-Zeit zwischen den Impulsen an. Eine typischermöglicher Wert ist 100 ms.

EAFAccPlsQty und EARAccPlsQty: Geben den Wirkenergiewert jedes Impulses inMWh an. Dies muss zusammen mit der Einstellung des Impulszählers (PCGGIO)ausgewählt werden, um einen korrekten Gesamtimpulswert anzugeben.

ERFAccPlsQty und ERVAccPlsQty : Geben den Wirkenergiewert jedes Impulses inMVarh an. Dies muss zusammen mit der Einstellung des Impulszählers (PCGGIO)ausgewählt werden, um einen korrekten Gesamtimpulswert anzugeben.

Für fortgeschrittene Benutzer steht eine Reihe von Parametern für Richtung,Nullpunktunterdrückung, oberen Grenzwert etc. zur Verfügung. In der Regel könnendie Standardwerte dieser Parameter verwendet werden.

Abschnitt 17 1MRK 511 310-UDE -Messung


Abschnitt 18 Stationskommunikation

18.1 Protokolle der 670 Serie

Jedes Gerät ist mit einer Kommunikationsschnittstelle ausgestattet, welcheermöglicht, mit einem oder vielen Systemen bzw. Geräten auf Unterstationsebeneüber den Stationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder über den Stationsüberwachungs(SM-) Bus zu kommunizieren.

Folgende Kommunikationsprotokolle sind verfügbar:

• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• Kommunikationsprotokoll gemäß IEC 61850-9-2LE• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll

Theoretisch können verschiedene Protokolle im gleichen Gerät vereint werden.

18.2 IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll

18.2.1 Anwendung IEC 61850-8-1

Das Kommunikationsprotokoll IEC 61850-8-1 ermöglicht eine vertikaleKommunikation mit den HSI-Clients sowie eine horizontale Kommunikationzwischen zwei oder mehr intelligenten elektronischen Geräten (IEDs) eines odermehrerer Hersteller, um Informationen auszutauschen, ihre Funktionen auszuführenund eine korrekte Kooperation zu gewährleisten.

GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) ermöglicht den IEDs als Teilvon Standard IEC 61850-8-1, mithilfe eines Publish/Subscribe-Mechanismusuntereinander Status- und Steuerungsinformationen auszutauschen. Das bedeutet,dass ein IED bei der Erkennung eines Ereignisses mithilfe einer Multi-Cast-Übertragung die anderen Geräte, die für den Empfang dieser Daten registriert sind,darüber informiert. Ein IED kann durch die Bekanntgabe einer GOOSE-Meldungseinen Status melden. Außerdem kann es jedem beliebigen Gerät im Netz eineSteuerungsmaßnahme auferlegen.

Abbildung 195 zeigt die Topologie einer Konfiguration gemäß IEC 61850–8–1.IEC 61850-8-1 beschreibt nur die Schnittstelle zum LAN der Substation. Das LANselbst gehört dem Systemintegrator an.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 18Stationskommunikation


KIOSK 2 KIOSK 3

BasissystemStations-HSI

TechnischerArbeitsplatz

SMSGateway

Drucker

CC

IEC09000135_en.vsd

KIOSK 1

Gerät1

Gerät 2

Gerät 3

Gerät 1

Gerät 2

Gerät 3

Gerät 1

Gerät 2

Gerät 3

IEC09000135 V1 DE

Abb. 195: SA System mit IEC 61850–8–1

Abbildung 196 zeigt die GOOSE Peer-to-Peer-Kommunikation.

Kontrolle Schutz Steuerung SchutzSteuerung und Schutz

GOOSE

en05000734.vsd

Station HSI MicroSCADA

Gateway

GerätA

GerätA

GerätA

GerätA

GerätA

IEC05000734 V1 DE

Abb. 196: Beispiel einer verbreiteten GOOSE-Meldung

Abschnitt 18 1MRK 511 310-UDE -Stationskommunikation


18.2.2 Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV

Tabelle 38: GOOSEINTLKRCV "Non Group" Einstellungen (basis)

Name Anzeigenbereich Einheit Stufe Standard BeschreibungOperation Aus

Ein- - Aus Funktion EIN/AUS


Für das IEC 61850–8–1 Protokoll gibt es zwei Einstellungen:

Operation Benutzer kann die IEC 61850 Kommunikation auf Ein oder Aus einstellen.

GOOSE muss auf den Ethernet-Link eingestellt werden, wobei die GOOSE-Datengesendet und empfangen werden müssen.

18.2.4 Generische Kommunikationsfunktion für EinzelmeldungSPGAPC, SP16GAPC

18.2.4.1 Anwendung

Die generische Kommunikationsfunktion für Messwerte (SPGAPC) wird verwendet,um einen einzelnen logischen Ausgang an andere Systeme oder Ausrüstung in derSchaltanlage zu senden. Die Funktion hat einen sichtbaren Eingang, der mit dem ToolACT verbunden sein muss.


Für SPGAPC stehen dem Benutzer keine Einstellungen zur Verfügung. Trotzdemmuss PCM600 verwendet werden, um Signale von SPGAPC zu senden.

18.2.5 Generische Kommunikationsfunktion für MesswerteMVGAPC

18.2.5.1 Anwendung

Die generische Kommunikationsfunktion für Messwerte MVGAPC dient dazu, denmomentanen Wert eines analogen Signals an andere Systeme oder Geräte in derSchaltanlage zu senden. Er kann außerdem im gleichen Gerät verwendet werden, umeinem analogen Wert einem RANGE_XP-Baustein zuzuordnen, und um dieMesswertüberwachung dieses Wertes zu ermöglichen.




Die für die generische Kommunikationsfunktion für Messwerte (MVGAPC)verfügbaren Einstellungen, gestatten dem Benutzer die Auswahl einer Totzone undeiner Null-Totzone für das überwachte Signal. Werte innerhalb der Null-Totzonewerden als Null betrachtet.

Die Einstellungen für den oberen und unteren Grenzwert liefern Begrenzungen für dieHoch-Hoch-, Hoch-, Normal-, Niedrig- und Niedrig-Niedrig-Bereiche desgemessenen Wertes. Der tatsächliche Bereich des gemessenen Wertes wird über denBereichsausgang des Funktionsblocks MVGAPC angezeigt. Wenn einMesswerterweiterungsblock (RANGE_XP) mit dem Bereichsausgang verbunden ist,werden die logischen Ausgänge von RANGE_XP entsprechend geändert.

18.2.6 IEC 61850-8-1 redundante Stationsbus-Kommunikation

18.2.6.1 Kennung

Funktionsbeschrei‐bung

LHMI Kennung IEC 61850 Ken‐nung

IEC 60617 Ken‐nung


Status des parallelenRedundanz-Proto‐kolls

PRPSTATUS RCHLCCH - -

Konfiguration DuoTreiber

PRP - - -

18.2.6.2 Anwendung

Der Status des parallelen Redundanz-Protokolls (PRPSTATUS) wird zusammen mitder Duo-Treiber-Konfiguration (DUODRV) eingesetzt, um die redundante Ethernet-Kommunikation über zwei Kanäle sicher zu stellen. Dies stellt die Datenübertragungsicher, auch wenn nur ein Kommunikationskanal zur Verfügung steht. PRPSTATUSund DUODRV gemeinsam bieten eine redundante Kommunikation über denStationsbus mit dem IEC 61850-8-1 Protokoll. Die redundante Kommunikation setztam OEM-Modul sowohl Port AB als auch CD ein.



Duo

Switch A Switch B1 2

Redundanz-Überwachung

Anlagensteuersystem

DatenDaten

DatenDaten


GerätKonfiguration

DUODRV PRPSTATUS

1 2

OEM

AB CD

IEC09000758 V2 DE

Abb. 197: Redundanter Stationsbus


Die Redundante Kommunikation (DUODRV) wird in der LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/Hinteres OEM - Redundante PRP konfiguriert

Die Einstellungen sind dann im Parameter-Einstell-Tool in PCM600 unterHauptmenü/Gerätekonfiguration/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/DUODRV aufzurufen, können aber nicht eingestellt werden:



Funktion: Die redundante Kommunikation wird aktiviert, wenn dieser Parameter aufEin gesetzt wird. Nach der Bestätigung startet das Gerät neu und dieEinstellalternativen Hinteres OEM - Port AB und CD werden in der LHMI nichtweiter angezeigt. ETHLANAB und ETHLANCD im Parameter-Einstell-Tool sindirrelevant, wenn die redundante Kommunikation aktiviert ist. Lediglich DUODRVIPAdress und IPMask bleiben gültig.


IEC10000057 V1 EN

Abb. 198: PST-Bildschirm: Die Funktion von DUODRV wird auf Ein gesetzt.Dies wirkt sich auf Hinteres OEM - Port AB und CD aus, die beide aufDuo gestellt sind

18.3 Kommunikationsprotokoll gemäß IEC 61850-9-2LE

18.3.1 Einführung

Jedes Gerät kann mit einer Kommunikationsschnittstelle ausgestattet werden, überdie es sich mit einem Prozess-Bus verbinden kann, um Daten von prozessnahenanalogen Datenerfassungseinheiten (Primärgerät) zu erhalten, allgemein als Merging



Units (MU) bekannt. Das in diesem Fall verwendete Protokoll ist dasIEC 61850-9-2LE Kommunikationsprotokoll.

Beachten Sie, dass der IEC 61850-9-2LE Standard die Menge der Probewerte nichtangibt, nur die Übertragung. Daher müssen die Genauigkeit der Strom- undSpannungseingänge an der Merging Unit und die von ihr hinzugefügte Ungenauigkeitmit den Anforderungen des tatsächlichen Typs von Schutzfunktion abgestimmtwerden.

Zu den Faktoren, die die Genauigkeit der Probewerte der Merging Unit beeinflussengehören beispielsweise Glättungsfilter, Frequenzbereiche, Reaktionen, Kürzungen,Ungenauigkeiten bei der A/D-Umwandlung, bei der Zeitmarkierung, etc.

Prinzipiell sollte die Genauigkeit der Strom- und Spannungswandler gemeinsam mitder Merging Unit dieselbe Qualität aufweisen, wie der direkte Strom- undSpannungseingang.

Das physische Layout des Prozess-Busses kann auf vielerlei Art und Weise ausgelegtwerden, wie in Anhang B des Standards beschrieben ist, je nachdem, welcheAnforderungen an die Probedaten in einer Schaltanlage bestehen.

Gateway

Drucker

Ereignisdrucker

WAN / LAN

Schaltanlagen-LANIEC 61850-8-1

S1

S2

S3

S4

S5

Leit-stelle

Stations-HMI

Prozessbus IEC 61850-9-2

CTVT

CTVT

CTVT

Prozess

S5

S6

S7

MU1

MU2

MU3 MU – Merging Unit


IEC06000537 V1 DE

Abb. 199: Beispiel einer Stationskonfiguration mit getrenntem Prozess-Busund Stationsbus

Das Gerät kann analoge Werte gleichzeitig von einem klassischen Stromwandler oderSpannungswandler und von einer Merging Unit beziehen, wie in diesem Beispiel:



Die Merging Units (MU) werden so genannt, weil sie analoge Werte von einem odermehreren Messwandler ermitteln können, die Daten abtasten und über den Prozess-Bus an andere Clients (oder Empfänger) im System weiterleiten. Einige MergingUnits sind in der Lage, Daten von klassischen Messwandlern zu erhalten, andere vonnicht konventionellen Messwandlern und wieder andere können Daten von beidenTypen entgegennehmen. Der elektronische Teil eines nicht konventionellenMesswandlers (wie eine Rogowski-Spule oder ein kapazitiver Teiler) stellen selbsteine MU dar, so lange sie die Probedaten über den Prozess-Bus senden können.

Strom-wandler

Strom-wandler

ABBMerging

Unit

Ethernet Switch

Gerät

CombiSensor

Konventioneller Spannungswandler

IEC61850-9-2LE

IEC61850-9-2LE

SplitterWandler

elektrisch-optisch

1PPS

1PPS

110 V1 A1 A

IEC61850-8-1

AnlagenweitesSCADA-System

AnlagenweiteGPS-Uhr

Andere Relais

IEC61850-8-1


IEC08000069 V2 DE

Abb. 200: Beispiel einer Stationskonfiguration in der das Gerät analoge Wertesowohl von klassischen Messwandlern als auch Merging Unitsempfängt



Abb. 201: Beispiel einer Stationskonfiguration in der das Gerät analoge Wertevon Merging Units empfängt


In der LHMI gibt es zahlreiche Einstellungen zu den Merging Units unter:

Hauptmenü\Einstellungen\Allgemeine Einstellungen\Analog-Module\MergingUnit x

wobei x die Werte 1, 2, 3, 4, 5 oder 6 annehmen kann.

18.3.2.1 Spezifische Einstellungen in Bezug auf die IEC 61850-9-2LEKommunikation

Die Prozessbus-Kommunikation IEC 61850-9-2LE verfügt über spezifischeEinstellungen, die analogen Eingangsmodulen ähneln.

Abgesehen von den Kanalbezeichnungen der Merging Units (die nur im PCM600bearbeitet werden können, nicht in der LHMI), gibt es wichtige Einstellungenhinsichtlich der Merging Units und der Zeitsynchronisation der Signale:

Wenn die Sende-MAC-Adresse (MU-Einheit) verändert wird, ist einGeräteneustart erforderlich.

Wenn mehr als eine Probegruppe beteiligt sind, dann ist die Zeitsynchronisationzwingend erforderlich und die Schutzfunktionen werden blockiert, falls keineZeitsynchronisation erfolgt.

SmpGrp – dieser Einstellparameter wird nicht verwendet

CTStarPointx: Dieser Parameter gibt die Richtung zum oder vom Objekt an. Sieheauch Abschnitt "Einstellen der Stromkanäle".

AppSynch: Wird dieser Parameter auf Synch gesetzt und die Geräte-HW-Zeitsynchronisation geht verloren oder die Synchronisation mit der MU-Zeit gehtverloren, dann werden die Funktionen in der Liste 39 blockiert und der AusgangSYNCH wird gesetzt.

SynchMode: markiert, wie das Gerät die Daten von einer Merging Units empfängt:

• wenn sie auf NoSynch eingestellt ist, erfolgt keine Prüfung am “SmpSynch” Flag,wenn ein Probenwert ankommt

• wenn sie auf Operation eingestellt ist, dann wird der “SmpSynch” Flag immergeprüft.

• die Einstellung Init sollte nicht verwendet werden



Die übrigen Einstellungen sind in Tabelle "" erklärt.

18.3.2.2 Kommunikationsverlust

Wenn die IEC 61850-9-2LE Kommunikation verloren geht, siehe Beispiele in denAbbildungen 202, 203 und 204, dann werden die Schutzfunktionen in Tabelle 39blockiert.

Fall 1:

=IEC13000298=1=de=Or

iginal.vsd

RED670RED670

MU

OK

OK

Direkte Mitnahmeschaltung (DTT) Ort Fern

IEC13000298 V1 DE

Abb. 202: Betrieb im Normalfall

Fall 2:

Ausfall der MU (Abtastung verloren) blockiert das Senden binärer Signale überLDCM. Die empfangenen binären Signale werden nicht blockiert und normalverarbeitet.

→DTT von der Gegenseite wird weiterhin verarbeitet.

=IEC13000299=1=de=Or

iginal.vsd


RED670RED670

MU

Nicht OK

OK

IEC13000299 V1 DE

Abb. 203: MU Ausfall, gemischtes System

Fall 3:



Ausfall einer MU (Abtastung verloren) blockiert das Senden und Empfangen binärerSignale über LDCM.

→DTT von der Gegenseite arbeitet nicht.

=IEC13000300=1=de=Or

iginal.vsd


RED670RED670

MU

Nicht OK

Nicht OK

MU

IEC13000300 V1 DE

Abb. 204: MU Ausfall, 9-2 System

Tabelle 39: Blockierte Schutzfunktion, wenn IEC 61850-9-2LE Kommunikation unterbrochen ist.

Funktionsbeschreibung IEC 61850 Kennung Funktionsbeschreibung IEC 61850 KennungSchutz bei versehent‐lichem Einschalten fürSynchrongenerator

AEGPVOC Zweistufiger Überspan‐nungsschutz

OV2PTOV

Leiterbrucherkennung BRCPTOC Vierstufiger Leiter-Überstromschutz

PH4SPTOC

Kondensatorbatterie‐schutz

CBPGAPC Schutz für Strahlennetz PAPGAPC

Polgleichlaufüberwa‐chung

CCPDSC Unverzögerter Leiter-Überstromschutz

PHPIOC

Leistungsschalterver‐sagerschutz

CCRBRF Polschlupf/Out-of-step-Schutz

PSPPPAM

Schalterversager‐schutz, einpolige Versi‐on

CCSRBRF Selektiver Erdfehler‐schutz, niederohmig

(REFPDIF)

Stromkreisüberwa‐chung

CCSSPVC Zweistufiger Verlage‐rungsspannungs‐schutz

ROV2PTOV

Kompensierter Über-und Unterspannungs‐schutz

COUVGAPC Frequenzänderungs‐schutz

SAPFRC

Allgemeiner Strom-und Spannungsschutz

CVGAPC Überfrequenzschutz SAPTOF

Stromrichtungsumkehrund Schwacheinspei‐selogik für Erdfehler‐schutz

ECRWPSCH Unterfrequenzschutz SAPTUF

Vierstufiger Erdfehler‐schutz

EF4PTOC Stromänderungs‐schutzfunktion

SCCVPTOC




Funktionsbeschreibung IEC 61850 Kennung Funktionsbeschreibung IEC 61850 KennungUnverzögerter Erdfeh‐lerschutz

EFPIOC Empfindlicher gerichte‐ter Schutz gegen Rest-und Überstrom

SDEPSDE

Leiterauswahl, Poly‐gonkennlinie mit fest‐em Winkel

FDPSPDIS Synchrocheck SESRSYN

Leiter-Fehleridentifika‐tion mit Lastkompensa‐tion

FMPSPDIS Leistungsschalterzus‐tandsüberwachung

SSCBR

Leiterauswahl, Polygo‐nal-Charakteristik miteinstellbarem Winkel

FRPSPDIS Isoliergas-Überwa‐chung

SSIMG

Frequenz-Zeit-Akku‐mulations-Schutz

FTAQFVR Isolierflüssigkeits-Überwachung

SSIML

Spannungswandler‐kreisüberwachung

FUFSPVC T-Zonenschutz STBPTOC

Generator-Differential‐schutz

GENPDIF Transformator-Diffe‐rentialschutz, zweiWicklungen

(T2WPDIF)

Gerichteter Überstrom‐schutz

GOPPDOP Transformator-Diffe‐rentialschutz, dreiWicklungen

T3WPDIF

Generator-Rotor-Über‐lastschutz

GRPTTR Automatische Span‐nungsregelung für Stu‐fensteller, Einzelsteue‐rung

TR1ATCC

Generator-Stator-Überlastschutz

GSPTTR Automatische Span‐nungsregelung für Stu‐fensteller, Parallelsteu‐erung

TR8ATCC

Gerichteter Unter‐stromschutz

GUPPDUP Thermischer Überlast‐schutz, zwei Zeitkons‐tanten

(TRPTTR)

Hochimpedanz-Diffe‐rentialschutz

HZPDIF Zweistufiger Unter‐spannungsschutz

UV2PTUV

Leitungsdifferential‐schutz 3 Stromwand‐ler-Sätze, 2-3 Leitung‐senden

L3CPDIF Spannungsdifferential‐schutz

VDCPTOV

Leitungsdifferential‐schutz 6 Stromwand‐ler-Sätze, 3-5 Leitung‐senden

L6CPDIF Spannungswandler‐kreisüberwachung

VDRFUF

Schutz bei geringerWirkleistung und Leis‐tungsfaktorschutz

LAPPGAPC Zeitverzögerter span‐nungsgesteuerterÜberstromschutz

VRPVOC

Gegensystem-Über‐stromschutz

LCNSPTOC Lokale Beschleuni‐gungslogik

ZCLCPSCH

Gegensystem-Über‐spannungsschutz

LCNSPTOV Signalvergleich zur Ge‐genstation-Logik fürÜberstromschutz

ZCPSCH




Funktionsbeschreibung IEC 61850 Kennung Funktionsbeschreibung IEC 61850 KennungDreiphasiger Über‐strom

LCP3PTOC Stromrichtungsumkehrund Schwacheinspei‐selogik (WEI Logik) fürDistanzschutz

ZCRWPSCH

Dreiphasiger Unter‐strom

LCP3PTUC Logik für das Schaltenauf Kurzschluss, span‐nungs- und stromba‐siert

ZCVPSOF

Thermischer Überlast‐schutz, eine Zeitkon‐stante

LCPTTR Unterimpedanzschutzfür Generator

ZGVPDIS

Nullsystem-Überstrom‐schutz

LCZSPTOC Schneller Distanz‐schutz

ZMFCPDIS

Nullsystem-Überspan‐nungsschutz

LCZSPTOV Schneller Distanz‐schutz

ZMFPDIS

Leitungsdifferential-Koordination

LDLPSCH Distanzmesszone, po‐lygonale Charakteristikfür reihenkompensierteLeitungen

ZMCAPDIS

Zusätzliche Sicher‐heitslogik für Differenti‐alschutz

LDRGFC Distanzmesszone, po‐lygonale Charakteristikfür reihenkompensierteLeitungen

ZMCPDIS

Erregungsverlust LEXPDIS Mehrsystemiger Dis‐tanzschutz, Mho-Cha‐rakteristik

ZMHPDIS

Thermischer Überlast‐schutz, eine Zeitkon‐stante

LFPTTR Mehrsystemiger Dis‐tanzschutz, polygonal,für Erdfehler

ZMMAPDIS

Spannungslosigkeit LOVPTUV Mehrsystemiger Dis‐tanzschutz, polygonal,für Erdfehler

ZMMPDIS

Leitungsdifferential‐schutz 3 Stromwand‐ler-Sätze, mit Transfor‐matoren innerhalb derSchutzzone, 2-3 Leit‐ungsenden

LT3CPDIF Distanzschutzzone,Polygonkennlinie

ZMQAPDIS

Leitungsdifferential‐schutz 6 Stromwand‐ler-Sätze, mit Transfor‐matoren innerhalb derSchutzzone, 3-5 Leit‐ungsenden

LT6CPDIF Distanzschutzzone,Polygonkennlinie

ZMQPDIS

Gegensystem-Über‐stromschutz (Schief‐lastschutz) für Maschi‐nen

NS2PTOC Distanzschutzzone,Polygonkennlinie, ge‐sonderte Einstellungen

ZMRAPDIS

Vierstufiger gerichteterÜberstromschutz fürdie Gegenkomponente(Schieflastschutz)

NS4PTOC Distanzschutzzone,Polygonkennlinie, ge‐sonderte Einstellungen

ZMRPDIS




Funktionsbeschreibung IEC 61850 Kennung Funktionsbeschreibung IEC 61850 KennungVierstufiger gerichteterLeiter-Überstrom‐schutz

OC4PTOC Logik zur ErfassungNetzpendelung

ZMRPSB

Schutz gegen Überer‐regung

OEXPVPH Mho-Impedanzüber‐wachungslogik

ZSMGAPC

Polschlupf-Schutz OOSPPAM

18.3.2.3 Einstellbeispiele für IEC 61850-9-2LE und Zeitsynchronisierung

Es ist wichtig, dass das Gerät und die Merging Units (MU) dieselbe Zeitreferenzverwenden. Dies ist von besonderer Bedeutung, wenn analoge Daten von zahlreichenQuellen verarbeitet werden, beispielsweise von einem internen TRM und einer MUoder wenn mehrere physische MUs verwendet werden. Dieselbe Zeitreferenz istwichtig, um die Daten miteinander in Verbindung zu setzen, sodass Kanäleunterschiedlicher Quellen sich auf den korrekten Phasenwinkel beziehen können.

Wird lediglich eine MU als analoge Quelle verwendet, ist dies theoretisch auch ohneZeitsynchronisierung möglich. Dennoch bedeutet dies, dass die Zeitstempel analogerund binärer Daten/Ereignisse ohne Zuordnung sind. Störaufzeichnungen erscheinennicht korrekt, da analoge Daten von der MU mit einem Zeitstempel versehen werdenund binäre Ereignisse die interne Gerätezeit verwenden. Aus diesem Grund ist esempfehlenswert die Zeitsynchronisierung auch einzusetzen, wenn analoge Daten nurvon einer MU bezogen werden.

Zur Synchronisierung des Geräts und der MU kann eine externe Zeitquelle eingesetztwerden. Es ist auch möglich, die MU als Uhr-Master einzusetzen, um das Gerät mitder MU zu synchronisieren. Wird eine externe Uhr verwendet, dann ist es möglich,das Gerät so einzustellen, dass es per PPS oder IRIG-B synchronisiert wird.Außerdem ist es möglich, einen internen GPS-Empfänger im Gerät einzusetzen (fallsdie externe Uhr GPS verwendet).

Einsatz der MU als Zeitquelle zur Synchronisierung



Gerät

MU

Analoge Daten

PPS-

IEC 61850-9-2LE

Synchronisierung


IEC10000061 V1 DE

Abb. 205: Einstellbeispiel für den Einsatz der MU als Synchronisierungsquelle

Einstellungen in der LHMI unter Einstellungen/Zeit/Synchronisierung/TIMESYNCHGEN/IEC 61850-9-2:

• HwSyncSrc: auf PPS eingestellt, da dies von der MU (ABB MU) erzeugt wird• AppSynch: auf Synch eingestellt, da die Schutzfunktionen bei Verlust der

Zeitsynchronisierung blockiert werden sollen• SyncAccLevel: kann auf 4us eingestellt werden, da dies dem maximalen

Phasenwinkelfehler von 0,072 Grad bei 50 Hz entspricht• fineSyncSource kann auf etwas anderes eingestellt werden, um die Ereignisse und

Daten mit anderen Geräten der Station in Beziehung zu setzen

Einstellungen in PST in PCM600 unter: Hardware/Analog-Module/MergingUnits/MU01

• SyncMode : auf Auslösung gesetzt. Dies bedeutet, dass das Gerät bei Verlust derMU Zeitsynchronisierung blockiert wird. Da die MU als Zeit-Master eingestelltist, scheint dies eher unwahrscheinlich. Daher ist die Einstellung von SyncModein diesem Fall unwichtig

Es gibt drei Signale zur Überwachung des Status der Zeitsynchronisierung:

• Das Signal TSYNCERR im Funktionsblock TIMEERR. Dieses Signal wirdimmer dann hoch, wenn die interne timeQuality über die EinstellungSyncAccLevel (in diesem Fall 4us) steigt. Dies blockiert die Schutzfunktionen.Der Fall tritt maximal 4 Sekunden nach einer Unterbrechung der PPS-Faser vonder MU ein (oder wenn fineSyncSource verloren geht).

• Das Signal SYNCH im Funktionsblock MU1_4I_4U zeigt an, obSchutzfunktionen aufgrund des Verlusts der internen Zeitsynchronisierung mitdem Gerät blockiert sind (d. h. Verlust der Hardware-synchSrc)

• Das Signal MUSYNCH im Funktionsblock MU_4I_4U überwacht dieSynchronisierung von der MU (im Datenstrom). Wenn die MU einen Verlust der



Zeitsynchronisierung anzeigt, wird das Signal hoch. In diesem Fall wird die MUals Master eingestellt. Auf diese Weise kann sie die Zeitsynchronisierung nichtverlieren

Das Signal SMPLLOST ist ebenfalls interessant, da es eine Blockierung aufgrundfehlender analoger Daten anzeigt (Unterbrechung der IEC 61850-9-2LE Faser). Dieshat jedoch nichts mit der Zeitsynchronisierung zu tun.

Einsatz einer externen Uhr für die Zeitsynchronisierung

Gerät

MU

Daten

PPS

IEC 61850-9-2LE

PPS / IRIG-B

Anlagen-Uhr


IEC10000074 V1 DE

Abb. 206: Einstellbeispiel mit externer Zeitsynchronisierung

Einstellungen in der LHMI unter Einstellungen/Zeit/Synchronisierung/TIMESYNCHGEN/IEC 61850-9-2:

• HwSyncSrc : auf PPS/IRIG-B eingestellt, je nach verfügbaren Ausgängen an derUhr

• AppSynch : auf Synch eingestellt, um die Schutzfunktionen bei Verlust derZeitsynchronisierung zu blockieren

• SyncAccLevel: kann auf 4us eingestellt werden, da dies dem maximalenPhasenwinkelfehler von 0,072 Grad bei 50 Hz entspricht

• fineSyncSource : sollte auf IRIG-B eingestellt werden, falls in der Uhr verfügbar.Beim Einsatz von PPS für HWSyncSrc sollte “full-time” von einer anderenQuelle bezogen werden. Sollte die Stationsuhr sich im Local Area Network(LAN) befinden und verfügt sie über einen SNTP-Server, dann ist dies eineMöglichkeit.


• SyncMode: auf Auslösung eingestellt. Dies bedeutet, dass das Gerät bei Verlustder MU Zeitsynchronisierung blockiert wird.



Es gibt drei Signale zur Überwachung des Status der Zeitsynchronisierung:

• Das Signal TSYNCERR im Funktionsblock TIMEERR wird immer dann hoch,wenn die interne timeQuality über die Einstellung SyncAccLevel steigt (in diesemFall 4us). Dadurch werden die Schutzfunktionen maximal vier Sekunden nacheiner Unterbrechung der PPS-Kommunikation seitens der MU blockiert.

• Das Signal SYNCH im Funktionsblock MU_4I_4U zeigt an, obSchutzfunktionen aufgrund des Verlusts der internen Zeitsynchronisierung mitdem Gerät blockiert sind (d. h. Verlust von HW-synchSrc)

• Das Signal MUSYNCH im Funktionsblock MU_4I_4U überwacht denSynchronisierungs-Flag der MU (im Datenstrom). Wenn die MU einen Verlustder Zeitsynchronisierung anzeigt, wird das Signal hoch gesetzt.

Ein Signal mit der Eigenschaft “blockedByTimeSynch” wird über die Verbindungvon MUSYNCH und SYNCH über ein ODER-Gatter erzeugt. Wenn auch das SignalSMPLLOST mit dem selben ODER-Gatter verbunden ist, handelt es sich eher um einSignal mit der Eigenschaft “BlockedByProblemsWith9-2”.

Keine Synchronisierung

IEC 61850-9-2LE

Data

MU

IED

IEC10000075-1-en.vsdIEC10000075 V1 DE

Abb. 207: Einstellbeispiel ohne externer Zeitsynchronisierung

Die Verwendung der IEC 61850-9-2LE Kommunikation ist auch ohneZeitsynchronisierung möglich. Die Einstellungen sind in diesem Fall unterEinstellungen/Zeit/Synchronisierung/TIMESYNCHGEN/IEC 61850-9-2:

• HwSyncSrc: auf Aus gesetzt• AppSynch: auf NoSynch gesetzt. Dies bedeutet, dass die Schutzfunktionen nicht

blockiert werden• SyncAccLevel : auf unspecified gesetzt




• SyncMode: auf NoSynch gesetzt. Dies bedeutet, dass das Gerät ignoriert, ob dieMU einen Verlust der Zeitsynchronisierung anzeigt.

• Das Signal TSYNCERR wird nicht gesetzt, da keine Quelle für dieZeitsynchronisierung konfiguriert wurde

• Das Signal SYNCH im Funktionsblock MU_4I_4U zeigt an, obSchutzfunktionen aufgrund des Verlusts der internen Zeitsynchronisierung mitdem Gerät blockiert sind. Da AppSynch auf NoSynch eingestellt ist, wird dasSignal nicht gesetzt.

• Das Signal MUSYNCH im Funktionsblock MU_4I_4U wird gesetzt, wenn derDatenstrom anzeigt, dass die Zeitsynchronisierung verloren gegangen ist. DieSchutzfunktionen werden trotzdem nicht blockiert.

Um die Verfügbarkeit der Schutzfunktionen zu steigern, ist es möglich, dieBlockierung bei Verlust der Zeitsynchronisierung zu unterbinden, wenn nur eineeinzige Quelle für analoge Daten eingesetzt wird. Wenn nur eine physische MU undkein TRM eingesetzt wird, bedeutet dies, dass der Parameter AppSynch auf NoSyncheingestellt werden kann. Der Parameter HwSyncSrc hingegen kann weiterhin auf PPSeingestellt bleiben. Auf diese Weise bleiben analoge und binäre Daten in denStöraufzeichnungen weiterhin in Beziehung zueinander, während dieSchutzfunktionen bei Verlust von PPS nicht blockiert werden.



18.4 LON-Kommunikationsprotokoll

18.4.1 Anwendung

Leitstelle

Gerät GerätGerät

Gateway

SternkopplerRER 111

Station HSIMicroSCADA


IEC05000663 V2 DE

Abb. 208: Beispiel der LON Kommunikationsstruktur für ein Schaltanlagen-Automationssystem.

Ein optisches Netzwerk kann innerhalb des Stationsleittechnik-Systems eingesetztwerden. Dies ermöglicht die Kommunikation mit dem Gerät der 670 Serie durch denLON-Bus vom Arbeitsplatz des Bedieners, von der Leitstelle und auch von anderenGeräten über eine horizontale Bay-to-Bay-Kommunikation.

Der LWL LON Bus wird durch Verwendung von Lichtwellenkabeln mit Glas- oderKunststoffleitern aufgebaut.

Tabelle 40: Technische Daten der LWL-Anschlüsse

Glasfaser KunststofffaserStecker ST Stecker Einraststecker

Kabeldurchmesser 62,5/125 μm 1 mm

Max. Kabellänge 1.000 m 10 m

Wellenlänge 820-900 nm 660 nm

Sendeleistung - 13 dBm (HFBR-1414) - 13 dBm (HFBR-1521)

Empfängerempfindlichkeit - 24 dBm (HFBR-2412) - 20 dBm (HFBR-2521)



Das LON ProtokollDas LON Protokoll ist beschrieben in der LonTalkProtocol Spezifizierungsversion 3von Echelon Corporation. Dieses Protokoll ermöglicht die Kommunikation inKontrollnetzen. Es ist ein Punkt-zu-Punkt Protokoll, mit dem alle an das Netzwerkangeschlossenen Geräte miteinander direkt kommunizieren können. WeitereInformationen zu Feld-zu-Feld Kommunikation befinden sich im Abschnitt MultipleCommand Funktion.

Hardware und Software ModuleDie für die Anwendung von LON Kommunikation benötigte Hardware hängt vomAufbau der Anlage, aber eine sehr wichtige Rolle spielen dabei die LON LWL-Sternkoppler und die Lichtwellenleiter, die den LWL-Sternkoppler mit den Gerätenerforderlich. Um die Geräte von MicroSCADA zu verbinden, ist dieAnwendungsbibliothek LIB670 erforderlich.

Das Softwaremodul HV Control 670 ist im HochspannungsverarbeitungspaketLIB520 enthalten, das ein Teil der Softwarebibliothek innerhalb der MicroSCADA-Anwendungen ist.

Das Softwaremodul HV Control 670 wird zur Steuerung von Funktionen in Gerätender 670 Serie verwendet. Dieses Modul beinhaltet das Prozessabbild, Dialoge und einTool zur Erzeugung der Prozessdatenbank für die Steuerungsanwendung inMicroSCADA.

Verwenden Sie das LON Network Tool (LNT) zum Einstellen der LON-Kommunikation. Dies ist ein Software-Tool, das als Knoten am LON-Bus verwendetwird. Zur Kommunikation via LON müssen die Geräte

• die Knotenadressen der anderen verbundenen Geräte kennen.• die zu verwendenden Netzwerkvariablen-Selektoren kennen.

Das wird durch das LNT organisiert.

Die Knotenadresse wird über die lokale HMI an das LNT übertragen, indem derParameter ServicePinMsg = Ja gesetzt wird. Die Knotenadresse wird über den LON-Bus an das LNT gesendet oder das LNT kann im Netzwerk nach neuen Knotenscannen.

Die Kommunikationsgeschwindigkeit des LON Bus ist auf den Standardwert von1,25 Mbit/s eingestellt. Dies kann von LNT geändert werden.

18.5 SPA-Kommunikationsprotokoll

18.5.1 Anwendung

SPA Kommunikationsprotokoll als Alternative zu IEC 60870-5-103. Es wird derselbe Kommunikationsport wie bei IEC 60870-5-103 verwendet.



Bei der Kommunikation mit einem an der Schaltanlagen-LAN angeschlossenen PCs,per WAN und dem Büro-LAN, wie in Abbildung 209 dargestellt und unter Einsatz derhinteren Ethernet-Schnittstelle am optischen Ethernet-Modul (OEM), wird lediglichdie folgende Hardware zur Überwachung der Schaltanlage benötigt:

• Faseroptik vom Gerät zum Schaltanlagen-LAN.• PC, der mit Büro-LAN des Versorgungsunternehmens verbunden ist

Gerät GerätGerät

Schaltanlagen-LAN


Fernüberwachung

Anlagen-LAN

WAN

IEC05000715 V3 DE

Abb. 209: SPA-Kommunikationsstruktur für ein Fernüberwachungssystemüber das Schaltanlagen-LAN, WAN und Anlagen-LAN

Die SPA-Kommunikation wird hauptsächlich für dasSchaltanlagenüberwachungssystem verwendet. Sie kann verschiedene Geräte mitFernkommunikationsoptionen umfassen. Der Anschluss an einen Computer (PC)kann direkt erfolgen (wenn sich der PC in der Schaltanlage befindet) oder perTelefonmodem über ein Telefonnetz mit ITU-Charakteristik (ehemals CCITT) oderüber eine LAN-/WAN-Verbindung.

Glas <1000 m entsprechend den optischen Vorgaben

Kunststoff <20 m (im Schrank) entsprechend den optischen Vorgaben

FunktionenDas SPA-Protokoll V2.5 ist ein ASCII-basiertes Protokoll für die serielleKommunikation. Die Kommunikation basiert auf einem Master-Slave-Prinzip, wodas Gerät ein Slave und der PC der Master ist. Nur ein Master kann in jeder LWL-Schleife eingesetzt werden. Im Master-Computer ist zur Interpretation der SPA-Bus-Codes und zur Übersetzung der Daten, die an das Gerät gesendet werden sollen einProgramm erforderlich.

Spezifikationen zum SPA-Protokoll V2.5 finden Sie im SPA-BusKommunikationsprotokoll V2.5.




Die Einstellparameter für die SPA-Kommunikation werden über das lokale HMIeingestellt.

SPA, IEC 60870-5-103 und DNP3 verwenden den gleichen Kommunikationsport aufder Rückseite. Setzen Sie den Parameter Auslösung unter Hauptmenü /Einstellungen /Allgemeine Einstellungen /Kommunikation /SLM-Konfiguration /Hinterer optischer SPA-IEC-DNP Port /Protokollauswahl aufdas ausgewählte Protokoll.

Nach Auswahl der Kommunikationsprotokolle wird das IED automatischneugestartet.

Die wichtigsten Einstellungen im IED für die SPA-Kommunikation sind die Slave-Nummer und die Baudrate (Kommunikationsgeschwindigkeit). Diese Einstellungensind für die Kommunikation mit dem IED absolut erforderlich.

Diese Einstellungen können nur am lokalen HMI für Kommunikation über denhinteren und vorderen Kanal durchgeführt werden.

Die Slave-Nummer kann auf einen beliebigen Wert zwischen 1 und 899 eingestelltwerden, sofern die Slave-Nummer innerhalb der verwendeten SPA-Schleifeeindeutig ist.

Die Baudrate, d. h. die Kommunikationsgeschwindigkeit, kann zwischen 300 und38400 Baud eingestellt werden. Angaben zur Bestimmung derBemessungsgeschwindigkeit für die ausgewählten Kommunikationsschnittstellenfinden Sie in den technischen Daten. Die Baudrate sollte in der gesamten Station dieselbe sein, dennoch können in einer Schleife abweichende Baudraten auftreten. Wennin derselben Faseroptik-Schleife oder RS485-Netzwerk unterschiedliche Baudrateneingesetzt werden, dann sollten Sie dies bei der Kommunikationseinrichtung imKommunikationsmaster, dem PC, berücksichtigen.

Bei der lokalen Faseroptik-Kommunikation sind 19200 oder 38400 Baud die normaleEinstellung. Wird die Kommunikation per Telefon genutzt, dann hängt dieKommunikationsgeschwindigkeit von der Verbindungsqualität und vomverwendeten Modemtyp ab. Aber bedenken Sie, dass das Gerät seineGeschwindigkeit nicht an die aktuellen Kommunikationsbedingungen anpasst, da dieGeschwindigkeit in der LHMI eingestellt wird.



18.6 IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll

18.6.1 Anwendung

IEC05000660 V4 DE

Abb. 210: Beispiel der IEC 60870-5-103-Kommunikationsstruktur für einStationsautomatisierungssystem

Das IEC 60870-5-103-Kommunikationsprotokoll wird hauptsächlich verwendet,wenn eine Schutz-IED mit einem übergeordneten Stationsautomatisierungssystemkommuniziert. Dieses System benötigt eine Software, die die IEC 60870-5-103-Kommunikationsnachrichten auswerten kann.

Wenn lokal in der Anlage über einen PC oder eine RTU (Remote Terminal Unit)kommuniziert wird, die mit dem Kommunikations- und Verarbeitungsmodulverbunden sind, dann ist nur ein Lichtwellenleiter als Hardware erforderlich sowie einopto-elektrischer Konverter für den PC oder die RTU oder eine RS-485-Verbindungje nach verwendeter Geräte-Kommunikationsschnittstelle.

FunktionenIEC 60870-5-103 ist ein asymmetrisches (Master-Slave) Protokoll für bitcodiertenseriellen Kommunikationsaustausch von Informationen mit einem Steuersystem. Inder IEC-Terminologie ist eine Primäre Station ein Master und eine sekundäre Stationein Slave. Die Kommunikation basiert auf einem Punkt-zu-Punkt-Prinzip. Der Mastermuss eine Software haben, die die IEC 60870-5-103 Kommunikationsnachrichteninterpretieren kann. Weitere Informationen über IEC 60870-5-103 entnehmen Siebitte der Norm IEC 60870 Teil 5: Übertragungsprotokolle und Abschnitt 103,anwendungsbezogene Norm für die Informationsschnittstelle von Schutzausrüstung.



Design

AllgemeinesDie Protokollimplementierung umfasst die folgenden Funktionen:

• Ereignisverarbeitung• Aufzeichnung der Analogmesswerte (Messwerte)• Fehlerort• Befehlsverarbeitung

• Wiedereinschaltung EIN/AUS• Distanzschutz EIN/AUS• Schutz EIN/AUS• LED-Rückstellung• Charakteristiken 1 - 4 (Parametersätze)

• Dateiübertragung (Störschriebe)• Zeitsynchronisierung

HardwareBei der lokalen Kommunikation mit einem PC oder Fernwirkeinrichtung (engl.remote terminal unit, RTU) in der Station unter Verwendung des SPA/IECAnschlusses ist nur folgende Hardware erforderlich:· Glas-/Kunststofffaser·opto-elektrischer Wandler für PC/RTU· PC/RTU

BefehleDie im Protokoll IEC 60870-5-103 definierten Befehle werden in speziellenFunktionsblöcken dargestellt. Diese Blöcke verfügen über Ausgangssignale für alleverfügbaren Befehle gemäß Protokoll.

• Gerätebefehle in Steuerrichtung

Funktionsblock mit definierten IED-Funktionen in Steuerrichtung, I103IEDCMD.Dieser Block verwendet PARAMETR als FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

• Funktionsbefehle in Steuerrichtung

Funktionsblock mit vordefinierten Funktionen in Steuerrichtung, I103CMD. DieserBlock umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

• Funktionsbefehle in Steuerrichtung

Funktionsblock mit benutzerdefinierten Funktionen in Steuerrichtung,I103UserCMD. Diese Funktionsblöcke beinhalten den Parameter FUNCTION TYPEfür jeden Block im privaten Bereich und den Parameter INFORMATION für jedesAusgangssignal.



StatusDie für das Protokoll IEC 60870-5-103 verfügbaren Ereignisse, die im IED erzeugtwerden, basieren auf:

• der IED-Statusanzeige in Melderichtung

Funktionsblock mit definierten IED-Funktionen in Melderichtung, I103IED. DieserBlock verwendet PARAMETER als FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Eingangssignal definiert.

• Funktionsstatusanzeige in Melderichtung, benutzerdefiniert

Funktionsblock mit benutzerdefinierten Eingangssignalen in Melderichtung,I103UserDef. Diese Funktionsblöcke beinhalten den Parameter FUNCTION TYPEfür jeden Block im privaten Bereich und den Parameter INFORMATION NUMBERfür jedes Eingangssignal.

• Überwachungsanzeigen in Melderichtung

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Überwachungsinformationen inMelderichtung, I103Superv. Dieser Block enthält den Parameter FUNCTION TYPE,und der Parameter INFORMATION NUMBER ist bereits für jedes Ausgangssignaldefiniert.

• Erdfehleranzeigen in Melderichtung

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Erdfehleranzeigen in MelderichtungI103EF. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

• Fehleranzeigen in Melderichtung, Typ 1

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Fehleranzeigen in MelderichtungI103FltDis. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und derParameter INFORMATION NUMBER ist für jedes Eingangssignal definiert. DieserBlock ist für die Distanzschutzfunktion geeignet.

• Fehleranzeigen in Melderichtung, Typ 2

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Fehleranzeigen in MelderichtungI103FltStd. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und derParameter INFORMATION NUMBER ist für jedes Eingangssignal definiert.

Dieser Block ist für die Leitungsdifferential-, Transformatordifferential-, Überstrom-und Erdfehlerschutzfunktionen geeignet.

• Wiedereinschaltungsanzeige in Melderichtung



Funktionsblock mit definierten Funktionen für Wiedereinschaltungsanzeigen inMelderichtung I103AR. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE undder Parameter INFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

MesswerteDie Messwerte können gemäß der Norm als Typ 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 und Typ 9 verwendetwerden.

• Messwerte im öffentlichen Bereich

Funktionsblock, der alle gültigen Messtypen abhängig von den verbundenen Signalenübermittelt, I103Meas.

• Messwerte im privaten Bereich

Funktionsblock mit benutzerdefinierten Eingangs-Messwerten in Melderichtung,I103MeasUsr. Diese Funktionsblöcke beinhalten den Parameter FUNCTION TYPEfür jeden Block im privaten Bereich und den Parameter INFORMATION für jedenBlock.

FehlerortDer Fehlerort wird als Blindwiderstand ausgedrückt. In Bezug auf denBlindwiderstand der Leitungslänge wird dadurch der Abstand zum Fehler in Prozentangegeben. Die Daten sind verfügbar und werden gemeldet, wenn das IED dieFehlerortungsfunktion beinhaltet.

Störschriebaufzeichnungen

• Die Übertragungsfunktion basiert auf der Störschreiberfunktion. Dieaufgezeichneten analogen und binären Signale werden über eine Datenabfrage anden Master übertragen. Die letzten acht verzeichneten Störungen stehen zurÜbertragung an den Master zur Verfügung. Eine Datei, die übertragen wurde undvom Master quittiert wurde, kann nicht noch einmal übertragen werden.

• Die im Störschreiber enthaltenen binären Signale, sind die, welche mit denStörfall-Funktionsblöcken B1RBDR bis B6RBDR verbunden sind. DieseFunktionsblöcke enthalten den Funktionstyp und die Informationsnummer fürjedes Signal. Weitere Informationen über die Beschreibung des Störfall-Berichtsfinden Sie im Technischen Handbuch. Die analogen Signale, die über eineDatenabfrage übertragen werden, sind die, welche mit den Störfall-Funktionsblöcken A1RADR bis A4RADR verbunden sind. Die acht erstengehören zum öffentlichen und die verbleibenden zum privaten Bereich.

Einstellung



Einstellungen für RS485 und optische serielle Kommunikation

Allgemeine EinstellungenSPA, DNP und IEC 60870-5-103 können für den Betrieb am optischen seriellen Port(SLM) konfiguriert werden, während DNP und IEC 60870-5-103 auch den RS485-Port nutzen können. Pro physischem Port kann jeweils immer nur ein Protokoll aktivsein.

Die Konfiguration des IEC 60870-5-103-Protokolls erfolgt in zwei verschiedenenBereichen der HMI.

1. Die IEC 60870-5-103-Protokollparameter für den Port werden konfiguriertunter:Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/IEC6870-5-103/• <Konfig-Auswahl>• SlaveAddress• BaudRate• RevPolarity (nur optischer Kanal)• CycMeasRepTime• MasterTimeDomain• TimeSyncMode• EvalTimeAccuracy• EventRepMode• CmdMode

<Konfig-Auswahl> ist:• "OPTICAL103:1" für optischen seriellen Kanal am SLM• "RS485103:1" für RS485-Port

2. Das an einem physischen Port aktive Protokoll wird gewählt unter:Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/Portkonfiguration/• RS485-Port

• RS485PROT:1 (aus, DNP, IEC103)• Optischer serieller Port (SLM)

• PROTOCOL:1 (aus, DNP, IEC103, SPA)



=GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-

A9D5E9EE7CA8=3=de=Original.vsd

GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-A9D5E9EE7CA8 V3 DE

Abb. 211: Einstellungen für die IEC 60870-5-103-Kommunikation

Die allgemeinen Einstellungen für die IEC 60870-5-103-Kommunikation sind diefolgenden:

• SlaveAddress und BaudRate: Einstellungen für die Slave-Nummer und dieKommunikationsgeschwindigkeit (Baud-Rate)Die Slave-Nummer kann auf einen beliebigen Wert zwischen 1 und 254 gesetztwerden. Die Kommunikationsgeschwindigkeit kann entweder auf 9.600 bit/soder 19.200 bit/s eingestellt werden.

• RevPolarity: Einstellung für Invertierung des Lichts (oder keine Invertierung).Die Standardeinstellung in IEC 60870-5-103 ist Ein.

• CycMeasRepTime: Weitere Informationen siehe I103MEAS-Funktionsblock.• EventRepMode: Definiert den Modus, in dem Ereignisse berichtet werden. Der

Ereignispuffer ist ausreichend für 1.000 Ereignisse.

EreignisberichtsmodusWenn SeqOfEvent gewählt wird, werden alle Ereignisse (Generalabfrage undplötzlich auftretende) in der Reihenfolge weitergegeben, in der sie vom BSW erzeugtwurden. Der aktuellste Wert ist der letzte gelieferte Wert. Alle Generalabfrage-Datenaus einem einzelnen Block kommen aus dem gleichen Zyklus.

Wenn HiPriSpont gewählt wird, werden plötzlich auftretende Ereignisse vor denGeneralabfrage-Ereignissen geliefert. Um zu verhindern, dass alteGeneralabfragedaten nach einem neuen spontanen Ereignis geliefert werden, wird dasanstehende Generalabfrageereignis so geändert, dass es denselben Wert wie dasspontane Ereignis enthält. Folglich ist der Datensatz der Generalabfrage nichtzeitkorrelliert.

Die Einstellung für die Kommunikationsparameter Slave-Nummer und Baudrate sindauf dem lokalen HMI unter: Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskonfiguration /SPA/SPA:1 zu finden, wählen Sie dann ein Protokoll.

Einstellungen von PCM600EreignisFür jeden Eingang der Ereignisfunktion (EVENT) gibt es eine Einstellung für dieInformationsnummer des verbundenen Signals. Die Informationsnummer kann aufeinen beliebigen Wert zwischen 0 und 255 gesetzt werden. Um den korrekten Betriebder Ereignisfolge zu erzielen, müssen die Ereignismasken in der Ereignisfunktion auf



ON_CHANGE gesetzt werden. Bei einzelnen Befehlssignalen ist die Ereignismaskeauf ON_SET zu setzen.

Darüber hinaus steht die Einstellung an jedem Ereignisblock für den Funktionstyp zurVerfügung. Siehe Beschreibung des Hauptfunktionstyp auf der LHMI.

BefehleBezüglich der im Protokoll definierten Befehle gibt es einen eigenen Funktionsblockmit acht Ausgangssignalen. Zum Konfigurieren dieser Signale verwenden SiePCM600. Um den Befehl BlockOfInformation umzusetzen, der von der LHMI ausgesteuert wird, müssen der Ausgang BLKINFO im Befehlsfunktionsblock des GerätsICOM mit einem Eingang eines Ereignis-Funktionsblocks verbunden werden.Gemäß dem Standard muss dieser Eingang mit der Informationsnummer 20 (Sperreder Überwachungsrichtung) versehen sein.

StörschriebaufzeichnungenFür jeden Eingang der Störschreiberfunktion gibt es eine Einstellung für dieInformationsnummer des verbundenen Signals. Der Funktionstyp und dieInformationsnummer kann auf einen beliebigen Wert zwischen 0 und 255 gesetztwerden. Für jeden Störschreiber-Eingang gibt es Parameter, um INF und FUN für dieaufgezeichneten binären Signale einzustellen. Der Benutzer muss diese Parameter aufdas an den jeweiligen Eingang angeschlossene Signal einstellen.

Siehe Beschreibung des Hauptfunktionstyp auf der LHMI.

Aufgezeichnete analoge Kanäle werden mit ASDU26 und ASDU31 gesendet. EinInformationselement in diesen ASDUs wird ACC (actual channel) genannt und zeigtden aktuell zu verarbeitenden Kanal an. Diese Kanäle im Störschreiber werden miteinem ACC gemäß der folgenden Tabelle gesendet:

DRA#-Input ACC IEC 103-Bedeutung1 1 IL1

2 2 IL2

3 3 IL3

4 4 IN

5 5 UL1E

6 6 UL2E

7 7 UL3E

8 8 UEN

9 64 Privater Bereich










DRA#-Input ACC IEC 103-Bedeutung16 71 Privater Bereich

























Funktions- und InformationstypenDer Funktionstyp ist folgendermaßen definiert:

128 = Distanzschutz

160 = Überstromschutz

176 = Transformatordifferentialschutz

192 = Leitungsdifferentialschutz

Angaben zu den vom Kommunikationsprotokoll IEC 60870-5-103 unterstütztenInformationstypen finden Sie im Technischen Referenzhandbuch/Stationskommunikation.

Zur Unterstützung der Informationen müssen die entsprechenden Funktionen imSchutz-IED enthalten sein.



Für die folgenden Teile gibt es keine Darstellung:

• Erzeugen von Ereignissen für Prüfmodus• Ursache der Übertragung: Info-Nr. 11, lokale Schalthoheit

EIA RS-485 wird nicht unterstützt. Es sollten Glas- oder Kunststofffasern verwendetwerden. BFOC/2.5 ist die einzusetzende Schnittstelle (BFOC/2.5 entspricht den ST-Anschlüssen). ST-Anschlüsse werden, wie im Standard definiert, mit optischerLeistung betrieben.

Weitere Informationen finden Sie in der IEC-Norm IEC 60870-5-103.

18.7 MULTICMDRCV und MULTICMDSND




Multipler Befehl und Empfang MULTICMDRCV - -

Multipler Befehl und Senden MULTICMDSND - -

18.7.2 Anwendung

Das Gerät bietet zwei Funktionsblocks, die es zahlreichen Geräten ermöglichen,Signale über den Stations-Bus zu senden und zu empfangen. Der Sende-Funktionsblock, MULTICMDSND, erfordert 16 binäre Eingänge. LON ermöglichtdie Übermittlung derselben an den entsprechenden Empfänger-Funktionsblock,MULTICMDRCV, der über 16 binäre Ausgänge verfügt.


18.7.3.1 Einstellung

Die Parameter der Funktion für multiple Befehle werden über PCM600 eingestellt.

Die Modus-Einstellung regelt die Ausgänge entweder auf einen durchgehenden odergepulsten Modus.



528

Abschnitt 19 Kommunikation zur Gegenseite

19.1 Übertragung binäres Signal




Übertragung binäres Signal BinSignReceive - -

Übertragung binäres Signal BinSignTransm - -

19.1.2 Anwendung

Das Gerät kann mit Kommunikationsmodulen für den Leitungsdifferentialschutzund/oder die Kommunikation von binären Signalen zwischen Geräten ausgestattetsein. Dieselbe Hardware wird für beide Kommunikationszwecke eingesetzt.

Die Kommunikation zwischen zwei Geräten, die sich an geographischunterschiedlichen Standorten befinden, ist ein fundamentaler Bestandteil derLängsdifferentialfunktion.

Das Senden binärer Signale zwischen zwei Geräten, von denen sich je eines amjeweiligen Ende der Stromleitung befindet, wird bei Vergleichsverfahren und beiMitnahmeverfahren eingesetzt. Darüber hinaus bestehen weitereAnwendungsmöglichkeiten, wie beispielsweise die Blockier-/Aktivierungsfunktionin Unterstationen der Gegenseite, die Änderung des Parametersatzes im Gerät an derGegenseite in Abhängigkeit der Schaltsituation an der lokalen Seite und so weiter.

Bei Ausstattung mit einem LDCM, kann ein 64-kBit/s-Kommunikationskanal mitdem Gerät verbunden werden, der dann eine Kapazität von 192 binären Signalen fürdie Kommunikation mit einem Gerät an der Gegenseite aufweist.

19.1.2.1 Kommunikationshardware-Lösungen

Das LDCM (Line Data Communication Module, Leitungs-Datenkommunikationsmodul) verfügt über einen optischen Anschluss, sodass zweiGeräte über eine direkte Glasfaserleitung (Multimode) verbunden werden können,wie in Abbildung 212 dargestellt. Es wird das IEEE/ANSI C37.94 Protokollverwendet. Die Entfernung bei dieser Lösung beträgt typischerweise 110 km.

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 19Kommunikation zur Gegenseite


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 DE

Abb. 212: Direkte Glasfaserverbindung zwischen den beiden Geräten mitLDCM

Das LDCM kann auch gemeinsam mit einem externen optogalvanischen G.703-Konverter oder mit einem alternativen optogalvanischen X.21-Konverter verwendetwerden, wie in Abbildung 213 dargestellt. Diese Lösungen dienen dem Anschluss aneinen Multiplexer, der wiederum an ein Telekommunikationsnetz angeschlossen ist(beispielsweise SDH oder PDH).

IEC05000527 V1 DE

Abb. 213: LDCM mit einem externen optogalvanischen Konverter undMultiplexer

Wird ein externes G.703- oder X21-Modem eingesetzt, dann erfolgt die Verbindungzwischen dem LDCM und dem Modem über ein Multimode-Glasfaserkabel mit max.3 km Länge. Das IEEE/ANSI C37.94 Protokoll wird immer zwischen dem LDCMund dem Modem verwendet.

Alternativ kann ein LDCM mit eingebautem X.21-Konverter und 15-poliger MicroD-Sub Buchse verwendet werden.

Abschnitt 19 1MRK 511 310-UDE -Kommunikation zur Gegenseite



ChannelMode: Dieser Parameter kann auf Ein oder Aus eingestellt werden.Abgesehen davon, kann er auch auf OutOfService eingestellt werden, was bedeutet,dass das lokale LDCM außer Betrieb ist. Durch diese Einstellung ist derKommunikationskanal aktiv und eine Meldung wird an das Gerät der Gegenseitegesendet, die aussagt, dass das lokale Gerät außer Betrieb ist, aber kein COMFAIL-Signal anliegt und die gesendeten analogen und binären Werte entsprechen Null.

TerminalNo: Diese Einstellung sollte verwendet werden, um jedem LDCM bei allenDifferentialschutzgeräten eine eindeutige Adresse zuzuweisen. Bis zu 256 LDCMskönnen mit einer eindeutigen Nummer versehen werden. Nehmen Sie ein Gerät mitzwei LDCMs an:

• LDCM für Slot 302: Setzen Sie TerminalNo auf 1 und RemoteTermNo auf 2.• LDCM für Slot 303: Setzen Sie TerminalNo auf 3 und RemoteTermNo auf 4.

Bei Stromdifferentialanwendungen mit mehreren Terminals mit 4 LDCMs in jedemGerät, müssen bis zu 20 eindeutige Adressen eingerichtet werden.

Die eindeutige Adresse ist erforderlich, um imKommunikationssystem eine hohe Sicherheit gegen fehlerhafteAdressierung sicher zu stellen. Beim Einsatz derselben Nummer fürdie Einstellung TerminalNo in mehreren LDCMs, kann ein Schleifen-Rückgabetest im Kommunikationssystem eine fehlerhafte Auslösungverursachen.

RemoteTermNo: Diese Einstellung vergibt allen in Beziehung stehenden LDCM imGerät der Gegenseite eine Nummer. Für jedes LDCM wird der ParameterRemoteTermNo auf einen anderen Wert gesetzt als der Parameter TerminalNo, jedochentspricht dieser dem Parameter TerminalNo des LDCM an der Gegenseite. Im Gerätder Gegenseite werden die Einstellungen TerminalNo und RemoteTermNofolgendermaßen umgekehrt:

• LDCM für Slot 302: Setzen Sie TerminalNo auf 2 und RemoteTermNo auf 1• LDCM für Slot 303: Setzen Sie TerminalNo auf 4 und RemoteTermNo auf 3

Der redundante Kanal wird immer mit der niedrigeren Positionkonfiguriert, beispielsweise

• Slot 302: Hauptkanal• Slot 303: Redundanter Kanal

Gleiches gilt für die Slots 312-313 und Slots 322-323.



DiffSync: Nachfolgend die Methode zur Zeitsynchronisation, Echo oder GPS, wenndie Leitungsdifferentialschutzfunktion ausgewählt wurde.

GPSSyncErr: Wurde die GPS-Synchronisation verloren, dann läuft dieSynchronisation der Leitungsdifferentialschutzfunktion auf der Grundlage derStabilität der Geräteuhr noch 16 s weiter. Abschließend blockiert die EinstellungBlock die Leitungsdifferentialfunktion oder die Einstellung Echo lässt sie über dieSynchronisierungsmethode Echo weiter laufen. Beachten Sie, dass die Verwendungvon Echo in dieser Situation nur so lange sicher ist, so lange keine Gefahr vonSchwankungen in der Übertragungsasymmetrie bestehen.

CommSync: Diese Einstellung entscheidet über die Master- oder Slave-Beziehungenim Kommunikationssystem und sollte nicht als Synchronisation derLeitungsdifferentialproben missverstanden werden. Wird eine direkteGlasfaserverbindung verwendet, dann wird ein LDCM als Master und das andere alsSlave eingestellt. Wird ein Modem und ein Multiplexer eingesetzt, dann ist das Gerätimmer als Slave einzustellen, da das Telekommunikationssystem den Clock-Masterbereitstellt.

OptoPower: Die Einstellung LowPower wird für Glasfaserleitungen mit einer Längevon 0 – 1 km und HighPower für Leitungen mit einer Länge >1 km verwendet.

TransmCurr: Diese Einstellung entscheidet darüber, welcher der beiden möglichenlokalen Ströme übertragen werden soll, ob und wie die Summe der beiden lokalenStröme übertragen wird oder ob der Kanal als redundanter Kanal verwendet werdensoll.

In einer Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung liegen zwei lokale Ströme vor, unddie Erdung an den Stromwandlern kann sich für diese unterscheiden. CT-SUMüberträgt die Summe der beiden Stromwandler-Einheiten. CT-DIFF1 überträgtStromwandlereinheit 1 minus Stromwandlereinheit 2 und CT-DIFF2 überträgtStromwandlereinheit 2 minus Stromwandlereinheit 1.

CT-GRP1 oder CT-GRP2 überträgt die jeweilige Stromwandlereinheit, und dieEinstellung RedundantChannel macht den zu verwendenden Kanal zumReservekanal.

ComFailAlrmDel: Zeitverzögerung für den Alarm bei Kommunikationsfehlern. InKommunikationssystemen kann das Umschalten der Leitungen manchmal zuUnterbrechungen mit einer Dauer von bis zu 50 ms führen. Daher kann eine zu kurzeEinstellung der Zeitverzögerung in solchen Situationen störende Fehlalarmeverursachen.

ComFailResDel: Zeitverzögerung für das Rücksetzen des Alarms beiKommunikationsfehlern.

RedChSwTime: Zeitverzögerung vor dem Umschalten auf einen redundanten Kanalim Fall des Ausfalls des Primärkanals.

RedChRturnTime: Zeitverzögerung vor dem Rückschalten des Primärkanals nachdem Kanalfehler.

Abschnitt 19 1MRK 511 310-UDE -Kommunikation zur Gegenseite


AsymDelay: Die Asymmetrie wird als Übertragungsverzögerung minusEmpfangsverzögerung definiert. Ist eine feste Asymmetrie bekannt, dann kann dieSynchronisationsmethode Echo eingesetzt werden, wenn der Parameter AsymDelaykorrekt eingestellt wurde. Aus der Definition geht hervor, dass die Asymmetrie aneinem Ende immer positiv und am anderen immer negativ ist.

AnalogLatency: Lokale analoge Latenz. Ein Parameter, der die Zeitverzögerungangibt (Anzahl von Proben), die zwischen der tatsächlichen Probenahme und derEingangszeit der Probe am lokalen Kommunikationsmodul, LDCM, auftritt. DerParameter sollte bei der Übermittlung analoger Daten vom lokalenStromwandlermodul, TRM, auf 2 eingestellt werden. .

RemAinLatency: Analoge Latenz an der Gegenseite. Dieser Parameter entspricht demParameter LocAinLatency, der im Gerät der Gegenseite eingestellt ist.

MaxTransmDelay: Es können Daten für eine Übertragungsverzögerung von maximal40 ms zwischengepuffert werden. Zeitverzögerungen im Bereich einigerMillisekunden sind normal. Bitte beachten Sie, dass bei Daten, die in der verkehrtenReihenfolge eingehen, die ältesten Daten verworfen werden.

CompRange: Der Einstellwert ist der Wert der aktuellen Spitze, an dem der Wertabgeschnitten wird. Um diesen Wert einstellen zu können, müssen dieFehlerstrompegel bekannt sein. Diese Einstellung ist nicht entscheidend, da sehr hoheStromwerte berücksichtigt werden, bei denen eine normale Auslösung in der Regelnoch erfolgen kann.

MaxtDiffLevel: Erlaubte maximale Zeitverzögerung zwischen den internen Uhren anden jeweiligen Leitungsenden.



534

Abschnitt 20 Grundfunktionen des IED

20.1 ATHSTAT - Autorisierungsstatus

20.1.1 Anwendung

Der Autorisierungsstatus (ATHSTAT) ist ein Anzeigefunktionsblock, der über zweiEreignisse bezüglich IED und Benutzerberechtigung informiert:

• die Tatsache, dass mindestens ein Benutzer versucht hat, unberechtigterweise inden IED einzuloggen und dass dieser Versuch blockiert wurde (AusgangUSRBLKED)

• die Tatsache, dass mindestens ein Benutzer eingeloggt ist (AusgangLOGGEDON)

Die beiden Eingänge der Funktion ATHSTAT können in der Konfiguration fürverschiedene Anzeige- und Alarmursachen verwendet oder auch für den gleichenZweck an die Stationssteuerung gesendet werden.

20.2 CHNGLCK - Änderungssperre

20.2.1 Anwendung

Die Änderungssperrfunktion CHNGLCK wird verwendet, um weitere Änderungenan der Gerätekonfiguration zu blockieren, wenn die Inbetriebnahme abgeschlossenist. Der Zweck ist, versehentliche Änderungen an der Gerätekonfiguration und anEinstellungen unmöglich zu machen.

Ist die Funktion CHNGLCK aktiviert, können noch immer folgende Maßnahmenvorgenommen werden, die keine Neukonfiguration des Gerätes nach sich ziehen:

• Überwachung• Ereignisse lesen• Ereignisse zurücksetzen• Stördaten lesen• Störungen löschen• LEDs zurücksetzen

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 20Grundfunktionen des IED


• Zähler und andere Laufzeitkomponentenstatus zurücksetzen• Steuerungsmaßnahmen• Systemzeit einstellen• Testmodus aktivieren und deaktivieren• Aktuellen Parametersatz ändern

Der binäre Eingang, der die Funktion steuert, ist definiert in ACT oder SMT. DieFunktion CHNGLCK wird unter Verwendung von ACT konfiguriert.

LOCK Binäres Eingangssignal, das die Funktion aktiviert/deaktiviert, definiert in ACToder SMT.

Wenn CHNGLCK logisch 1 am Eingang hat, dann werden alle Versuche, dieGerätekonfiguration und Einstellungen zu ändern, durch folgende Meldungverweigert: "Error: Changes blocked" (Fehler: Änderungen blockiert) wird in derHMI angezeigt; im PCM600 lautet die Meldung "Operation denied by activeChangeLock" (Funktion verweigert durch aktive Änderungssperre). DieCHNGLCK-Funktion sollte so konfiguriert werden, dass sie von einem Signal vonder binären Eingabekarte gesteuert werden kann. Dadurch wird sichergestellt, dassCHNGLCK deaktiviert wird, wenn das Signal auf logisch 0 gesetzt wird. Wenn aufdem Pfad zum CHNGLCK-Eingang eine Logik enthalten ist, muss diese Logik soausgelegt sein, dass sie nicht kontinuierlich ein logisches Signal an den CHNGLCK-Eingang legt. Wenn aber eine solche Situation trotz der entsprechendenVorkehrungen auftritt, kontaktieren Sie bitte Ihren lokalen ABB-Vertreter für weitereMaßnahmen.

20.3 Dienstverweigerung (denial of service, DOS)

20.3.1 Anwendung

Die Dienstverweigerungsfunktionen (DOSFRNT, DOSLANAB und DOSLANCD)dienen der Begrenzung der CPU-Belastung, wie sie in Geräten durch starken Verkehrim Ethernet-Netzwerk verursacht werden. Die Kommunikationseinrichtungen dürfendie primäre Funktionalität des Geräts nicht beeinträchtigen. Der gesamteNetzwerkverkehr wird quotenkontrolliert, sodass zu starke Netzwerklasten besserkontrolliert werden können. Ein starker Netzwerkverkehr kann beispielsweise dasErgebnis von defekten Geräten sein, die an das Netzwerk angeschlossenen sind.

DOSFRNT, DOSLANAB und DOSLANCD messen die Gerätelast durchKommunikation und begrenzen diese, falls erforderlich, damit die Steuer- undSchutzfunktion der Geräte aufgrund der hohen CPU-Belastung nicht gefährdet wird.Die Funktion hat folgende Ausgänge:

Abschnitt 20 1MRK 511 310-UDE -Grundfunktionen des IED


• LINKUP zeigt den Ethernet-Verbindungsstatus an.• WARNING zeigt an, dass die Kommunikation (Framerate) höher ist als normal• ALARM zeigt an, dass das Gerät die Kommunikation begrenzt


Die Funktion verfügt über keine Parameter in der lokalen HMI oder dem PCM600.

20.4 IED-Identifikatoren

20.4.1 Anwendung

Die Funktion IED-Identifikatoren (TERMINALID) ermöglicht dem Benutzer dieIdentifikation des individuellen IED in dem System, nicht nur in der Anlage, sondernin einer gesamten Region oder einem Land.

Nur die Zeichen A-Z, a-z und 0-9 in Stations-, Objekt- undGerätebezeichnungen verwenden.

20.5 Produktinformationen

20.5.1 Anwendung

Die Funktion "Produktbezeichner" enthält konstante Daten (können nicht verändertwerden), die das Gerät eindeutig bezeichnen:

• ProductVer• ProductDef• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate• IEDProdType

Die Einstellungen werden auf der lokalen HMI angezeigt unter Hauptmenü/Diagnose/IED-Status/Produktidentifikationund unterHauptmenü/Diagnose/IED-Status/IED-Bezeichner

Diese Information ist bei der Kommunikation mit dem ABB Produkt-Support sehrhilfreich (z. B. bei Reparatur- und Wartungsmaßnahmen).



20.5.2 Werkseinstellungen

Werkseinstellungen sind für die Identifizierung einer bestimmten Version sehrnützlich und sehr hilfreich bei Wartungen, Reparaturen, dem Austausch von IEDszwischen verschiedenen Schaltanlagen-Automationssystemen undAktualisierungen. Werkseinstellungen können vom Benutzer nicht verändert werden.Sie können nur angezeigt werden. Die Einstellungen befinden sich in der HMI unterHauptmenü/Diagnostics/IED Status/Product identifiers

Folgende Identifikatoren stehen zur Verfügung:

• IEDProdTyp• Beschreibt den IED-Typ (z. B. REL, REC oder RET). Beispiel: REL670

• ProductDef• Beschreibt die Freigabenummer von der Produktion. Beispiel: 1.2.2.0

• ProductVer• Beschreibt die Produktversion. Beispiel: 1.2.3

1 ist die Hauptversion des hergestellten Produkt, d. h., neue Plattform des Produkts

2 ist die Unterversion des hergestellten Produkt, d. h., Produkt durch neue Funktionenoder neue Hardware ergänzt

3 ist die Überarbeitung der Hauptversion des hergestellten Produkts, d. h., Funktionenoder Hardware haben sich entweder geändert oder wurden im Produkt erweitert

• IEDMainFunType• Hauptfunktionstyp-Code entsprechend IEC 60870-5-103. Beispiel: 128

(bedeutet Leitungsschutz).• Serien-Nr• Bestell-Nr• Produktionsdatum

20.6 Messwert-Expansionsblock RANGE_XP




Messwert-Expansionsblock RANGE_XP - -



20.6.2 Anwendung

Die Strom- und Spannungsmessfunktionen (CVMMXN, CMMXU, VMMXU undVNMMXU), die symmetrischen Strom- undSpannungskomponentenmessfunktionen (CMSQI und VMSQI) und die generischenE-/A-Kommunikationsfunktionen gemäß IEC 61850 (MVGAPC) stehen mit einerMessüberwachungsfunktionalität zur Verfügung. Alle Messwerte können mit viereinstellbaren Schwellenwerten überwacht werden: absolute Untergrenze,Untergrenze, Obergrenze und absolute Obergrenze. Der Messwert-ExpansionsblockRANGE_XP soll dazu dienen, das Integer-Ausgangssignal von den Messfunktionenin 5 binäre Signale zu übersetzen: unter zweitem unteren Grenzwert, unter erstemunteren Grenzwert, normal, über erstem oberen Grenzwert und über zweitem oberenGrenzwert. Die Ausgangssignale können in der konfigurierbaren Logik alsBedingungen verwendet werden.


Für die Messwert-Erweiterungsblockfunktion gibt es keine einstellbaren Parameter.

20.7 Parametersätze

20.7.1 Anwendung

Sechs Parametersätze stehen zur Verfügung, um den Betrieb des Geräts fürunterschiedliche Netzbedingungen zu optimieren. Nach der Einrichtung angepassterParametersätze, entweder über die lokale HMI oder über konfigurierbareBinäreingänge, erhalten Sie durch den Wechsel zwischen den Parametersätzen einäußerst anpassungsfähiges Gerät für eine Vielzahl von Netzsystemszenarien.

Unterschiedliche Bedingungen in elektrischen Netzen mit unterschiedlichenSpannungspegeln erfordern äußerst anpassungsfähige Steuerungseinheiten, umZuverlässigkeit, Sicherheit und Selektivität zu gewährleisten. Schutzeinheitenarbeiten mit einem höheren Verlässlichkeitsgrad, insbesondere dann, wenn dieEinstellwerte ihrer Parameter kontinuierlich den Bedingungen in dem elektrischenNetz angepasst werden.

Operative Abteilungen können so verschiedenen Betriebsbedingungen in denPrimärgeräten planen. Der für die Schutzvorrichtungen zuständige Ingenieur kann fürunterschiedliche Schutzfunktionen die erforderlichen optimierten und vorabgetesteten Einstellungen im Voraus vornehmen. Sechs verschiedene Parametersätzemit Einstellparametern sind im Gerät verfügbar. Jeder einzelne kann mithilfe vonexternen oder internen Steuerungssignalen über die verschiedenen programmierbarenBinäreingänge aktiviert werden.

Der Funktionsblock SETGRPS definiert, wie viele Parametersätze verwendetwerden. Die Einstellung erfolgt über den Parameter MAXSETGR, der auf denerforderlichen Wert für jedes Gerät festgelegt wird. Nur die festgelegten



Parametersätze stehen im Parameter Setting Tool zur Aktivierung im FunktionsblockAktive Parametergruppe zur Verfügung.


Mit der Einstellung ActiveSetGrp wird ausgewählt, welche Parametergruppe aktiv ist.Die aktive Gruppe kann auch über den konfigurierten Eingang für den FunktionsblockSETGRPS ausgewählt werden.

Die Länge des Impulses, der vom Ausgangssignal SETCHGD gesendet wird, wenndie aktive Gruppe wechselt, wird über den Parameter t eingestellt.

Der Parameter MAXSETGR legt die maximale Anzahl der Parametersätze fest,zwischen denen gewechselt werden kann. Im Tool für Parametereinstellungen (PST)steht für die Aktivierung mit dem Funktionsblock Aktive Parametergruppe nur dieausgewählte Anzahl an Parametersätzen zur Verfügung.

20.8 Nennfrequenz des Netzes - PRIMVAL

20.8.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC-61850-Identi‐



Primärsystemwerte PRIMVAL - -

20.8.2 Anwendung

Die Bemessungs-Systemfrequenz wird unter Hauptmenü/AllgemeineEinstellungen/ Basisparameter/ Basisdaten Primär imParametereinstellungsbaum in der HMI und am PCM600 festgelegt.


Stellen Sie die Bemessungsfrequenz des Netzes ein. Erläuterungen zurFrequenzverfolgung enthält der Abschnitt "SMAI - Signalmatrix fürAnalogeingänge".

20.9 3PHSUM - Summationsbaustein 3phasig



20.9.1 Anwendung

Der analoge Summationsbaustein 3PHSUM wird verwendet, um die Summe vonzwei Sätzen 3-phasigen Analogsignalen (desselben Typs) für die Gerätefunktionen,die sie eventuell benötigen, zu erhalten.


Der Summierungsblock empfängt die dreiphasigen Signale von den SMAI-Blöcken.Der Summierungsblock hat mehrere Einstellungen.

SummationType: Summierungstyp (Gruppe 1 + Gruppe 2, Gruppe 1 - Gruppe 2,Gruppe 2 - Gruppe 1 oder –(Gruppe 1 + Gruppe 2)).

DFTReference: Der DFT-Referenzblock (InternalDFT Ref,DFTRefGrp1 oderExterne DFT ref) .

FreqMeasMinVal: Der Mindestwert der Spannung, für die die Frequenz berechnetwird, ausgedrückt als Prozentwert von UBaseBasisspannungseinstellung (für jedeInstanz x).


20.10 Global definierte Werte GBASVAL




Globale Basiswertgruppe GBASVAL - -

20.10.2 Anwendung

Die Funktion der globalen Basiswertgruppe (GBASVAL) stellt globale Werte bereit,die für alle anwendbaren Funktionen im IED gleich sind. Ein Satz globaler Wertebesteht aus den Werten für Strom, Spannung und Scheinleistung, wobei sechsverschiedene Wertsätze bereitgestellt werden können.

Dies ist ein großer Vorteil, da alle anwendbaren Funktionen des IED dieselbe Quellefür ihre Basisdaten verwenden. Dies ermöglicht mehr Konsistenz im IED und sorgtdafür, dass bei Bedarf beim Aktualisieren der Werte nur eine Quelle aktualisiertwerden muss.



Jede anwendbare Funktion im IED hat einen Parameter, GlobalBaseSel, der einen dersechs Sätze von GBASVAL definiert.


UBase: Leiter-Leiter-Spannungswerte, die als Grundwerte für die anwendbarenFunktionen im IED eingesetzt werden.

IBase: Leiter-Stromwert, der als Grundwert für die anwendbaren Funktionen im IEDeingesetzt werden.

SBase: Standardwert der Scheinleistung, die als Grundwert für die anwendbarenFunktionen im IED eingesetzt werden, typischerweise SBase=√3·UBase·IBase.

20.11 Signalmatrix für Binäreingänge (SMBI)

20.11.1 Anwendung

Die Funktion "Signalmatrix für Binäreingänge" (SMBI) wird innerhalb desApplikationskonfigurations-Tools (ACT) in direkter Verbindung mit dem SignalMatrix Tool verwendet. SMBI stellt dar, wie Binäreingänge für eineGerätekonfiguration eingebunden werden.


Im Parameter Setting Tool stehen dem Benutzer keine Einstellparameter für dieFunktion "Signalmatrix für Binäreingänge" (SMBI) zur Verfügung. Der Benutzersollte jedoch im Applikationskonfigurations-Tool für die SMBI-Instanz und für dieSMBI-Eingänge direkt entsprechende Name festlegen. Diese Namen definierten dieSMBI-Funktion im Signal Matrix Tool. Die benutzerdefinierten Namen für die Ein-und Ausgangssignale erscheinen auch an den entsprechenden Ein- undAusgangssignalen.

20.12 SMBO - Signalmatrix für Binärausgänge

20.12.1 Anwendung

Die Funktion "Signalmatrix für Binärausgänge" (SMBO) wird innerhalb desApplikationskonfigurations-Tools (ACT) in direkter Verbindung mit dem SignalMatrix Tool verwendet. SMBO stellt dar, wie Binärausgänge von einerGerätekonfiguration gesendet werden.




Im Parameter Setting Tool stehen dem Benutzer keine Einstellparameter für dieFunktion "Signalmatrix für Binärausgänge" (SMBO) zur Verfügung. Der Benutzermuss jedoch im Applikationskonfigurations-Tool für die SMBO-Instanz und für dieSMBO-Ausgänge direkt entsprechende Name festlegen. Diese Namen definierten dieSMBO-Funktion im Signal Matrix Tool.

20.13 SMMI - Signalmatrix für mA-Eingänge

20.13.1 Anwendung

Die Funktion "Signalmatrix für mA-Eingänge" (SMMI) wird innerhalb desApplikationskonfigurations-Tools (ACT) in direkter Verbindung mit dem SignalMatrix Tool verwendet. SMMI stellt dar, wie Milliampère-Eingänge (mA) für eineGerätekonfiguration eingebunden werden.


Im Parameter Setting Tool stehen dem Benutzer keine Einstellparameter für dieFunktion "Signalmatrix für mA-Eingänge" (SMMI) zur Verfügung. Der Benutzermuss jedoch im Applikationskonfigurations-Tool für die SMMI-Instanz und für dieSMMI-Eingänge direkt entsprechende Name festlegen.

20.14 SMAI - Signalmatrix für Analogeingänge

20.14.1 Anwendung

Die Signalmatrix für Analogeingänge (SMAI), auch als vorverarbeitenderFunktionsblock bekannt, analysiert die vier verbundenen Analogsignale (drei Leiter-und Summengröße) und berechnet von diesen alle relevanten Informationen wieZeigerbetrag, Phasenwinkel, Frequenz, echter Effektivwert, Oberschwingungen,symmetrische Komponenten usw. Diese Informationen werden dann von denentsprechenden Funktionen verwendet, die mit diesem SMAI-Block im ACTverbunden sind (z. B. Schutz-, Mess- oder Überwachungsfunktionen).

20.14.2 Frequenzwerte

Die Frequenzfunktionen enthalten eine Funktionalität, die auf dem Pegel derMitsystemspannung IntBlockLevel basiert und prüft, ob die Frequenzmessung gültigist oder nicht. Wenn die Mitsystemspannung unter dem Wert von IntBlockLevel liegt,



wird die Funktion blockiert. IntBlockLevel wird als Prozentwert von UBase/√3festgelegt.

Wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-Ph gesetzt ist, müssen für dieBerechnung der Mitsystemspannung mindestens zwei der Eingänge GRPxL1,GRPxL2 und GRPxL3 verbunden sein. Es ist zu beachten, dass die Leiter-Leiter-Eingänge immer wie folgt verbunden sein müssen: L1-L2 an GRPxL1, L2-L3 anGRPxL2, L3-L1 an GRPxL3. Wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-Ngesetzt ist, müssen für die Berechnung der Mitsystemspannung alle drei EingängeGRPxL1, GRPxL2 und GRPxL3 verbunden sein.

Wenn nur eine Leiter-Leiter-Spannung verfügbar ist und die SMAI-EinstellungConnectionType auf Ph-Ph gesetzt ist, empfiehlt es sich, für die SMAI-Berechnungder Mitsystemspannung zwei (nicht drei) der Eingänge GRPxL1, GRPxL2 undGRPxL3, wie in Abbildung 214 gezeigt, mit dem gleichen Spannungseingang zuverbinden.


IEC10000060 V1 EN

Abb. 214: Anschlussbeispiel

Das oben beschriebene Szenario funktioniert nicht, wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-N gesetzt ist. Wenn nur eineLeiter-Erde-Spannung verfügbar ist, kann die gleiche Art vonVerbindung verwendet werden, jedoch muss die SMAI-EinstellungConnectionType auf Ph-Ph gesetzt bleiben. Außerdem muss diesbeim Einstellen des Parameters IntBlockLevel berücksichtigt werden.Wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-N gesetzt istund alle drei SMAI-Eingänge mit der gleichen Spannung verbundensind, ist die Mitsystemspannung Null und die Frequenzfunktionenfunktionieren nicht korrekt.

Die Ausgänge des oben konfigurierten SMAI-Blocks dürfen nur fürÜberfrequenzschutz (SAPTOF), Unterfrequenzschutz (SAPTUF)und Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) verwendet werden, da alleanderen Informationen außer der Frequenz und derMitsystemspannung falsch berechnet werden könnten.




Die Parameter der Funktionen der Signalmatrix für Analogeingänge (SMAI) werdenüber die HMI oder PCM600 eingegeben.

Jeder SMAI-Funktionsblock kann vier Analogsignale empfangen (drei Phase und einneutraler Wert) entweder Spannung oder Strom. SMAI-Ausgänge bietenInformationen über jeden Aspekt der erfassten 3ph-Analogsignale an (Phasenwinkel,RMS-Wert, Frequenz, Frequenzableitungen usw. – insgesamt 244 Werte). Außerdem "Gruppennamen", können der analoge Eingangstyp (Spannung oder Strom) undder analoge Eingangsname direkt in ACT eingegeben werden.

Anwendungsfunktionen sind mit einem SMAI-Block mit der gleichen Zykluszeit wiedie der Anwendungsfunktion zu verbinden, sofern es sich nicht z. B. umMessfunktionen handelt, die in langsamen Zykluszeiten ausgeführt werden.

DFTRefExtOut: Parameter nur gültig für Funktionsblock SMAI1 .

Referenzblock für externe Ausgänge (SPFCOUT Funktionsausgang).

DFTReference: Referenz DFT, die für den SMAI-Block verwendet wird.

Diese DFT Referenzblock-Einstellungen entscheiden über DFT Referenzen für DFTBerechnungen. Der Parameter InternalDFTRef verwendet eine feste DFT Referenzauf der Grundlage der eingestellten Systemfrequenz. DFTRefGrp(n) verwendet eineDFT Referenz vom ausgewählten Gruppenblock. Bei Auswahl der eigenen Gruppewird eine adaptive DTF Referenz auf der Grundlage der berechneten Signalfrequenzder eigenen Gruppe eingesetzt. Der Parameter ExternalDFTRef verwendet eineReferenz, die darauf basiert, was am Eingang DFTSPFC angeschlossen ist.

Der Parameter ConnectionType: Anschlusstyp der spezifischen Instanz (n) der SMAI(wenn er Ph-N oder Ph-Ph ist). Die nicht angeschlossenen Ausgänge Ph-N oder Ph-Ph werden in Abhängigkeit des Anschlusstyps berechnet, sofern sie berechnet werdenkönnen. So werden z. B. bei Ph-Ph die Verbindungen L1, L2 und L3 für dieVerwendung in symmetrischen Komponenten berechnet. Wenn Komponente Nentsprechend zu verwenden ist, muss die Leiterkomponente bei Fehlern IN/UN mitEingang 4 verbunden sein..

Invertierung: Möchte der Benutzer das 3ph Signal invertieren, ist es möglich, eineausschließliche Invertierung der Leitersignale Negate3Ph, des neutralen SignalsNegateN oder beider Signale Negate3Ph+N zu wählen.


MinValFreqMeas: Der Mindestwert der Spannung für den die Frequenz berechnetwurde in Prozent von UBase ausgedrückt (für jede Instanz n).



Sind keine Spannungswandler-Eingänge verfügbar, sollten dieEinstellungen DFTRefExtOut und DFTReference auf denStandardwert InternalDFTRef gesetzt werden.

Selbst wenn der Benutzer den Parameter AnalogInputType einesSMAI-Blocks auf "Current" setzt, bleibt der ParameterMinValFreqMeas weiterhin sichtbar. Die Verwendung derStromkanalwerte als Grundlage für die Frequenzmessung ist jedochaus verschiedenen Gründen nicht empfehlenswert, nicht zuletztauch aufgrund der niedrigen Strompegel, die diese unter normalenBetriebsbedingungen haben können.

Beispiele der adaptiven Frenquenzverfolgung

Ein Vorverarbeitungsblock ist nur für die Versorgung der Funktioneninnerhalb der gleichen Ausführungszyklen zu verwenden (z. B. kannein Vorverarbeitungsblock mit Zyklus 1 verwendet werden, um denTransformator-Differentialschutz zu versorgen). Die einzigeAusnahme stellen die Messfunktionen dar (CVMMXN, CMMXU,VMMXU usw.), die durch Vorverarbeitungsblöcke mit Zyklus 8 zuversorgen sind.

Wenn zwei oder mehr Vorverarbeitungsblöcke für die Versorgungeiner Schutzfunktion verwendet werden (z. B. ÜberleistungsschutzGOPPDOP), ist unbedingt zu beachten, dass die ParametereinstellungDFTReference für alle beteiligten Vorverarbeitungsblöcke auf dengleichen Wert gesetzt ist.



IEC07000197.vsd

SMAI-Instanz Dreiph. Gruppe

SMAI1:1 1

SMAI2:2 2

SMAI3:3 3

SMAI4:4 4

SMAI5:5 5

SMAI6:6 6

SMAI7:7 7

SMAI8:8 8

SMAI9:9 9

SMAI10:10 10

SMAI11:11 11

SMAI12:12 12

Zykluszeitgruppe 1


SMAI1:13 1

SMAI2:14 2

SMAI3:15 3

SMAI4:16 4

SMAI5:17 5

SMAI6:18 6

SMAI7:19 7

SMAI8:20 8

SMAI9:21 9

SMAI10:22 10

SMAI11:23 11

SMAI12:24 12

Zykluszeitgruppe 2


SMAI1:25 1

SMAI2:26 2

SMAI3:27 3

SMAI4:28 4

SMAI5:29 5

SMAI6:30 6

SMAI7:31 7

SMAI8:32 8

SMAI9:33 9

SMAI10:34 10

SMAI11:35 11

SMAI12:36 12

Zykluszeitgruppe

AdDFTRefCh7

AdDFTRefCh4

IEC07000197 V2 DE

Abb. 215: Zwölf SMAI-Instanzen werden als Gruppe zu einer Zykluszeitzusammengefasst. SMAI-Blöcke sind im Gerät in drei verschiedenenZykluszeiten verfügbar. In den nachfolgenden Beispielen wird aufzwei Instanzen verwiesen.

Als Beispiel ist eine Situation mit adaptiver Frequenzverfolgung mit einerausgewählten Referenz für alle Instanzen dargestellt. In der Praxis kann jede Instanzan die Bedürfnisse der aktuellen Anwendung angepasst werden. Die adaptiveFrequenzverfolgung wird in den Geräten benötigt, die Bestandteil des Schutzsystems



von Synchronmaschinen sind und die während des An- und Herunterfahrens derMaschinen aktiv sind. In anderen Anwendungen ist der SMAI-ParameterDFTReference normalerweise auf InternalDFTRef gesetzt.

Beispiel 1


SMAI1:1BLOCKDFTSPFC^GRP1L1^GRP1L2^GRP1L3^GRP1N

SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000198 V3 EN

Abb. 216: Konfiguration für den Einsatz einer Instanz in Zykluszeitgruppe 1 alsDFT Referenz

Angenommen, die Instanz SMAI7:7 in der Zykluszeitgruppe 1 wurde in derKonfiguration zur Steuerung der Frequenzverfolgung ausgewählt . Es ist zu beachten,dass die ausgewählte Referenzinstanz (d. h. Frequenzverfolgungs-Master) einSpannungstyp sein muss. Es ist zu beachten, dass die Mitsystemspannung für dieFrequenzverfolgungsfunktion verwendet wird.

Für Zykluszeitgruppe 1 ergeben sich die folgenden Einstellungen (zur Nummerierungsiehe Abbildung 215):

SMAI1:1: DFTRefExtOut = DFTRefGrp7 zum Leiten der SMAI7:7 Referenz an denAusgang SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp7 für SMAI1:1 zum Einsatz vonSMAI7:7 als Referenz (siehe Abbildung 216) SMAI2:2 – SMAI12:12:DFTReference = DFTRefGrp7 für SMAI2:2 – SMAI12:12 zum Einsatz mit SMAI7:7als Referenz.

Für Zykluszeitgruppe 2 ergeben sich die folgenden Einstellungen:

SMAI1:13 – SMAI12:24: DFTReference = ExternalDFTRef zum Einsatz desEingangs DFTSPFC von SMAI1:13 als Referenz (SMAI7:7)




SMAI1:25 – SMAI12:36: DFTReference = ExternalDFTRef zur Verwendung desEingangs DFTSPFC als Referenz (SMAI7:7)

Beispiel 2



SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000199 V3 DE

Abb. 217: Konfiguration für den Einsatz einer Instanz in Zykluszeitgruppe 2 alsDFT Referenz.

Angenommen, die Instanz SMAI4:16 in der Zykluszeitgruppe 2 wurde in derKonfiguration ausgewählt, um die Frequenzverfolgung in allen Instanzen zukontrollieren. Es ist zu beachten, dass die ausgewählte Referenzinstanz (d. h.Frequenzverfolgungs-Master) ein Spannungstyp sein muss. Es ist zu beachten, dassdie Mitsystemspannung für die Frequenzverfolgungsfunktion verwendet wird.

Für Zykluszeitgruppe 1 ergeben sich die folgenden Einstellungen (zur Nummerierungsiehe Abbildung 215):



SMAI1:13: DFTRefExtOut = DFTRefGrp4 zum Leiten der SMAI4:16 Referenz anden Ausgang SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp4 für SMAI1:13 zum Einsatzvon SMAI4:16 als Referenz (siehe Abbildung 217) SMAI2:14 – SMAI12:24:DFTReference = DFTRefGrp4 zum Einsatz von SMAI4:16 als Referenz.





20.15 Testmodus-Funktionalität TEST

20.15.1 Anwendung

Die Schutz- und Steuergeräte verfügen über viele integrierte Funktionen. Um dasVorgehen bei Prüfungen zu vereinfachen, bieten die IEDs die Möglichkeit,individuell einzelne, mehrere oder alle Funktionen zu blockieren.

Somit lässt es sich erkennen, wenn eine Funktion angeregt oder ausgelöst wird.Außerdem kann der Benutzer auch die Auslösung mehrerer verwandter Funktionenverfolgen, um die ordnungsgemäße Funktionsweise zu überwachen, Teile derKonfiguration zu überprüfen etc.

20.15.1.1 Testmodus gemäß IEC 61850-Protokoll

Der IEC 61850-Testmodus verfügt über verbesserte Testmöglichkeiten fürIEC 61850-Systeme. Vom Bediener an den IEC 61850 Mod gesendete Befehlebestimmen das Verhalten der Funktionen. Der Befehl kann über LHMI unterHauptmenü/Test/Funktion Testmodus oder fern von einem IEC 61850-Clientabgesetzt werden. Die möglichen Werte für IEC 61850 Mod sind im Handbuch derIEC 61850-Kommunikationsprotokolle Edition 1 und Edition 2 beschrieben.

Um den IEC 61850 Mod Parameter fern einzustellen, darf der PST-Parameter RemoteModControl nicht auf Aus eingestellt werden.Zulässige Werte sind Aus, Wartung oder Alle Ebenen. Der Wert Ausverhindert den Fernzugriff auf den Datenobjekt-Mod. Für Wartungmuss die Kategorie des Absenders (orCat) auf Wartung eingestelltsein und Alle Ebenen lässt alle orCat zu.

Der Mod des Root LD.LNN0 kann konfiguriert werden unter Hauptmenü/Test/Funktion Testmodus/Kommunikation/Stationskommunikation/IEC61850 LD0LLN0/LD0LLN0:1

Wenn der Mod auf dieser Ebene geändert wird, aktualisieren alle Komponenten unterdem logischen Gerät ihr Verhalten gemäß IEC 61850-7-4. Die unterstützten Werte fürIEC 61850 Mod sind im Handbuch der IEC 61850-KommunikationsprotokolleEdition 2 beschrieben. Der IEC 61850-Testmodus wird über über die Anrege-LEDauf der LHMI angezeigt.

Der Mod einer spezifischen Komponente kann konfiguriert werden unterHauptmenü/Test/Funktion Testmodus/Kommunikation/Stationskommunikation



Es ist möglich, dass das Verhalten unabhängig vom Modus auch durch andere Quellenbeeinflusst wird, wie durch das Einstecken des Prüfsteckers, den Verlust der SV unddie Gerätekonfiguration oder die LHMI. Wenn eine Funktion eines Geräts auf Auseingestellt ist, wird auch der entsprechende Parameter Beh auf Aus eingestellt. Derentsprechende Mod behält seinen aktuellen Zustand.

Wenn der Parameter Operation auf Aus eingestellt ist, wird das Verhalten auf Auseingestellt und kann nicht überschrieben werden. Wenn das Verhalten einer Funktionauf Aus eingestellt ist, wird die Funktion nicht ausgeführt.

Wenn IEC 61850 Mod einer Funktion auf Aus oder Blockierteingestellt ist, wird die Anrege-LED auf der LHMI auf Blinkengesetzt, um den anormalen Betrieb des Geräts anzuzeigen.

IEC 61850-7-4 gibt einen ausführlichen Überblick über alle Aspekte des Testmodusund andere Moduszustände und Verhaltensweisen.

• Wenn der Parameter Beh einer Komponente auf Test eingestellt ist, wird dieKomponente nicht blockiert und es werden alle Steuerbefehle mit einem Test-Bitakzeptiert.

• Wenn der Parameter Beh einer Komponente auf Test/Blockiert eingestellt ist,werden alle Steuerbefehle mit einem Test-Bit akzeptiert. Ausgänge zum Prozessüber eine Nicht-IEC 61850-Datenverbindung werden vom LN blockiert. Eswerden nur prozessbezogene Ausgänge an LNs in Verbindung mit Primärgerätenblockiert. Wenn ein XCBR vorliegt, werden die Ausgänge EXC_Open undEXC_Close blockiert.

• Wenn der Parameter Beh einer Komponente auf Blockiert eingestellt ist, werdenalle Steuerbefehle mit einem Test-Bit akzeptiert. Ausgänge zum Prozess übereine Nicht-IEC 61850-Datenverbindung werden vom LN blockiert. Darüberhinaus können die Komponenten blockiert werden, wenn deren Parameter Behauf Blockiert gesetzt ist. Dies kann erfolgen, wenn die Komponente einenBlockeingang hat. Der Blockstatus einer Komponente wird als Blk Ausgangunter dem Menü Test/Funktionsstatus angezeigt. Wenn der Blk Ausgang nichterscheint, kann die Komponente nicht blockiert werden.


Beachten Sie stets, dass es zwei Möglichkeiten gibt, um das Gerät in den ZustandTestmodus= Ein zu versetzen. Wenn sich das Gerät im normalen Betriebsmodusbefindet (TESTMODUS = Aus), jedoch für die Funktionen immer noch angezeigtwird, dass sich diese im Testmodus befinden, ist in der Konfiguration ggf. dasEingangssignal INPUT im Funktionsblock TESTMODUS aktiviert.



20.16 Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

20.16.1 Anwendung

Die Schutz- und Steuergeräte verfügen über viele integrierte Funktionen. Dieenthaltene Selbstüberwachung mit internem Ereignislisten-Funktionsblock liefertgute Möglichkeiten zur Überwachung des IED. Die Fehlersignale erleichtern dieAnalyse und die Ortung eines Fehlers.

Es steht sowohl eine Hardware- als auch eine Software-Überwachung zur Verfügung.Außerdem können mögliche Fehler über einen Hardware-Kontakt auf demStromversorgungsmodul und/oder über die Software-Kommunikation angezeigtwerden.

Interne Ereignisse werden über die eingebauten Überwachungsfunktionen generiert.Die Überwachungsfunktionen überwachen den Status von verschiedenen Modulenim IED und generieren im Fall eines Fehlers ein entsprechendes Ereignis. Ebensowird ein Ereignis generiert, wenn der Fehler behoben wurde.

Neben der eingebauten Überwachungsfunktion für die verschiedenen Module werdenauch dann Ereignisse generiert, wenn sich der Status der folgenden Komponentenändert:

• eingebaute Echtzeituhr (in Betrieb/funktionslos).• externe Zeitsynchronisation (in Betrieb/funktionslos).

Ereignisse werden auch generiert:

• wenn eine Einstellung im IED geändert wurde.

Interne Ereignisse sind mit einer Auflösung von 1 ms zeitmarkiert und werden in einerListe gespeichert. Diese Liste kann bis zu 40 Ereignisse speichern. Die Liste basiertauf dem FIFO-Prinzip: Wenn sie voll ist, wird das älteste Ereignis überschrieben. DerInhalt der Liste kann nicht modifiziert werden, es kann jedoch die gesamte Liste überdas Reset-Menü der LHMI gelöscht werden.

Die interne Ereignisliste liefert wertvolle Informationen, die im Rahmen derInbetriebnahme und zur Fehlersuche verwendet werden können.

Die Informationen können nur mithilfe des PCM600 Ereignisüberwachungssystemsabgerufen werden. Der PC kann entweder an den Frontanschluss oder an denrückseitigen Anschluss des Geräts angeschlossen werden.



20.17 Zeitsynchronisierung

20.17.1 Anwendung

Unter Anwendung der Zeitsynchronisierung wird eine allgemeine Zeitbasis für dieGeräte in einem Schutz- und Steuerungssystem geschaffen. Dadurch können dieEreignis- und Störungsdaten aller Geräte im System verglichen werden.

Die Zeitstempelung von internen Ereignissen und Störungen ist ein hervorragendesHilfsmittel für die Beurteilung von Fehlern. Ohne Zeitsynchronisierung sind nur dieEreignisse innerhalb des IED miteinander vergleichbar. Mit Zeitsynchronisierungkönnen bei der Beurteilung Ereignisse und Störungen innerhalb der gesamten Stationund sogar zwischen den Leitungsenden verglichen werden.

In einem Gerät kann die interne Zeit über verschiedene Quellen synchronisiertwerden:

• BIN (Binary Minute Pulse / binärer Minutenimpuls)• DNP• GPS• IEC103• SNTP• IRIG-B• SPA• LON• PPS

Bei Geräten mit IEC 61850-9-2LE im "gemischten Betrieb" ist eineZeitsynchronisierung von einer externen Uhr zwischen dem Gerät und allenangeschlossenen Merging Units empfehlenswert. Die Zeitsynchronisierung von derUhr zum Gerät kann entweder über ein optisches PPS- oder IRIG-B-Signal erfolgen.Bei Geräten mit IEC 61850-9-2LE von einer Einzel-MU als analoger Datenquellemüssen MU und Gerät weiterhin miteinander synchronisiert werden. DieseSynchronisierung kann erfolgen, indem die MU ein PPS-Signal an das Gerät sendet.

Weiterhin enthalten LON und SPA zwei Arten von Synchronisationsmeldungen:

• Einmal pro Minute wird eine Grobzeit-Nachricht mit Datum und Uhrzeit inkl.Jahr, Monat, Tag, Stunde, Minute, Sekunde und Millisekunde gesendet.

• Eine Feinzeit-Nachricht ergeht einmal pro Sekunde und enthält nur Sekundenund Millisekunden.

Über die Einstellung ist dem IED vorgegeben, welche davon zur Synchronisation desIED zu nutzen sind.

Es ist möglich, eine Reservezeitquelle für das GPS-Signal festzulegen, beispielsweiseSNTP. In diesem Fall wählt das Gerät bei einem schlechten GPS-Signal automatisch



SNTP als Zeitquelle. Zu einem gegebenen Zeitpunkt wird nur eine Zeitquelleverwendet.


SystemzeitDie Zeit wird mit Jahr, Monat, Tag, Stunde, Minute, Sekunde und Millisekundeeingestellt.

SynchronisierungDie Einstellparameter für die Echtzeituhr mit externer Zeitsynchronisierung (TIME)werden an der HMI oder im PCM600 festgelegt.

ZeitsynchronisierungDer für die Auswahl der Zeitsynchronisierungsquelle an der HMI erforderlicheParameter heißt Zeitsynchronisierung. Die Zeitsynchronisierungsquelle kann auchim PCM600 festgelegt werden. Die Einstellungsalternativen sind:

FineSyncSource – kann die folgenden Werte haben:

• Aus• SPA• LON• BIN (Binäre Minutenimpulse)• GPS• GPS+SPA• GPS+LON• GPS+BIN• SNTP• GPS+SNTP• GPS+IRIG-B• IRIG-B• PPS

CoarseSyncSrc – kann die folgenden Werte haben:

• Aus• SPA• LON• SNTP• DNP

Der Funktionseingang für die Minutenimpuls-Zeitsynchronisierung heißt"BININPUT".

Die Systemzeit kann manuell über das lokale Human Machine Interface (HMI) odereine Kommunikationsschnittstelle eingestellt werden. Die Zeitsynchronisierungsorgt für eine hohe Genauigkeit der Uhr (Sekunden und Millisekunden).



Mit dem Parameter SyncMaster kann festgelegt werden, ob das Gerät ein Master fürdie Zeitsynchronisierung in einem System mit in einem Kommunikationsnetz(IEC 61850-8-1) verbundenen Gerät ist oder nicht. Der Parameter SyncMaster kanndie folgenden Werte haben:

• Aus• SNTP-Server

Stellen Sie die Quelle der groben Zeitsynchronisierung(CoarseSyncSrc) auf Aus, wenn die GPS-Zeitsynchronisierung derLeitungsdifferentialfunktion verwendet wird. Stellen Sie die Quelleder feinen Zeitsynchronisierung (FineSyncSource) auf GPS. Damiterfolgt die gesamte Zeitsynchronisierung über GPS. In solchenSystemen soll ausschließlich GPS die Analogwerte synchronisieren.

20.17.2.1 Synchronisierung über Prozessbus IEC 61850-9-2LE

Für die Zeit Synchronisierung der Prozessbus-Kommunikation (IEC 61850-9-2LE-Protokoll) kann ein optisches PPS- oder IRIG-B-Signal genutzt werden. DiesesSignal sollte entweder von einer externen GPS-Uhr oder von der Merging Unitstammen.

Ein optisches PPS-Signal kann an die optische Schnittstelle des IRIG-B-Modulsgesendet werden.



556

Abschnitt 21 Anforderungen

21.1 Anforderungen an den Stromwandler

Die Leistungsfähigkeit einer Schutzfunktion hängt von der Qualität des gemessenenStromsignals ab. Die Sättigung der Stromwandler (CTs) verursacht eine Verzerrungder Stromsignale und kann zu Auslösefehlern oder unerwünschtem Auslösen einigerSchutzfunktionen führen. Daher kann die Sättigung der Stromwandler sowohl dieZuverlässigkeit als auch die Sicherheit des Schutzes beeinträchtigen. DiesesSchutzgerät wurde jedoch für ein korrektes Auslösen ausgelegt, das einen extremhohen Sättigungsgrad der Stromwandler toleriert.

21.1.1 Einteilung der Stromwandler

Um einen ordnungsgemäßen Betrieb zu gewährleisten, müssen Stromwandler in derLage sein, den Strom über eine Mindestzeitdauer korrekt zu reproduzieren, bevor dieSättigung des Stromwandlers beginnt. Um die Anforderung einer bestimmtenZeitdauer bis zur Sättigung zu erfüllen, müssen Stromwandler den nachfolgendbeschriebenen Anforderungen an eine minimale Bemessungsbürde bzw.resultierende Kniepunktspanung genügen.

Es gibt verschiedene Möglichkeiten für die Spezifikation von Stromwandlern.Konventionelle Stromwandler mit Magnetkern werden in der Regel nachinternationalen oder nationalen Normen beschrieben und gefertigt, in denen auchunterschiedliche Schutzklassen festgelegt sind. Es existieren viele unterschiedlicheNormen und zahlreiche Klassen. Grundsätzlich gibt es jedoch drei Arten vonStromwandlern:

• Stromwandler mit hoher Restmagnetisierung• Stromwandler mit niedriger Restmagnetisierung• Stromwandler ohne Restmagnetisierung

Stromwandler mit hoher Restmagnetisierung weist keine Begrenzung desRemanenzflusses auf. Sie besitzen einen Magnetkern ohne Luftspalt, so dass einRemanenzfluss beinahe unbegrenzt lange erhalten bleiben könnte. Bei solchenStromwandlern kann die Restmagnetisierung bis zu ca. 80 % des Sättigungsflussesbetragen. Typische Beispiele für Stromwandler mit hoher Restmagnetisierung sinddie Klassen P, PX und TPX nach IEC, die Klassen P und X nach BS (alte britischeNorm) sowie die Klassen C und K nach ANSI/IEEE.

Stromwandler mit niedriger Restmagnetisierung haben eine definierteBegrenzung des remanenten Remanenzflusses. Sie werden mit einem kleinenLuftspalt gefertigt, um die Restmagnetisierung auf ein Niveau von höchstens 10 % des

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 21Anforderungen


Sättigungsflusses zu verringern. Der kleine Luftspalt hat nur sehr begrenzteAuswirkungen auf die übrigen Eigenschaften des Stromwandlers. Die Klassen PXRund TPY nach IEC sind Stromwandler mit niedriger Restmagnetisierung.

Stromwandler ohne Restmagnetisierung haben einen praktischvernachlässigbaren Remanenzfluss. Sie besitzen relativ große Luftspalte, um dieRestmagnetisierung praktisch auf null zu reduzieren. Gleichzeitig verringern dieseLuftspalte die Auswirkungen der Gleichstromkomponente des primärenFehlerstroms. Die Luftspalte reduzieren allerdings die Messgenauigkeit im nichtgesättigten Betriebsbereich. Die Klasse TPZ nach IEC bezeichnet Stromwandler ohneRestmagnetisierung.

Die Kniepunktspannung wird in verschiedenen Normen und Klassen aufunterschiedliche Weise festgelegt. Ein approximativer Vergleich der Werteverschiedener Klassen ist jedoch möglich. Die äquivalente begrenzendeKniepunktspannung Eal entsprechend der Norm IEC 61869-2 dient zur Beschreibungder Stromwandleranforderungen für das Gerät. Die Anforderungen sind außerdemnach weiteren Normen definiert.

21.1.2 Bedingungen

Die Anforderungen sind ein Ergebnis der Untersuchungen in unserem Netzsimulator.Die Stromwandlermodelle sind repräsentativ für Stromwandler mit hoher undStromwandler mit niedriger Restmagnetisierung. Auf Stromwandler ohneRestmagnetisierung sind die Ergebnisse möglicherweise nicht in jedem Fallanwendbar (TPZ).

Die Leistungsfähigkeit der Schutzfunktionen wurde im Bereich symmetrischer bisvollkommen unsymmetrischer Fehlerströme überprüft. Bei den Tests wurdenPrimärzeitkonstanten von mindestens 120 ms berücksichtigt. Die nachstehendenStromanforderungen gelten daher sowohl für symmetrische als auch fürunsymmetrische Fehlerströme.

In Abhängigkeit von der jeweiligen Schutzfunktion beinhalteten die Tests Leiter-Erde-, Leiter-Leiter- und dreipoliger Fehler mit verschiedenen relevanten Fehlerorten– z.B. stationsnahe Fehler in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung, Fehler in Reichweitevon Zone 1, interne und externe Fehler. Die Zuverlässigkeit und Sicherheit desSchutzes wurde z.B. durch eine Überprüfung auf Verzögerungen, unerwünschteAuslösungen, Richtungsabhängigkeit, Überreichweite und Stabilität verifiziert.

Die Restmagnetisierung im Stromwandlerkern kann bei bestimmtenSchutzfunktionen unerwünschte Auslösungen oder geringfügige zusätzlicheVerzögerungen hervorrufen. Da unerwünschte Auslösungen definitiv nichtakzeptabel sind, wurde für sicherheitskritische Fehlerfälle – wie z.B. Fehler inRückwärtsrichtung und externe Fehler – die maximale Restmagnetisierungberücksichtigt. Angesichts der Tatsache, dass das Risiko zusätzlicher Verzögerungenbeinahe vernachlässigbar ist und kein Risiko eines Auslöseversagens besteht, wurdedie Restmagnetisierung bei der Überprüfung der Zuverlässigkeit nicht berücksichtigt.

Abschnitt 21 1MRK 511 310-UDE -Anforderungen


Die nachstehenden Anforderungen sind daher für alle normalen Anwendungsfälleumfassend gültig.

Es ist schwierig, allgemeine Empfehlungen für zusätzliche Toleranzen für dieRestmagnetisierung zu geben, um das geringe Risiko einer zusätzlichen Verzögerungzu vermeiden. Diese Zuschläge hängen von den Anforderungen in Bezug auf Leistungund Wirtschaftlichkeit ab. Bei Verwendung von Stromwandlern mit niedrigerRestmagnetisierung (z. B. TPY, PR) ist normalerweise keine zusätzliche Toleranzerforderlich. Bei Stromwandlern mit hoher Restmagnetisierung (z. B. P, PX, TPX) istbei der Entscheidung über eine zusätzliche Toleranz zu berücksichtigen, dass einegeringe Wahrscheinlichkeit für das Auftreten vollkommen unsymmetrischer Fehlerin Verbindung mit einer hohen Restmagnetisierung in Richtung des fehlerbedingtenFlusses besteht. Ein vollkommen unsymmetrischer Fehlerstrom wird erreicht, wennder Fehler ungefähr bei Nullspannung (0°) auftritt. Untersuchungen haben gezeigt,dass 95 % der Fehler im Netz bei einem Spannungswinkel zwischen 40° und 90°auftreten. Darüber hinaus existiert ein vollkommen unsymmetrischer Fehlerstromnicht in allen Leitern gleichzeitig.

21.1.3 Fehlerstrom

Die Anforderungen an Stromwandler basieren auf dem maximalen Fehlerstrom anunterschiedlichen Orten. Ein maximaler Fehlerstrom tritt bei dreipoligen Fehlern oderbei einpoligen Erdfehlern auf. Bei einem Erdfehler ist die Stromstärke höher als beieinem dreipoligen Fehler, wenn die Nullimpedanz in der Gesamtfehlerschleifeniedriger ist als die Mitimpedanz.

Bei der Berechnung der Anforderungen an Stromwandler ist der maximaleFehlerstrom für den jeweiligen Fehlerort zu verwenden. Daher sind beide Fehlerartenzu berücksichtigen.

21.1.4 Sekundärer Zuleitungswiderstand und Zusatzbürde

Die Spannung an den Sekundärklemmen des Stromwandlers wirkt sich direkt aufdessen Sättigung aus. Diese Spannung baut sich in einer Schleife auf, die dieSekundärleiter und die Bürde aller Relais im Stromkreis umfasst. Bei Erdfehlernumfasst die Schleife den fehlerhaften Leiter und die Erde als Rückleiter, d.h. in derRegel das Doppelte des Widerstands eines einzelnen Leiters. Bei dreipoligen Fehlernist der Nullstrom gleich null und es muss nur der Widerstand bis zu dem Punktberücksichtigt werden, an dem der fehlerhafte Leiter mit der gemeinsamen Erdeverbunden sind. Meist werden vieradrige Sekundärleitungen verwendet, so dass esnormalerweise ausreicht, für den Fall eines dreipoligen Fehlers nur einen einzelnenSekundärleiter zu berücksichtigen.

Folglich ist zur Berechnung für Leiter-Erde-Fehler der Schleifenwiderstand, d.h. dasDoppelte des Widerstands eines einzelnen Sekundärleiters zu verwenden, währendzur Berechnung für dreipolige Fehler normalerweise der Leiterwiderstand, d.h. derWiderstand eines einzelnen Sekundärleiters, verwendet werden kann.



Da die Bürde bei dreipoligen Fehlern erheblich von der Bürde bei Leiter-Erde-Fehlernabweichen kann, ist es wichtig, beide Fälle zu berücksichtigen. Sogar wenn der Leiter-Erde-Fehlerstrom kleiner ist als der Fehlerstrom bei dreipoligen Fehlern, kann inAbhängigkeit von der höheren Bürde der Leiter-Erde-Fehler die Dimensionierungdes Stromwandlers bestimmen.

In isolierten oder hochohmig geerdeten Netzen ist der Leiter-Erde-Fehler nicht der fürdie Dimensionierung ausschlaggebende Fehler. Daher kann der Berechnung indiesem Fall immer der Widerstand eines einzelnen Leiters der Sekundärleitungzugrunde gelegt werden.

21.1.5 Allgemeine Anforderungen an Stromwandler

Das Stromwandlerverhältnis wird hauptsächlich auf der Basis von Netzdaten wie z. B.der Maximallast und/oder dem maximalen Fehlerstrom gewählt. Es sollte überprüftwerden, ob der Strom zur Schutzeinrichtung höher ist als der minimale Auslösestromfür alle Fehler, die innerhalb des gewählten Stromwandlerverhältnisses erkanntwerden sollen. Zudem sollte sichergestellt werden, dass der maximal möglicheFehlerstrom die Grenzwerte des Geräts nicht überschreitet.

Aufgrund des Stromfehlers des Stromwandlers ist es evtl. nur begrenzt möglich, füreinen sensiblen Nullstromschutz eine sehr empfindliche Einstellung zu verwenden.Wenn für diesen Schutz eine sehr empfindliche Einstellung verwendet werden soll, istein Stromwandler mit einer Genauigkeitsklasse zu empfehlen, die beimPrimärnennstrom einen Stromfehler von weniger als ±1 % aufweist (z.B. Klasse 5P).Bei Verwendung eines Stromwandlers mit geringerer Genauigkeit ist es ratsam, beider Inbetriebnahme den tatsächlichen unerwünschten Nullstrom zu überprüfen.

21.1.6 Anforderungen an die Nennbürde bzw. Kniepunktspannung

In Bezug auf die Sättigung des Stromwandlers können alle Stromwandler mit hoherRemanenz und niedriger Remanenz, die die nachfolgend aufgeführtenAnforderungen der äquivalenten Kniepunktspannung Eal erfüllen, verwendet werden.Die Merkmale des Stromwandlertyps ohne Remanenz CT (TPZ) sind hinsichtlich desPhasenwinkelfehlers nicht gut definiert. Wenn für eine bestimmte Funktion keineausdrückliche Empfehlung genannt ist, wird empfohlen, bei ABB zu erfragen, ob derTyp ohne Remanenz verwendet werden kann.

Die unten angegebenen Stromwandleranforderungen für die unterschiedlichenFunktionen gelten für eine äquivalente begrenzende Kniepunktspannung Eal gemäßNorm IEC 61869-2. Die für andere Klassen und Normen geltendenStromwandleranforderungen sind am Ende dieses Abschnitts aufgeführt.

21.1.6.1 Schalterversagerschutz

Die Stromwandler müssen über eine äquivalente Kniepunktspannung Eal verfügen,die größer oder gleich der erforderlichen äquivalenten Kniepunktspannung Ealreq ist;siehe unten:



sr Ral alreq op ct L 2

pr r

I SE E 5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


wobei

Iop Der primäre Auslösewert (A)

Ipr Der Primärbemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Isr Der Sekundärbemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Ir Der Bemessungsstrom des Schutz-IED (A)

Rct Der Sekundärwiderstand des Stromwandlers (W)

RL Der Widerstand der Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand (W). Der Schleifenwi‐derstand der Zuleitung und der Rückleitung muss für Fehler in starr geerdeten Netzen verwen‐det werden. Der Widerstand der Zuleitung allein muss für Fehler in hochohmig geerdeten Net‐zen verwendet werden.

SR Die Belastung eines IED-Stromeingangskanals (VA). SR=0.020 VA/Kanal für Ir = 1 A undSR=0.150 VA/Kanal für Ir = 5 A

21.1.6.2 Ungerichteter unverzögerter Leiter-Überstrom- und Erdfehlerschutzmit unabhängiger Charakteristik

Die Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzende KniepunktspannungEal verfügen, die größer oder gleich der erforderlichen äquivalentenKniepunktspannung Ealreq ist; siehe unten:


pr r

I SE E 1,5 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


wobei

Iop Der primäre Auslösewert (A)






SR Die Belastung eines IED-Stromeingangskanals (VA). SR=0.020 VA/Kanal für Ir = 1 A undSR=0.150 VA/Kanal für Ir = 5 A



21.1.6.3 Ungerichteter verzögerter Leiter-Überstrom- und Erdfehlerschutz mitabhängiger Charakteristik

Bei Verwendung der hochgesetzten unverzögerten oder unabhängigen Zeitstufebraucht die Anforderung gemäß Gleichung 133 und Gleichung 134 nicht erfüllt zusein. In diesem Fall stellt die Gleichung 132 die einzige notwendige Anforderung dar.

Wenn als einzige Überstromschutzfunktion der verzögerte Schutz mit abhängigerCharakteristik verwendet wird, müssen die Stromwandler über eine äquivalentebegrenzende Kniepunktspannung Eal verfügen, die größer oder gleich dererforderlichen äquivalenten Kniepunktspannung Ealreq ist; siehe unten:


pr r

I SE E 20 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


wobei

Iop Der Einstellwert für den Primärstrom der abhängigen Zeitfunktion (A)





RL Der Widerstand der Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand (W). DerSchleifenwiderstand der Zuleitung und der Rückleitung muss für Fehler in starrgeerdeten Netzen verwendet werden. Der Widerstand der Zuleitung allein mussfür Fehler in hochohmig geerdeten Netzen verwendet werden.

SR Die Belastung eines IED-Stromeingangskanals (VA). SR=0.020 VA/Kanal fürIr = 1 A und SR=0.150 VA/Kanal für Ir = 5 A

Unabhängig vom Wert von Iop ist die maximal erforderliche Eal folgendermaßenfestgelegt:

sr Ral alreq max k max ct L 2

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


wobei

Ikmax Maximaler primärer nennfrequenter Strom bei stationsnahen Fehlern (A)



21.1.6.4 Gerichteter Leiter-Überstrom- und Erdfehlerschutz

Bei Verwendung des gerichteten Überstromschutzes müssen die Stromwandler übereine äquivalente begrenzende Sekundärnenn-EMK Eal verfügen, die größer odergleich der erforderlichen äquivalenten begrenzenden Sekundärnenn-EMK Ealreq ist;siehe unten:

sr Ral alreq k max ct L 2

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


wobei

Ikmax Maximaler primärer nennfrequenter Strom bei stationsnahen vorwärts und rückwärts gerichte‐ten Fehlern (A)






SR Die Bürde eines Gerätestromeingangskanals (VA). SR=0.020 VA/Kanal für Ir=1 A und SR=0.150VA/Kanal für Ir=5 A

21.1.7 Anforderungen an Stromwandler gemäß anderer Normen

Für die Verwendung zusammen mit Geräten kommen alle Arten konventionellerStromwandler mit Magnetkern infrage, sofern sie die oben beschriebenenAnforderungen an die äquivalente begrenzende Kniepunktspannung Eal gemäß NormIEC 61869-2 erfüllen. Anhand verschiedener Normen und den verfügbaren Daten zuRelaisanwendungen lässt sich näherungsweise eine mit al vergleichbareKniepunktspannung des Stromwandlers berechnen. Durch den Vergleich diesesWerts mit der äquivalenten Kniepunktspannung Ealreq kann beurteilt werden, ob derStromwandler die Anforderungen erfüllt. Im Folgenden sind die Anforderungengemäß einigen weiteren Normen angegeben.

21.1.7.1 Stromwandler gemäß IEC 61869-2, Klasse P, PR

Ein Stromwandler gemäß IEC 61869-2 wird spezifiziert durch die begrenzendeSekundär-EMK Ealf. Der Wert von Ealf ist etwa gleich dem entsprechenden Eal. Dahermüssen Stromwandler der Klassen P und PR eine begrenzende Sekundär-EMK Ealfaufweisen, die folgende Bedingung erfüllt:



2max alreqE max E>EQUATION1383 V3 EN (Gleichung 136)

21.1.7.2 Stromwandler entsprechend IEC 61869-2, Klasse PX, PXR (und alteNorm IEC 60044-6, Klasse TPS sowie alte britische Norm, Klasse X)

Stromwandler dieser Klassen werden fast ebenso so durch eine Bemessungs-Kniepunktspannung EMK Eknee (Ek für Klasse PX und PXR, EkneeBS für Klasse X unddie sekundäre Begrenzungsspannung Ual für TPS) definiert. Gemäß IEC 61869-2liegt der Wert von Eknee unter dem entsprechenden Wert für Eal. Es ist nicht möglich,eine allgemeine Beziehung zwischen Eknee und Eal herzustellen; in der Regel liegtEknee jedoch bei etwa 80 % von Eal. Daher müssen Stromwandler der Klassen PX,PXR, X und TPS über eine Bemessungs-Kniepunktspannung EMK Eknee verfügen,die die folgenden Bedingungen erfüllt:

( )knee k kneeBS al alreqE E E U 0.8 maximum of E» » » > ×


21.1.7.3 Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE

Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE werden teilweise unterschiedlichbeschrieben. Eine Bemessungs-Sekundärklemmenspannung UANSI wird für einenStromwandler der Klasse C angegeben. UANSI ist die Sekundärklemmenspannung,die der Stromwandler bei 20-fachem angegebenem Sekundärbemessungsstrom ohneÜberschreitung der 10 %igen Verhältniskorrektur an eine Standardlast leitet. Esbesteht eine Reihe standardisierter UANSI-Werte, z. B. UANSI entspricht 400 V füreinen C400 Stromwandler. Eine entsprechende begrenzende KniepunktspannungEalANSI kann wie folgt geschätzt werden:

alANSI sr ct ANSI sr ct sr bANSIE 20 I R U 20 I R 20 I Z= × × + = × × + × ×


wobei

ZbANSI Die Impedanz (d. h. komplexe Menge) der Standard-ANSI-Last für die besondere Klasse C (W)

UANSI Die Sekundärklemmenspannung für die besondere C Klasse (V)

Stromwandler entsprechend der Klasse C bedürfen einer berechneten äquivalentenKniepunktspannung EalANSI, die folgende Bedingung erfüllt:



alANSI alreqE maximum of E>


Ein Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE wird zudem durch dieKniepunktspannung UkneeANSI bestimmt, die grafisch aus einer Erregungskurvedefiniert wird. Die Kniepunktspannung UkneeANSI besitzt gewöhnlich einenniedrigeren Wert als die Kniepunktspannung EMK entsprechend IEC und BS.UkneeANSI kann nach IEC 61869-2 näherungsweise auf 75 % der entsprechenden Ealgeschätzt werden. Daher benötigen die Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE eineKniepunktspannung UkneeANSI, die die folgenden Bedingungen erfüllt:

kneeANSI alreqV 0.75 (max imum of E )> ×EQUATION2101 V2 EN (Gleichung 140)

21.2 Anforderungen an Spannungswandler

Die Leistungsfähigkeit einer Schutzfunktion hängt von der Qualität des gemessenenEingangssignals ab. Transienten, die durch kapazitive Spannungswandler (CVTs)verursacht werden, können bestimmte Schutzfunktionen beeinträchtigen.

Es können induktive oder kapazitive Spannungswandler verwendet werden.

Kapazitive Spannungswandler (CVTs) müssen die Anforderungen der NormIEC 61869-5 bezüglich Ferroresonanz und Transienten erfüllen. Die Anforderungenan CVTs in Hinblick auf Ferroresonanz sind in Abschnitt 6.502 der Norm festgelegt.

Das Einschwingverhalten in den drei verschiedenen Standardklassen T1, T2 und T3beschreibt Abschnitt 6.503 der Norm. Es können CVTs aller Klassen verwendetwerden.

Das Selektivschutz-IED verfügt über effektive Filter für diese Transienten , die einensicheren und ordnungsgemäßen Betrieb in Verbindung mit CVTs gewährleisten.

21.3 Anforderungen an den SNTP-Server

Der zu verwendende SNTP-Server ist an das lokale Netz anzuschließen, also nichtmehr als 4 bis 5 Switches/Router vom IED entfernt. Der SNTP-Server muss für seineAufgabe dediziert oder zumindest mit einem Echtzeit-Betriebssystem ausgestattetsein, darf also nicht schlicht ein PC mit SNTP-Server-Software sein. Der SNTP-Server muss stabil sein, also entweder synchronisiert mit einer stabilen Quelle wieGPS oder lokal, also ohne Synchronisierung. Die Verwendung eines lokalen SNTP-Servers (also ohne Synchronisierung) als primärer oder sekundärer Server in einerredundanten Konfiguration wird nicht empfohlen.



21.4 Anforderungen an die IEC 61850-9-2LE MergingUnits

Die Merging Units, die das Gerät mit Messwerten über den Prozessbus versorgen,müssen der Norm IEC 61850-9-2LE entsprechen.

In diesem Teil der Norm IEC 61850 wird die "Abbildung vonKommunikationsdiensten (SCSM) – Abgetastete Werte über ISO/IEC 8802"spezifiziert oder anders ausgedrückt: abgetasteten Daten über Ethernet. Teil 9-2 desIEC 61850-Protokolls verwendet zudem Definitionen aus Abschnitt 7-2,"Grundlegende Informations- und Kommunikationsstruktur – Abstrakte Schnittstellefür Kommunikationsdienste (ACSI)". Der im Gerät (IEC 61850-9-2LE)implementierte Funktionsumfang ist Teil der Funktionalitäten von IEC 61850-9-2.Das Gerät deckt beispielsweise den Client-Teil der Norm ab, nicht jedoch den Server-Teil.

Die Norm definiert zwar keine Abtastrate für Daten, in der UCA-Benutzergruppewerden allerdings Empfehlungen ausgegeben, bestimmte Abtastraten gemäßBranchenkonsens zu übernehmen.

Zwei Abtastraten sind definiert: 80 Messpunkte/Zyklus (4.000 Messpunkte/Sek. bei50 Hz oder 4.800 Messpunkte/Sek. bei 60 Hz) für Merging Unit "Typ 1" und 256Messpunkte/Zyklus für Merging Unit "Typ 2". Das Gerät kann Datenraten von80 Messpunkten/Zyklus empfangen.

Hinweis: Norm IEC 61850-9-2 LE spezifiziert nicht die Qualität der abgetastetenWerte, sondern nur die Übertragung. Daher sind die Genauigkeit derEingangsstromstärke und -spannung im Merging Unit und die Ungenauigkeit derMerging Units bei den Anforderungen für den tatsächlichen Typ der Schutzfunktionzu berücksichtigen.

Folgende Faktoren können die Genauigkeit der abgetasteten Werte vom Merging Unitbeispielsweise beeinflussen: Antialiasing-Filter, Frequenzbereich, Ansprechzeit,Verkürzung, Ungenauigkeiten bei der A/D-Wandlung, Zeiterfassungsgenauigkeitetc.

Prinzipiell sollte die Genauigkeit der Strom- und Spannungswandler zusammen mitdem Merging Unit der Qualität der direkten Eingangsstromstärke und -spannungentsprechen.



Abschnitt 22 Glossar

AC Alternating Current - Wechselstrom

ACC Actual channel - Aktueller Kanal

ACT Applikationskonfigurations-Tool im PCM600

A/D-Konverter Analog-Digital-Wandler

ADBS Amplitude deadband supervision -Amplitudenüberwachung der Totzone

ADM Analog-Digital-Umwandlungsmodul mitZeitsynchronisierung

AI Analog Input - Analogeingang

ANSI American National Standards Institute - AmerikanischeNorm

AR Auto-Reclosing - Automatische Wiedereinschaltung(AWE)

ASCT Auxiliary Summation Current Transformer -Hilfssummenstromwandler

ASD Adaptive Signal Detection - Adaptive Signalerkennung

ASDU Application Service Data Unit - Applikations-Service-Dateneinheit

AWG American Wire Gauge Standard - Amerikanische Norm fürDrahtquerschnitte

BBP Busbar Protection - Sammelschienenschutz

BFOC/2,5 Bayonet fibre optic connector - Bajonett-Steckverbinder fürGlasfaserleiter

BFP Breaker Failure Protection - Schalterversagerschutz

BI Binary Input - Binärer Eingang

BIM Binary Input Module - Binäres Eingangsmodul

BOM Binary Output Module - Binäres Ausgangsmodul

BOS Binary Outputs Status - Binärausgangsstatus

BR External Bistable Relay - Externes bistabiles Relais

BS British Standard - Britische Norm

BSR Binary signal transfer function, receiver blocks -Binärsignaltransfer-Funktion, Empfangssperren

1MRK 511 310-UDE - Abschnitt 22Glossar


BST Binary signal transfer function, transmit blocks -Binärsignaltransfer-Funktion, Sendesperren

C37.94 IEEE/ANSI-Protokoll, wird beim Senden vonBinärsignalen zwischen IED verwendet

CAN Controller Area Network - ISO-Norm (ISO 11898) für dieserielle Kommunikation

CB Circuit Breaker - Leistungsschalter

CBM Combined Backplane Module - KombiniertesRückwandplatinenmodul

CCITT Consultative Committee for International Telegraph andTelephony - Internationaler Ausschuss vonFernmeldeverwaltungen und -gesellschaften zurAusarbeitung von Normungsvorschlägen. Ein von denVereinten Nationen gesponsertes Normierungsgremiuminnerhalb der International Telecommunications Union.

CCM CAN carrier module - CAN-Trägermodul

CCVT Capacitive Coupled Voltage Transformer - Kapazitativgekoppelter Spannungswandler

Klasse C Schutzstromwandlerklasse gemäß IEEE/ANSI

CMPPS Kombinierte Megapulse pro Sekunde

CMT Communication Management Tool in PCM600 -Kommunikation Management Tool in PCM600

CO-Zyklus Close-Open Cycle - Ein- Aus-Zyklus bei der automatischenWiedereinschaltung

Kodirektional Methode der Übertragung von G.703 über einekompensierte Leitung. Enthält zwei verdrillteDoppelleitungen, die es ermöglichen, Informationen inbeide Richtungen zu übertragen.

COM Command - Befehl

COMTRADE Standardformat des transienten Datenaustauschformats vonStörschreibern gemäß IEEE/ANSI C37.111, 1999 /IEC60255-24

Kontra-gerichtet Art der Übertragung von G.703 über eine symmetrischeLeitung. Umfasst vier verdrillte Paare, von denen zwei fürdie Übertragung von Daten in beide Richtungen und zweifür die Übertragung von Taktsignalen verwendet werden.

COT Cause of Transmission - Übertragungsursache

CPU Central Processing Unit - Prozessor

CR Carrier Receive - Empfangssignal fürSignalvergleichschema

CRC Cyclic Redundancy Check - Zyklische Redundanzprüfung

Abschnitt 22 1MRK 511 310-UDE -Glossar


CROB Control Relay Output Block - Steuerung desAusgangsrelaisblocks

CS Carrier Send - Sendesignal für Signalvergleichschema

CT Current Transformer - Stromwandler

CU Communication unit - Kommunikationseinheit

CVT oder CCVT Capacitive Voltage Transformer - KapazitiverSpannungswandler

DAR Delayed Autoreclosing - Verzögerte automatischeWiedereinschaltung

DARPA Defense Advanced Research Projects Agency (der US-amerikanische Entwickler des TCP/IP-Protokolls usw.)

DBDL Dead Bus Dead Line - Netzwiederaufbau überspannungslose Sammelschiene und Leitung

DBLL Dead Bus Live Line - Netzwiederaufbau überspannungslose Sammelschiene und unter Spannungstehende Leitung

DC Direct Current - Gleichstrom

DFC Data Flow Control - Datenstromsteuerung

DFT Discrete Fourier Transformation - Diskrete FourierTransformation

DHCP Dynamic Host Configuration Protocol

DIP-Schalter Ein auf einer Leiterplatte montierter kleiner Schalter.

DI Digital Input - Binäreingang

DLLB Dead Line Live Bus - Netzwiederaufbau überspannungslose Leitung und unter Spannung stehendeSammelschiene

DNP Distributed Network Protocol gemäß IEEE-Standard1815-2012

DR Disturbance Recorder - Störschreiber

DRAM Dynamic Random Access Memory - DynamischerArbeitsspeicher

DRH Disturbance Report Handler -Stördatenaufzeichnungsroutine

DSP Digital Signal Processor - Digitaler Signalprozessor

DTT Direct Transfer Trip - Direkte Mitnahme beimSignalvergleichsschutz

EHV-Netz Extra High Voltage system - Höchstspannungsnetze

EIA Electronic Industries Association



EMC Electromagnetic Compatibility - ElektromagnetischeVerträglichkeit

EMF Electromotive Force - Elektromotorische Kraft

EMI Electromagnetic Interference - ElektromagnetischeInterferenz

EnFP End Fault Protection - Endfehlerschutz

EPA Enhanced Performance Architecture

ESD Electrostatic Discharge - Elektrostatische Entladung

F-SMA Typ eines Glasfaserleiter-Steckverbinders

FAN Fault number - Fehlernummer

FCB Frame Count Bit - Flusssteuer-Bit

FOX 20 Modulares 20-Kanal-Telekommunikationssystem fürSprach-, Daten- und Schutzsignale

FOX 512/515 Zugangs-Multiplexer

FOX 6Plus Kompakter Zeitmultiplexer für die Übertragung von bis zusieben Duplexkanälen mit digitalen Daten über optischeFasern

FUN Function type - Funktionstyp

G.703 Elektrische und funktionelle Bezeichnung für digitaleLeitungen wie sie von den lokalen Telefongesellschaftenverwendet werden. Können über kompensierte und nichtkompensierte Leitungen transportiert werden.

GCM Communication interface module with carrier of GPSreceiver module - Kommunikationsschnittstellenmodul mitTräger von GPS-Empfängermodul

GDE Graphical display editor within PCM600 - GrafischerDisplay-Editor im PCM600

GI General Interrogation Command - AllgemeinerAbfragebefehl

GIS Gas-Insulated Switchgear - Gasisolierte Schaltanlage

GOOSE Generic Object-Oriented Substation Event - Generischesobjektorientiertes Schaltanlagenereignis

GPS Global Positioning System - GlobalesPositionsbestimmungssystem

GSAL Generic Security Application - AllgemeineSicherheitsanwendung

GTM GPS Time Module - GPS-Zeitmodul

HDLC-Protokoll High level data link control (Netzwerkprotokoll), beruht aufdem HDLC-Standard



HFBR-Steckverbindertyp

Lichtwellenleiter-Steckverbinder

HMI Human Machine Interface - Mensch/Maschine-Schnittstelle

HSAR High Speed Auto-Reclosing - Schnelle Wiedereinschaltung

HV High Voltage - Hochspannung

HVDC High-Voltage Direct Current - Hochspannung Gleichstrom

IDBS Integrating Deadband Supervision - IntegrierendeÜberwachung des Totbandes

IEC International Electrical Committee - InternationaleElektrotechnische Kommission

IEC 60044-6 IEC-Norm, Instrumentenwandler – Teil 6: Anforderungenan das transiente Verhalten von Stromwandlern fürSchutzzwecke

IEC 60870-5-103 Kommunikationsstandard für Schutztechnik; ein seriellesMaster/Slave-Protokoll für die Punkt-Punkt-Kommunikation

IEC 61850 Substation Automation Communication Standard - Normfür Stationsautomatisierung

IEC 61850–8–1 Kommunikationsprotokoll-Standard

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

IEEE 802.12 Ein Netztechnologie-Standard, der 100 Mbits/s beiverdrillten Doppelleitungen bzw. Lichtwellenleitern bietet.

IEEE P1386.1 PMC (PCI Mezzanine Card)-Standard für lokaleBusmodule. Bezieht sich auf den CMC-Standard (IEEEP1386, auch bekannt als Common Mezzanine Card) fürMechanik und die PCI-Spezifikationen der PCI SIG(Special Interest Group) für die elektrische EMF ElectroMotive Force - Kraft der Elektronenbewegung.

IEEE 1686 Standard für Unterstations-IEDs - Cyber-Sicherheitsfunktionen

IED Intelligent Electronic Device - Intelligentes elektronischesGerät

I-GIS Intelligent Gas-Insulated Switchgear - Intelligentegasisolierte Schaltanlagen

IOM Binary Input/Output module - Binäres Eingangs-/Ausgangsmodul

Instanz Sind im IED verschiedene Fälle derselben Funktionverfügbar, werden sie als Komponente dieser Funktionbezeichnet. Eine Instanz einer Funktion ist mit eineranderen der selben Art identisch, hat aber eine



unterschiedliche Nummer in den IED-Benutzerschnittstellen. Das Wort Instanz wird manchmaldefiniert als eine Informationseinheit, die für einen Typsteht. So steht eine Instanz einer Funktion im IED für einenFunktionstyp.

IP 1. Internetprotokoll, die Vermittlungsschicht für dieTCP/IP-Protokollsuite, die in Ethernet-Netzwerken weitverbreitet ist. IP ist ein verbindungsloses,paketvermittelndes Protokoll, das nach dem Best-Effort-Prinzip arbeitet. Es bietet Paketrouting, Fragmentierungund Reassembling über die Sicherungsschicht.2. Schutzgrad gemäß IEC 60529

IP 20 Schutzgrad gemäß IEC 60529, Klasse 20



IRF Internal Failure Signal - Internes Fehlersignal

IRIG-B: InterRange Instrumentation Group, Zeitcode-Format B,Standard 200

ITU International Telecommunications Union - InternationaleFernmeldeunion

LAN Local Area Network - Lokales Netzwerk

LIB 520 Hochspannungs-Software-Modul

LCD Liquid Crystal Display - Flüssigkristallanzeige

LDCM Line Differential Communication Module -Kommunikationsmodul für den Leitungsdifferentialschutz

LDD Local Detection Device - Lokales Erkennungsgerät

LED Light-Emitting Diode - Leuchtdiode

LNT LON Network Tool - LON-Netzwerktool

LON Local Operating Network - Bezeichnung eines Protokolls inder Stationsautomatisierung

MCB Miniature Circuit Breaker - Sicherungsautomat

MCM Mezzanine Carrier Module - Mezzanine-Trägermodul

MIM Milli-Ampere Module - Milli-Ampere-Modul

MPM Main Processing Module - Hauptverarbeitungsmodul

MVAL Measurement Value - Messwert

MVB Multifunction Vehicle Bus - Multifunktions-Fahrzeugbus -Standardisierter serieller Bus, der ursprünglich für dieNutzung in Zügen entwickelt worden war

NCC Network Control Centre - Netzleitstelle



NOF Number of grid faults - Anzahl der Netzfehler

NUM Numerical Module - Numerisches Modul

OCO-Zyklus Open-Close-Open cycle - Aus-Ein-Aus-Zyklus bei derautomatischen Wiedereinschaltung

OCP Overcurrent Protection - Überstromschutz

OEM Optical Ethernet module - Optisches Ethernet-Modul

OLTC On Load Tap Changer - Stufenschalter

OTEV Other Event - Aufzeichnung von Stördaten, die durch einanderes Ereignis als Anregung/Anlauf ausgelöst wurde

OV Overvoltage - Überspannung

Überreichweite bzw.Übergreifen

Ein Begriff, der verwendet wird, um zu beschreiben, wie dasRelais während einer Fehlerbedingung reagiert. So liegtz. B. beim Distanzschutz eine Überreichweite vor, wenn beieinem Fehler außerhalb der eingestellten Reichweite derDistanzschutz dennoch eine Auslösung generiert.

PCI Peripheral Component Interconnect - ein lokaler Datenbus

PCM Pulse Code Modulation - Pulscode-Modulation

PCM600 Protection and Control IED Manager - IED-ManagerSchutz und Steuerung

PC-MIP Mezzanine-Kartenstandard

PMC PCI Mezzanine Card - PCI-Mezzanine-Karte

POR Permissive Overreach - Signalvergleichsverfahren mitÜberreichweite bzw. Übergreifen

POTT Permissive Overreach Transfer Trip - Freigabe- bzw.Blockierverfahren beim Signalvergleichsschutz

Prozessbus Auf der Prozessebene genutzter Bus bzw. genutztes LAN,d.h. in unmittelbarer Nähe der gemessenen und/odergesteuerten Komponenten.

PSM Power Supply Module - Stromversorgungsmodul

PST Parameter Setting Tool within PCM600 - Tool für dieParametereinstellung in PCM600

PT-Übersetzungsverhältnis

Potential transformer - Spannungswandler-Übersetzungsverhältnis

PUTT Permissive Underreach Transfer Trip - Mitnahmeschaltungbeim Signalvergleichsschutz

RASC Synchrocheck-Relais, COMBIFLEX

RCA Relay Characteristic Angle - charakteristischer Winkel fürdie Richtungsbestimmung



RISC Reduced Instruction Set Computer - Rechner mitreduziertem Anweisungssatz

RMS-Wert Root Mean Square value - Effektivwert

RS 422 Eine serielle Schnittstelle für die Datenübertragung inPunkt-Punkt-Verbindungen.

RS 485 Serielle Verbindung gemäß EIA-Standard RS 485

RTC Real Time Clock - Echtzeituhr

RTU Remote Terminal Unit - Fernwirkunterstation

SA Substation Automation - Automatisierung von elektrischenSchaltanlagen

SBO Select-before-operate - Auswahl vor Ausführung

SC Switch or push button to close - Schalter oder Drucktasterzum Schließen

SCL Short Circuit Location - Kurzschlussstelle

SCS Station Control System - Stationssteuerungssystem

SCADA Supervisory Control And Data Aquisition system - Systemfür Überwachung, Steuerung und Datensammlung inAnlagen

SCT System configuration tool according to standard IEC 61850- Tool für die Systemkonfiguration gemäß IEC-Standard61850

SDU Service data unit - Service-Dateneinheit

SLM Serial communication module - SeriellesKommunikationsmodul

SMA-Steckverbinder Subminiatur-Version A. Ein Gewindesteckverbinder mitkonstanter Impedanz.

SMT Signal Matrix Tool within PCM600 - Signalmatrix-Tool imPCM600

SMS Station Monitoring System - Stationsüberwachungssystem

SNTP Simple Network Time Protocol – wird für dieSynchronisierung von Rechneruhren in lokalenNetzwerken genutzt. Damit wird die Notwendigkeit, inallen eingebundenen Systemen eines Netzwerkesgenaugehende Hardware-Uhren haben zu müssen,verringert. Statt dessen kann jeder eingebundene Knotenmit einer entlegenen Uhr, die die geforderte Genauigkeitbietet, synchronisiert werden.

SOF Status Of Fault - Fehlerstatus

SPA Strömberg Protection Acquisition, kurz SPA - ein seriellesMaster/Slave Protokoll für Punkt-zu-Punkt-Verkehr



SRY Switch for CB ready condition - Schalter für den Zustand"Leistungsschalter bereit"

ST Schalter oder Drucktaster zum Auslösen

Sternpunkt Sternpunkt eines Leistungstransformators, in dem die 3Leiter des elektrischen Netzes zusammengeführt werden.

SVC Static VAr Compensation - Statische VAr-Kompensation

TC Trip Coil - Ausspule

TCS Trip Circuit Supervision - Auskreis-Überwachung

TCP Transmission Control Protocol -Übertragungskontrollprotokoll. Das gängigsteTransportschichtprotokoll, das im Ethernet und Internetverwendet wird.

TCP/IP Transmission Control Protocol over Internet Protocol. Dieals Quasi-Standard in 4.2BSD Unix eingebundenenEthernetprotokolle. TCP/IP wurde von DARPA für dieInternetarbeit entwickelt und umfasst sowohlVermittlungsschicht- als auch Transportschichtprotokolle.Während TCP und IP zwei Protokolle auf spezifischenProtokollschichten spezifizieren, wird TCP/IP oftverwendet, um auf die gesamte darauf beruhendeProtokollsuite des US Department of Defense zu verweisen,einschließlich Telnet, FTP, UDP und RDP.

TEF Time delayed earth-fault protection function -Zeitverzögerte Erdfehlerschutzfunktion

TM Transmit (disturbance data) - Übertragung (von Stördaten)

TNC-Steckverbinder Neill Concelman mit Außengewinde, eine konstanteImpedanzversion eines BNC-Steckverbinders mitAußengewinde

TP Trip (recorded fault) - Auslösung (aufgezeichneter Fehler)

TPZ, TPY, TPX, TPS Stromwandler-Klassen gemäß IEC

TRM Transformer Module - Wandler-Eingangsmodul.Transformiert Ströme und Spannungen in Pegel, die für dieweitere Signalverarbeitung geeignet sind.

TYP Type identification - Typ-Identifikation

UMT User Management Tool - Tool für Benutzermanagement

Unterreichweite Ein Begriff, der verwendet wird, um zu beschreiben, wie dasRelais während einer Fehlerbedingung reagiert. So liegtz. B. beim Distanzschutz eine Unterreichweite vor, wennbei einem Fehler innerhalb der eingestellten Reichweite derDistanzschutz dennoch keine Auslösung generiert. Sieheauch Überreichweite.



UTC Coordinated Universal Time - Koordinierte Weltzeit. VomBureau International des Poids et Mesures (BIPM)errechnete, Zeitskala, die die Basis für eine koordinierteVerbreitung von Normalfrequenzen und Zeitsignalenbildet. UTC wird abgeleitet von der InternationalenAtomzeit (TAI) durch die Addition von ganzzahligen"Schaltsekunden" zur Synchronisation mit Weltzeit 1(UT1), was so die Exzentrizität des Erdkreises und dieRotationsachsenneigung (23,5 Grad) zulässt, aber weiterhindie irreguläre Erdrotation anzeigt, auf der UT1 basiert. DieKoordinierte Weltzeit wird unter Verwendung einer 24-Stunden-Uhr und des Gregorianischen Kalendersausgedrückt. Sie wird für die Flug- und Schiffsnavigationverwendet, wo sie manchmal auch unter dem militärischenNamen "Zulu-Zeit" bekannt ist. "Zulu" steht imphonetischen Alphabet für "Z", was für den Null-Längengrad steht.

UV Undervoltage - Unterspannung

WEI Weak End Infeed-Logik - schwache Einspeisung

VT Voltage Transformer - Spannungswandler

X.21 Eine digitale Signalisierungsschnittstelle, die vorrangig fürTelekom-Technik genutzt wird.

3IO Dreifacher Null-Strom. Auch bekannt als Summenstromoder Erdfehlerstrom

3UO Dreifache Nullspannung. Wird oft als Summenspannungbezeichnet.



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