Seria 650 Relion Zabezpieczenie odległościowe linii REL650 … · 2018-05-10 · proste i szybkie...

Seria 650 Relion®

Zabezpieczenie odległościowe linii REL650Przewodnik po produkcie

Spis treści

1. Opis...............................................................................3

2. Zastosowanie.................................................................3

3. Dostępne funkcje...........................................................7

4. Zabezpieczenia odległościowe.....................................15

5. Zabezpieczenia prądowe..............................................18

6. Zabezpieczenia napięciowe..........................................21

7. Zabezpieczenia częstotliwościowe...............................21

8. Nadzór nad systemem wtórnym...................................22

9. Sterowanie...................................................................23

10. Schematy komunikacji.................................................24

11. Funkcje logiczne..........................................................26

12. Funkcje monitorowania................................................27

13. Pomiary energii............................................................30

14. Interfejs człowiek-maszyna..........................................30

15. Podstawowe funkcje urządzenia IED...........................30

16. Komunikacja stacyjna..................................................31

17. Opis sprzętu................................................................33

18. Schematy połączeń.....................................................35

19. Dane techniczne..........................................................41

20. Zamawianie.................................................................81

Zrzeczenie się

Informacje zawarte w niniejszym dokumencie mogą ulegać zmianom bez uprzedniego powiadomienia i nie powinny być traktowane jako zobowiązanie ze strony firmy

ABB AB. ABB AB nie ponosi odpowiedzialności za ewentualne błędy, jakie mogą pojawić się w niniejszym dokumencie.

© Prawa Autorskie 2012 ABB.

Wszelkie prawa zastrzeżone.

Znaki handlowe

ABB i Relion są zastrzeżonymi znakami handlowymi Grupy ABB. Wszystkie inne marki lub nazwy produktów wymienione w niniejszym dokumencie mogą być

znakami handlowymi lub zastrzeżonymi znakami handlowymi należącymi do ich posiadaczy.

Zabezpieczenie odległościowe linii REL650 1MRK 506 328-BPL -

Wersja produktu: 1.1

2 ABB

1. OpisUrządzenia IED serii 650 dostarczająoptymalnych, gotowych do użycia rozwiązań.Posiadają one kompletnie skonfigurowane funkcjezabezpieczeniowe oraz domyślne wartościparametrów tak, aby mogły spełniać potrzebywielu różnych zastosowań w zakresie sieciprzesyłowych, dystrybucyjnych i wytwarzaniaenergii elektrycznej.

Urządzenia IED serii 650 zawierają:• Kompletnie skonfigurowane funkcje

zabezpieczeniowe oraz domyślne wartościparametrów tak, aby mogły spełniać potrzebywielu różnych zastosowań w zakresie sieciprzesyłowych, dystrybucyjnych i wytwarzaniaenergii elektrycznej.

• Obsługę zdefiniowanych przez użytkownikanazw w języku polskim, dotyczących sygnałów ifunkcji.

• Zminimalizowaną liczbę nastaw parametrówdzięki wartościom domyślnym i nowej koncepcjiABB wartości „global base”. Wystarczy tylkowprowadzić nastawy parametrówspecyficznych dla danego zastosowania, takichjak parametry linii przesyłowej.

• Komunikaty GOOSE do komunikacji poziomej.• Rozszerzona funkcjonalność interfejsu HMI z 15

trójkolorowymi wskaźnikami LED na stronę,wyświetlającego od jednej do trzech stron orazzawierającego konfigurowalne przyciskistanowiące skróty dla poszczególnych działań.

• Programowalne tekstowe opisy diod LED.• Wejścia prądowe o nastawianym prądzie

znamionowym 1A/5A.

2. ZastosowanieUrządzenie REL650 jest przeznaczone dozabezpieczania, monitorowania i sterowania pracąlinii napowietrznych oraz kabli w sieciachuziemionych bezpośrednio lub poprzezimpedancję. Urządzenie IED może być stosowaneaż do najwyższych zakresów napięć. Urządzenienadaje się do zabezpieczenia linii o dużymobciążeniu i linii o wielu końcach, gdziewymagane są szybkie trójfazowe wyłączenia.

Odległościowe zabezpieczenie pełnoschematowezapewnia ochronę linii przesyłowych o dużejczułości przy niskich wymaganiach dotyczącychkomunikacji z drugim końcem. Pięć stref posiada

w pełni niezależne układy pomiarowe i nastawy,co zapewnia dużą elastyczność dla wszystkichtypów linii.

Nowoczesne rozwiązania techniczne zapewniająkrótki czas zadziałania, zazwyczaj równy 1,5okresu.

Funkcja SPZ zawiera obwody priorytetu dlaukładów jednowyłącznikowych. Współpracuje onz funkcją kontroli synchronizmu przy SPZ szybkimlub zwłocznym.

Duży zestaw bezzwłocznych zabezpieczeńnadprądowych dla prądów fazowych idoziemnych czterostopniowe, kierunkowe lubbezkierunkowe zwłoczne zabezpieczenienadprądowe dla prądów fazowych i doziemnych,czułe zabezpieczenie przed zwarciem doziemnymw układach bez bezpośredniego uziemienia,zabezpieczenie przed przeciążeniem cieplnymoraz dwustopniowe zabezpieczeniapodnapięciowe i nadnapięciowe to tylko przykładydostępnych funkcji, umożliwiającychużytkownikowi spełnienie wszelkich wymagań.

Układy zabezpieczeń odległościowych izabezpieczeń przed zwarciem doziemnym mogąkomunikować się z drugim końcem w dowolnymschemacie komunikacji zabezpieczeń zdalnych.

Zaawansowane możliwości logiki, w tymmożliwość definiowania funkcji logicznych przezużytkownika za pomocą narzędzia graficznego,umożliwiają wykorzystanie urządzenia dozastosowań specjalnych.

Istnieje funkcja rejestracji zakłóceń oraz lokalizacjizwarć w celu późniejszej niezależnej analizy powystąpieniu zakłóceń w obwodach pierwotnych.

Zdefiniowano trzy pakiety dla następującychzastosowań:

• Pięciostrefowe zabezpieczenieodległościowe o charakterystyceczworobocznej (A01)

• Pięciostrefowe zabezpieczenieodległościowe o charakterystyce mho (A05)

• Pięciostrefowe zabezpieczenieodległościowe o charakterystyceczworobocznej, wyłączanie pofazowe (A11)

Pakiety są skonfigurowane i gotowe donatychmiastowego użytku. Wejścia i wyjścia


Wersja produktu: 1.1 Wydany: styczeń 2012Rewizja: -

ABB 3

analogowe oraz wyzwalające zostały wstępniezdefiniowane dla podstawowych zastosowań.

Wejścia/wyjścia binarne można dodawać wzależności od wymagań. Należy je określić wmomencie składania zamówienia. Inne sygnały

należy wykorzystywać w zależności od wymagańdla poszczególnych zastosowań.

Graficzne narzędzie do konfiguracji umożliwiaproste i szybkie testowanie oraz uruchamianie.

REL650 A01 – Zabezpieczenie odległościowe,

charakterystyka czworobokowa, układ jednowyłącznikowy

10AI (4I+1I+5U)

SMB RREC

79 0->1

SMP PTRC

94 1->0

TCS SCBR

Cond

SPVN ZBAT

Cond

Inne skonfigurowane funkcje

OV2 PTOV

59 U>

PH PIOC

50 3I>>

CC RBRF

50BF 3I> BF

V MMXU

Meter.

QA1

QB1 QB2

QB9

QC9

QC2

QC1

WA1

WA2

V MSQI

Meter.

DRP RDRE

Mont.

EF PIOC

50N IN>>

CC RPLD

52PD PD

S SCBR

Cond

L PTTR

26

EF4 PTOC

51N/67N IN>

OC4 PTOC

51/67 3I>

BRC PTOC

46 Iub

STB PTOC

50STB I>

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

UV2 PTUV

27 U<

LOV PTUV

27 U<

ZQD PDIS

21 Z<

FDPS PDIS

Ph Sel

ZDN RDIR

21 Z<->

ZM RPSB

68

ZCV PSOF

SOTF

LMB RFLO

Monit.

SES RSYN

25 SYNC

ZC PSCH

85

ZCRW PSCH

85

ETP MMTR

Wh<->

CV MMXN

Meter.

EC PSCH

85

ECRW PSCH

85

SDD RFUFC MMXU

Meter.

C MSQI

Meter.

IEC61850

ANSI IEC

Funkcja aktywna

w ustawieniach

1000/1

132kV/110V

132kV/

110V132kV/

110V

132 kV

Dane liniiDługość linii: 50kmImpedancja linii dla kolejności zgodnej: 0,195+j*0,410 Ohma/km Impedancja linii dla kolejności zerowej: 0,400+j*1,310 Ohma/km

BlockdiagramQuaddistancezonesinglebreaker

=IEC09000653=2=pl=Original.vsd

VNMMXU

Meter.

DNP

ANSI IEC

Funkcja nieaktywna w ustawieniach

IEC60870-5-103

ANSI IEC

SDEPSDE

67N IN<->

IEC09000653 V2 PL

Rysunek 1. Typowe zastosowanie zabezpieczeń dla zabezpieczenia odległościowego z charakterystykączworoboczną w układzie jednowyłącznikowym



4 ABB

REL650 A05 – Zabezpieczenie odległościowe,

charakterystyka Mho, układ jednowyłącznikowy

10AI (4I+1I+5U)

SMB RREC

79 0->1

SMP PTRC

94 1->0

TCS SCBR

Cond

SPVN ZBAT

Cond


OV2 PTOV

59 U>

PH PIOC

50 3I>>

CC RBRF

50BF 3I> BF

V MMXU

Meter.

QA1

QB1 QB2

QB9

QC9

QC2

QC1

WA1

WA2

V MSQI

Meter.

DRP RDRE

Mont.

EF PIOC

50N IN>>

CC RPLD

52PD PD

S SCBR

Cond

L PTTR

26

EF4 PTOC

51N/67N IN>

OC4 PTOC

51/67 3I>

BRC PTOC

46 Iub

SDEPSDE

67N IN<->

STB PTOC

50STB I>

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

UV2 PTUV

27 U<

LOV PTUV

27 U<

FMPS PDIS

Ph Sel

ZDN RDIR

21 Z<->

ZM RPSB

68

ZCV PSOF

SOTF

LMB RFLO

Monit.

SES RSYN

25 SYNC

ZC PSCH

85

ZCRW PSCH

85

ETP MMTR

Wh<->

CV MMXN

Meter.

EC PSCH

85

ECRW PSCH

85

SDD RFUFC MMXU

Meter.

C MSQI

Meter.

ZMO PDIS

21 Z<

IEC61850

ANSI IEC

Funkcja aktywna

w ustawieniach

132 kV

1000/1

132kV/110V

132kV/

110V132kV/

110V


BlockdiagramMhodistancezonessinglebr

eaker=IEC09000654=2=pl=Original.vsd

VNMMXU

Meter.

DNP

ANSI IEC


IEC60870-5-103

ANSI IEC

IEC09000654 V2 PL

Rysunek 2. Typowe zastosowanie zabezpieczeń dla zabezpieczenia odległościowego z charakterystyką mho wukładzie jednowyłącznikowym



ABB 5

REL650 A11 – Zabezpieczenie odległościowe, charakterystyka

czworobokowa,

wyłączanie 1 fazy / 3 faz, układ jednowyłącznikowy

10AI (4I+1I+5U)

TCS SCBR

Cond

SPVN ZBAT

Cond


OV2 PTOV

59 U>

V MMXU

Meter.

QA1

QB1 QB2

QB9

QC9

QC2

QC1

WA1

WA2

V MSQI

Meter.

DRP RDRE

Mont.

EF PIOC

50N IN>>

CC RPLD

52PD PD

S SCBR

Cond

L PTTR

26

EF4 PTOC

51N/67N IN>

BRC PTOC

46 Iub

SDE PSDE

37 2I<

STB PTOC

50STB I>

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

UV2 PTUV

27 U<

LOV PTUV

27 U<

ZQD PDIS

21 Z<

FDPS PDIS

Ph Sel

ZDN RDIR

21 Z<->

ZM RPSB

68

ZCV PSOF

SOTF

LMB RFLO

Monit.

SES RSYN

25 SYNC

ZC PSCH

85

ETP MMTR

Wh<->

CV MMXN

Meter.

EC PSCH

85

ECRW PSCH

85

SDD RFUFC MMXU

Meter.

C MSQI

Meter.

IEC61850

ANSI IEC

Funkcja aktywna

w ustawieniach

1000/1

132kV/110V

132kV/

110V132kV/

110V

132 kV


REL650A11Blockdiagram=IEC10000342=1=

pl=Original.vsd

ZCWS PSCH

85

SPT PIOC

50 3I>>

OC4S PTOC

51/67 3I>

STP PTRC

94 1->0

STB RREC

79 0->1

CSP RBRF

50BF 3I> BF

VN MMXU

Meter.

DNP

ANSI IEC

IEC60870-5-103

ANSI IEC


IEC10000342 V1 PL

Rysunek 3. Typowe zastosowanie zabezpieczeń dla stref odległych z charakterystyką czworoboczną w układziejednowyłącznikowym, wyłączanie pofazowe



6 ABB

3. Dostępne funkcje

Główne funkcje zabezpieczeniowe

IEC 61850/Nazwa blokufunkcji

ANSI Opis funkcji Zabezpieczenieodległościowe linii

RE

L65

0 (A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L65

0 (A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

Zabezpieczenie impedancyjne

ZQDPDIS 21 Pięciostrefowe zabezpieczenie odległościowe ocharakterystyce czworobokowej

1 1

FDPSPDIS 21 Selekcja faz z odcięciem od obciążeń,charakterystyka czworobokowa

1 1

ZMOPDIS 21 Pięciostrefowe zabezpieczenie odległościowe ocharakterystyce mho

1

FMPSPDIS 21 Identyfikacja uszkodzonej fazy z odcięciem odobciążeń dla charakterystyki mho

1

ZDNRDIR 21 Kierunkowe zabezpieczenie impedancyjne,charakterystyka czworobokowa i mho

1 1 1

PPLPHIZ Układy logiczne wyboru faz 1 1 1

ZMRPSB 68 Wykrycie kołysania mocy 1 1 1

ZCVPSOF Logika szybkiego wyłączenia przy zamknięciuwyłącznika na zwarcie, oparta na pomiarachnapięcia i prądu

1 1 1



ABB 7

Rezerwowe funkcje zabezpieczeniowe



RE

L650

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

Zabezpieczenia prądowe

PHPIOC 50 Bezzwłoczne fazowe zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe

1 1

SPTPIOC 50 Bezzwłoczne fazowe zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe

1

OC4PTOC 51/67 Czterostopniowe kierunkowe fazowezabezpieczenie nadmiarowo-prądowe

1 1

OC4SPTOC 51/67 Czterostopniowe fazowe zabezpieczenienadprądowe

1

EFPIOC 50N Bezzwłoczne zabezpieczenie nadprądoweskładowej kolejności zerowej

1 1 1

EF4PTOC 51N/67N Czterostopniowe kierunkowe zabezpieczenienadprądowe składowej kolejności zerowej

1 1 1

SDEPSDE 67N Czułe kierunkowe nadprądowe i mocowezabezpieczenie nadprądowe składowej kolejnościzerowej

1 1 1

UC2PTUC 37 Zwłoczne 2-stopniowe zabezpieczeniepodprądowe

1 1 1

LPTTR 26 Zabezpieczenie przed przeciążeniem cieplnym,jedna stała czasowa

1 1 1

CCRBRF 50BF Lokalna rezerwa wyłącznikowa 1 1

CSPRBRF 50BF Lokalna rezerwa wyłącznikowa 1

STBPTOC 50STB Zabezpieczenie węzła 1 1 1

CCRPLD 52PD Zabezpieczenie przed niezgodnością biegunów 1 1 1

BRCPTOC 46 Kontrola przerwanych przewodów 1 1 1

GUPPDUP 37 Kierunkowe zabezpieczenie podmocowe 1 1 1

GOPPDOP 32 Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe 1 1 1

DNSPTOC 46 Funkcja zabezpieczenia nadprądowego oparta naskładowej przeciwnej

1 1 1

Zabezpieczenia napięciowe

UV2PTUV 27 Dwustopniowe zabezpieczenie podnapięciowe 1 1 1



8 ABB



RE

L650

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

OV2PTOV 59 Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięciowe 1 1 1

ROV2PTOV 59N Dwustopniowe zabezpieczenie przed wzrostemnapięcia kolejności zerowej

1 1 1

LOVPTUV 27 Kontrola zaniku napięcia 1 1 1

Zabezpieczenia częstotliwościowe

SAPTUF 81 Zabezpieczenie podczęstotliwościowe 2 2 2

SAPTOF 81 Zabezpieczenie nadczęstotliwościowe 2 2 2

SAPFRC 81 Zabezpieczenie zależne od szybkości zmianczęstotliwości

2 2 2



ABB 9

Funkcje sterowania i monitorowania

IEC 61850/Nazwabloku funkcji


RE

L650

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

Sterowanie

SESRSYN 25 Kontrola synchronizmu, kontrola zasilania isynchronizacja

1 1 1

SMBRREC 79 Układ SPZ 1 1

STBRREC 79 Układ SPZ 1

QCBAY Sterowanie polem 1 1 1

LOCREM Sterowanie położeniami łącznika LR 1 1 1

LOCREMCTRL Sterowanie PSTO za pośrednictwemlokalnego interfejsu LHMI

1 1 1

SLGGIO Logiczny rotacyjny przełącznik wyboru funkcjioraz prezentacja za pomocą interfejsulokalnego LHMI

15 15 15

VSGGIO Rozszerzenie miniprzełącznika 20 20 20

DPGGIO Ogólne funkcje komunikacyjne wejścia/wyjściazgodne z normą IEC 61850

16 16 16

SPC8GGIO Sterowanie pojedynczymi punktami, 8-sygnałowe

5 5 5

AUTOBITS Bity automatyki (AutomationBits), funkcjapolecenia dla protokołu DNP3.0

3 3 3

I103CMD Polecenia funkcji dla protokołuIEC60870-5-103

1 1 1

I103IEDCMD Polecenia urządzenia IED dla protokołuIEC60870-5-103

1 1 1

I103USRCMD Polecenia funkcji zdefiniowane przezużytkownika dla protokołu IEC60870-5-103

4 4 4

I103GENCMD Polecenia funkcji ogólne dla protokołuIEC60870-5-103

50 50 50

I103POSCMD Polecenia urządzenia IED zawierającepołożenie i wybór dla protokołuIEC60870-5-103

50 50 50

Nadzór nad obwodami wtórnymi

CCSRDIF 87 Nadzór nad obwodem prądowym 1 1 1

SDDRFUF Kontrola awarii bezpieczników 1 1 1



10 ABB



RE

L650

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

TCSSCBR Funkcja monitorowania zamykania/wyzwalania wyłącznika

3 3 3

Funkcje logiczne

SMPPTRC 94 Logika wyłączenia 1 1

SPTPTRC 94 Logika wyłączenia 1

TMAGGIO Matryca wyłączeń 12 12 12

OR Konfigurowalne bloki logiczne, bramka OR 283 283 283

INVERTER Konfigurowalne bloki logiczne, INVERTER 140 140 140

PULSETIMER Konfigurowalne bloki logiczne, Timerimpulsowy

40 40 40

GATE Konfigurowalne bloki logiczne, bramkasterowana

40 40 40

XOR Konfigurowalne bloki logiczne, alternatywawykluczająca (EXOR)

40 40 40

LOOPDELAY Konfigurowalne bloki logiczne, pętlaopóźniająca

40 40 40

TIMERSET Konfigurowalne bloki logiczne, ustawianieczasu

40 40 40

AND Konfigurowalne bloki logiczne, bramka AND 280 280 280

SRMEMORY Konfigurowalne bloki logiczne, przerzutnik SRflip-flop gate

40 40 40

RSMEMORY Konfigurowalne bloki logiczne, przerzutnik SRflip-flop gate

40 40 40

FXDSIGN Blok funkcyjny stałego sygnału 1 1 1

B16I Konwersja 16 syganłów binarnych na liczbętypu Integer

16 16 16

B16IFCVI Konwersja 16 sygnałów binarnych na liczbętypu Integer z reprezentacją węzłów logicznych

16 16 16

IB16A Konwersja liczby typu Integer na 16 sygnałówbinarnych

16 16 16

IB16FCVB Konwersja liczby typu Integer na 16 sygnałówbinarnych z reprezentacją węzłów logicznych

16 16 16

Funkcje monitorowania

CVMMXN Pomiary 6 6 6



ABB 11



RE

L650

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

CMMXU Pomiar prądu fazowego 10 10 10

VMMXU Pomiar napięcia międzyfazowego 6 6 6

CMSQI Pomiar składowych sekwencji prądów 6 6 6

VMSQI Pomiar składowych sekwencji napięć 6 6 6

VNMMXU Pomiar napięcia faza - przewód zerowy 6 6 6

CNTGGIO Licznik zdarzeń 5 5 5

DRPRDRE Raport o zakłóceniach 1 1 1

AxRADR Analogowe sygnały wejściowe 4 4 4

BxRBDR Binarne sygnały wejściowe 6 6 6

SPGGIO Ogólne funkcje komunikacyjne wejścia/wyjściazgodne z normą IEC 61850

64 64 64

SP16GGIO Ogólne funkcje komunikacyjne zgodne znormą IEC 61850, 16 wejść

16 16 16

MVGGIO Ogólne funkcje komunikacyjne wejścia/wyjściazgodne z normą IEC 61850

16 16 16

MVEXP Blok rozszerzeń wartości mierzonych 66 66 66

LMBRFLO Lokalizacja miejsca zwarcia 1 1 1

SPVNZBAT Nadzór baterii stacyjnej 1 1 1

SSIMG 63 Funkcja monitorowania gazu izolującego 1 1 1

SSIML 71 Funkcja monitorowania cieczy izolującej 1 1 1

SSCBR Monitorowanie stanu wyłącznika 1 1 1

I103MEAS Wielkości mierzone dla IEC60870-5-103 1 1 1

I103MEASUSR Wielkości mierzone zdefiniowane przezużytkownika dla IEC60870-5-103

3 3 3

I103AR Stan funkcji SPZ dla IEC60870-5-103 1 1 1

I103EF Stan funkcji zwarcia doziemnego dlaIEC60870-5-103

1 1 1

I103FLTPROT Stan funkcji zabezpieczenia zwarciowego dlaIEC60870-5-103

1 1 1

I103IED Stan urządzenia IED dla IEC60870-5-103 1 1 1

I103SUPERV Stan nadzoru dla IEC60870-5-103 1 1 1



12 ABB



RE

L650

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11

)1

Ph/1

CB

I103USRDEF Stan sygnałów zdefiniowanych przezużytkownika dla IEC60870-5-103

20 20 20

Pomiary

PCGGIO Funkcja logiczna licznika impulsów 16 16 16

ETPMMTR Funkcja obliczania energii i zarządzaniazapotrzebowaniem

3 3 3



ABB 13

Zaprojektowane dla komunikacji



RE

L6

50

(A

01)

3P

h/1

CB

, czw

oro

bok

RE

L650

(A

05)

3P

h/1

CB

, m

ho

RE

L6

50 (A

11)

1P

h/1

CB

Komunikacja stacyjna

Protokół komunikacyjny IEC 61850, LAN1 1 1 1

Protokół komunikacyjny DNP3.0 dla TCP/IP, LAN1

1 1 1

IEC61870-5-103 IEC60870-5-103 komunikacja szeregowaza pośrednictwem ST

1 1 1

GOOSEINTLKRCV Komunikacja pozioma umożliwiającarealizację blokad za pośrednictwemGOOSE

59 59 59

GOOSEBINRCV Odbiór sygnałów binarnych GOOSE 4 4 4

GOOSEDPRCV Blok funkcyjny GOOSE umożliwiającyodbiór wartości dwubitowej

32 32 32

GOOSEINTLKRCV Blok funkcyjny GOOSE umożliwiającyodbiór wartości całkowitej

32 32 32

GOOSEMVRCV Blok funkcyjny GOOSE umożliwiającyodbiór wartości zmierzonej

16 16 16

GOOSESPRCV Blok funkcyjny GOOSE umożliwiającyodbiór wartości jednobitowej

64 64 64

Schematy komunikacji

ZCPSCH 85 Funkcje logiczne schematu komunikacjidla zabezpieczenia odległościowego lubnadmiarowo-prądowego

1 1 1

ZCRWPSCH 85 Funkcja logiczna odwrócenia kierunkuprądu i słabego źródła w zabezpieczeniuodległościowym

1 1

ZCWSPSCH 85 Funkcja logiczna odwrócenia kierunkuprądu i słabego źródła w zabezpieczeniuodległościowym

1

ZCLCPLAL Funkcja logiki przyspieszającej 1 1 1

ECPSCH 85 Logika schematu komunikacji dlazabezpieczenia nadmiarowo-prądowegokolejności zerowej

1 1 1

ECRWPSCH 85 Funkcja logiczna odwrócenia kierunkuprądu i słabego źródła w zabezpieczeniunadmiarowo-prądowym kolejności zerowej

1 1 1



14 ABB

Podstawowe funkcje urządzenia IED


Opis funkcji

Podstawowe funkcje występujące we wszystkich produktach

INTERRSIG Funkcja autonadzoru z listą zdarzeń wewnętrznych 1

SELFSUPEVLST Funkcja autonadzoru z listą zdarzeń wewnętrznych 1

SNTP Synchronizacja czasu 1

TIMESYNCHGEN Synchronizacja czasu 1

DTSBEGIN, DTSEND,TIMEZONE

Synchronizacja czasu, czas letni 1

IRIG-B Synchronizacja czasu 1

SETGRPS Zarządzanie nastawami grup 1

ACTVGRP Grupy nastaw parametrów 1

TESTMODE Funkcjonalność trybu testowego 1

CHNGLCK Funkcja blokady zmian 1

TERMINALID Identyfikatory urządzenia IED 1

PRODINF Informacje na temat produktu 1

PRIMVAL Wartości dla strony pierwotnej 1

SMAI_20_1-12 Matryca sygnałowa dla wejść analogowych 2

3PHSUM 3-fazowy blok sumacyjny 12

GBASVAL Wartości nastaw parametru Global base 6

ATHSTAT Stan upoważnień 1

ATHCHCK Kontrola upoważnień 1

FTPACCS Dostęp do FTP chroniony hasłem 1

DOSFRNT Odmowa dostępu, kontrola prędkości ramki dla portu przedniego 1

DOSLAN1 Odmowa dostępu, kontrola prędkości ramki dla portu LAN1 1

DOSSCKT Odmowa dostępu, kontrola przepływu w gnieździe 1

4. Zabezpieczenia odległościowe

Pięciostrefowe zabezpieczenie odległościowe,charakterystyka czworobokowa ZQDPDISPięciostrefowe zabezpieczenie odległościowe ocharakterystyce czworobokowej ZQDPDIS jestpięciostrefowym pełnoschematowymzabezpieczeniem z trzema pętlami zwarcia dlazwarć międzyfazowych oraz trzema pętlamizwarcia dla zwarć doziemnych dla każdej spośródniezależnych stref. Indywidualne nastawianie dla

każdej strefy zasięgu rezystancyjnego ireaktancyjnego zapewnia elastyczność przyzastosowaniach jako zabezpieczenie rezerwowetransformatora podłączonego do liniinapowietrznych i kabli różnych typów i o różnychdługościach.

ZQDPDIS wraz z selekcją faz z odcięciem odobciążenia FDPSPDIS ma możliwość odcięcia odobciążenia, co zwiększa prawdopodobieństwo



ABB 15

wykrycia zwarć o dużej rezystancji w liniach odużym obciążeniu, jak pokazano na rysunku4.

IEC05000034 V1 PL

Rysunek 4. Typowa strefa czworobokowegozabezpieczenia odległościowego zselekcją faz i odcięciem od obciążeniaFDPSPDIS po jej aktywowaniu

Wbudowany algorytm kompensacji obciążeniauniemożliwia przekraczanie wszystkich stref przyzwarciach doziemnych na silnie obciążonychliniach przesyłowych.

Strefy zabezpieczenia odległościowego mogądziałać niezależnie od siebie w trybiekierunkowym (w przód lub w tył) lubbezkierunkowym. Sprawia to, że funkcja ta, wrazz różnymi schematami komunikacji, jest przydatnado zabezpieczania linii przesyłowych i kabli wsieciach o złożonej konfiguracji, takich jak linierównoległe, linie o wielu końcach itd.

Selekcja faz z odcięciem od obciążenia,charakterystyka czworobokowa z ustalonymkątem FDPSPDISEksploatacja współczesnych sieci przesyłowychodbywa się w wielu przypadkach blisko granicystabilności. Ze względu na aspekty ochronyśrodowiska szybkość rozbudowy systemówelektroenergetycznych jest zmniejszona, np. zpowodu trudności w uzyskaniu pozwoleń nabudowę nowych linii przesyłowych. Selekcja faz zodcięciem od obciążenia, charakterystykaczworobokowa z ustalonym kątem FDPSPDISprzeznaczona do dokładnego wyboru właściwej

pętli zwarcia w funkcji odległościowej, wzależności od typu zwarcia.

Wysokie obciążenia często występujące w wielusieciach transmisyjnych mogą utrudniaćosiągnięcie pełnego pokrycia dla zwarćrezystancyjnych. Dlatego też w funkcję FDPSPDISwbudowano algorytm odcięcia od obciążenia,która daje możliwość zwiększenia nastawrezystancji zarówno w strefie selekcji fazy, jak i wstrefie pomiarowej, bez wpływu na obciążenie.

Liczne sygnały wyjściowe z funkcji selekcji fazudostępniają ważne informacje na tematuszkodzonych faz, które mogą być wykorzystanew celu analizy awarii.

Pięciostrefowe zabezpieczenie odległościowe,charakterystyka mho ZMOPDISCyfrowe zabezpieczenie odległościowe linii zcharakterystyką mho jest pięciostrefowymzabezpieczeniem pełnoschematowym,rezerwowym przeznaczonym do wykrywaniazwarć międzyfazowych i doziemnych. Technikapełnoschematowego zabezpieczeniaodległościowego umożliwia rezerwowezabezpieczenie linii przesyłowych o dużej czułościprzy niskich wymaganiach dotyczącychkomunikacji z drugim końcem. Pięć stref posiadaw pełni niezależne układy pomiarowe i nastawy,co zapewnia dużą elastyczność dla wszystkichtypów linii.

Urządzenie IED może być stosowane do wysokichzakresów napięć. Urządzenie nadaje się dozabezpieczania linii o dużym obciążeniu i linii owielu końcach, gdzie wymagane są szybkietrójbiegunowe wyłączenia.

Wbudowany algorytm kompensacji obciążeniauniemożliwia przekraczanie strefy przy zwarciachdoziemnych na silnie obciążonych liniachprzesyłowych, patrz rysunek 5.



16 ABB

IEC07000117 V1 PL

Rysunek 5. Wpływ odcięcia od obciążenia naprzesunięcie charakterystyki mhourządzenia

Strefy zabezpieczenia odległościowego mogądziałać niezależnie od siebie w trybiekierunkowym (w przód lub w tył) lubbezkierunkowym (przesunięcie). Sprawia to, żefunkcja ta, wraz z różnymi schematamikomunikacji, jest przydatna do zabezpieczania liniiprzesyłowych i kabli w sieciach o złożonejkonfiguracji, takich jak linie równoległe, linie owielu końcach itd.

Identyfikacja uszkodzonej fazy z odcięciem odobciążenia FMPSPDISFunkcja selekcji faz jest przeznaczona dodokładnego wyboru właściwej pętli zwarcia wfunkcji odległościowej, w zależności od typuzwarcia.

Znaczne obciążenia linii, często występujące wwielu sieciach transmisyjnych, mogą w pewnychprzypadkach oddziaływać z zasięgiem strefyzabezpieczenia odległościowego i spowodowaćniepotrzebne wyłączenia. Dlatego też wbudowanow funkcję algorytm odcięcia od obciążenia, którydaje możliwość zwiększenia nastaw rezystancji wstrefie pomiarowej bez wpływu na obciążenie.

Sygnały wyjściowe z funkcji selekcji fazudostępniają ważne informacje na tematuszkodzonych faz, które mogą być wykorzystanew celu analizy awarii.

Impedancyjny element kierunkowy ocharakterystyce czworobocznej i mho ZDNRDIROcena kierunku do zwarcia jest przeprowadzanaprzez element kierunkowy ZDNRDIR dlazabezpieczeń zdalnych o charakterystyceczworobokowej i mho ZQDPDIS i ZMOPDIS.

Układy logiczne wyboru faz PPLPHIZFunkcja układów logicznych wyboru faz PPLPHIZjest przeznaczona do użycia w sieciachizolowanych lub uziemionych za pośrednictwemdużej impedancji, w których wymaga sięodłączania tylko jednej spośród linii ze zwarciem.

Funkcje układów logicznych wyboru fazzapobiegają wyłączeniu przy zwarciach tylkojednej fazy do ziemi w sieciach izolowanych lubuziemionych za pośrednictwem dużej impedancji,gdzie takie zwarcia nie mogą być wykryte przezzabezpieczenie odległościowe. W przypadkuzwarć wielokrotnych funkcje logiczne wybierająwiodącą lub ostatnią pętlę faza-ziemia doprzeprowadzenia pomiaru i inicjują wyłączenieuprzywilejowanego zwarcia w oparciu o wybranąkombinację wyboru faz. Do wyboru dostępnychjest kilka różnych kombinacji wyboru faz.

Wykrycie kołysania mocy ZMRPSBZjawisko kołysania mocy może występować wwyniku odłączenia dużych odbiorców lubwyłączenia dużych bloków.

Funkcja wykrycia kołysania mocy (ZMRPSB) jeststosowana do wykrywania kołysania mocy iinicjuje blokadę wybranych stref zabezpieczeńodległościowych. Pojawienie się prądów zwarćdoziemnych podczas kołysania mocy wstrzymujefunkcję ZMRPSB aby umożliwić wyłączeniezwarcia.

Logika szybkiego wyłączenia przy zamknięciuwyłącznika na zwarcie, oparta na pomiarachnapięcia i prądu ZCVPSOFLogika szybkiego wyłączenia przy zamknięciuwyłącznika na zwarcie, oparta na pomiarachnapięcia i prądu (ZCVPSOF), jest funkcjąpowodującą bezzwłoczne wyłączenie podczaszamykania wyłącznika w warunkach zwarcia.Funkcja jest wyposażona w moduł wykrycia brakunapięcia w linii, aby umożliwić aktywację funkcji,gdy linia jest w stanie beznapięciowym.



ABB 17

Zabezpieczenia odległościowe z charakterystykąmho nie mogą działać na wyłączniki w warunkachzwarcia, gdy napięcia fazowe są bliskie zeru. Wtym celu stosowane są dodatkowe funkcjelogiczne oparte na wartościach UI.

5. Zabezpieczenia prądowe

Bezzwłoczne fazowe zabezpieczenienadprądowe PHPIOCBezzwłoczna trójfazowa funkcja zabezpieczenianadprądowego posiada cechę odstrojenia odstanów nieustalonych oraz krótki czas działania,co umożliwia stosowanie jej jako funkcjizwarciowej nastawianej wysoko.

Bezzwłoczne fazowe zabezpieczenienadprądowe SPTPIOCBezzwłoczna trójfazowa funkcja zabezpieczenianadprądowego posiada cechę odstrojenia odstanów nieustalonych oraz krótki czas działania,co umożliwia stosowanie jej jako funkcjizwarciowej nastawianej wysoko.

Czterostopniowe fazowe zabezpieczenienadprądowe OC4PTOCFunkcja czterostopniowego zabezpieczenianadprądowego OC4PTOC posiadacharakterystykę zależną lub charakterystykęzwłoczną, nastawianą niezależnie dla stopni 1 i 4.Stopnie 2 i 3 posiadają zawsze charakterystykęzwłoczną.

Dostępne są wszystkie czasowo zależnecharakterystyki zgodne z wymaganiami norm IEC iANSI.

Funkcja kierunkowa jest funkcją zależną odpolaryzacji napięcia z pamięcią. Funkcja możebyć skonfigurowana jako kierunkowa lubbezkierunkowa, niezależnie dla każdego stopnia.

Czterostopniowe fazowe zabezpieczenienadprądowe OC4SPTOCFunkcja czterostopniowego zabezpieczenianadprądowego (OC4SPTOC) posiadacharakterystykę zależną lub charakterystykęzwłoczną, nastawianą niezależnie dlaposzczególnych stopni.

Dostępne są wszystkie czasowo zależnecharakterystyki zgodne z wymogami norm IEC iANSI.

Funkcja kierunkowa jest funkcją zależną odpolaryzacji napięcia, z pamięcią. Funkcja możebyć skonfigurowana jako kierunkowa lubbezkierunkowa, niezależnie dla każdego stopnia.

Bezzwłoczne zabezpieczenie nadprądoweskładowej kolejności zerowej EFPIOCBezzwłoczne zabezpieczenie nadprądoweskładowej kolejności zerowej EFPIOC posiadacechę odstrojenia od stanów nieustalonych ikrótkie czasy działania, co umożliwia stosowaniego jako zabezpieczenia bezzwłocznego przedzwarciami doziemnymi, a zasięg jest ograniczonyponiżej typowej wartości osiemdziesięciu procentprądu zwarciowego linii przy minimalnejimpedancji źródła. Zabezpieczenie EFPIOC możebyć skonfigurowane do pomiaru składowejzerowej prądu wyliczonej z trzech prądówfazowych lub z odrębnych wejść prądowych.Funkcja EFPIOC może być blokowana przezaktywację wejścia BLOCK.

Czterostopniowe zabezpieczenieziemnozwarciowe nadprądowe EF4PTOCFunkcja czterostopniowego zabezpieczeniaziemnozwarciowego nadprądowego (EF4PTOC)posiada charakterystykę zależną lubcharakterystykę zwłoczną, nastawianą niezależniedla stopni 1 i 4. Stopnie 2 i 3 posiadają zawszecharakterystykę zwłoczną.

Dostępne są wszystkie czasowo zależnecharakterystyki zgodne z wymogami norm IEC iANSI.

Funkcja kierunkowa jest funkcją zależną odkierunku napięcia, od kierunku prądu lub odkierunku napięcia i prądu.

Funkcja EF4PTOC może być skonfigurowana jakokierunkowa lub bezkierunkowa, niezależnie dlakażdego stopnia.

Blokada od drugiej harmonicznej może byćnastawiana indywidualnie dla każdego stopnia

Zabezpieczenie EF4PTOC może byćwykorzystywane jako podstawowezabezpieczenie ziemnozwarciowe.

Zabezpieczenie EF4PTOC może być takżestosowane do realizacji zabezpieczeńrezerwowych w systemie, na przykład wwypadkach niesprawności zabezpieczenia



18 ABB

podstawowego z powodu awarii układówkomunikacji lub obwodów przekładnikanapięciowego.

Działanie kierunkowe może być połączone zodpowiednimi schematami logiki komunikacji tzn.z zezwalaniem lub blokowaniem zdalnegowyłączenia. Dostępne są także funkcjezabezpieczeń przed odwróceniem kierunku prądui logiką słabego źródła.

Czułe kierunkowe nadprądowe i mocowezabezpieczenie kolejności zerowej SDEPSDEW sieciach izolowanych lub w sieciachuziemionych za pośrednictwem dużej impedancji,prąd zwarcia doziemnego jest znacznie mniejszyniż prądy zwarciowe. Ponadto wielkość prąduzwarcia jest niemal niezależna od lokalizacjizwarcia w obrębie sieci. W ramachzabezpieczenia można wybrać składową zerowąprądu lub składową zerową mocy 3U0 3I0 cosj

jako wielkość eksploatacyjną. Dostępne są także:jeden bezkierunkowy stopień 3I0 i jeden

bezkierunkowy stopień zabezpieczenianadnapięciowego 3U0.

Czasowo zależne 2-stopniowe zabezpieczeniepodprądowe UC2PTUCFunkcja czasowo zależnego 2-stopniowegozabezpieczenia podprądowego (UC2PTUC jeststosowana do nadzorowania linii na wypadek zbytniskiej wartości prądu, na przykład w celuwykrywania warunków utraty obciążenia, coprowadzi do niższych wartości prądu niżnormalny prąd obciążenia.

Zabezpieczenie cieplne przeciążeniowe, jednastała czasowa LPTTRCoraz częstsza eksploatacja systemówelektroenergetycznych w pobliżu granicwytrzymałości cieplnej stworzyła potrzebęstosowania zabezpieczenia cieplnegoprzeciążeniowego także dla linii przesyłowych.

Przeciążenie termiczne często nie jest wykrywaneprzez inne funkcje zabezpieczeniowe, toteżwprowadzenie zabezpieczenia przeciążeniowegotermicznego może umożliwić pracę obwodu bliżejograniczeń termicznych.

Zabezpieczenie z pomiarem trzech prądów

fazowych posiada charakterystykę typu I2t znastawianą stałą czasową i pamięcią termiczną.

Poziom alarmowy generuje sygnał ostrzegawczy,umożliwiający operatorom podjęcie działańzapobiegawczych, zanim linia zostanie wyłączona.

Lokalna rezerwa wyłącznikowa CCRBRFLokalna rezerwa wyłącznikowa (CCRBRF)zapewnia szybkie rezerwowe wyzwalaniesąsiednich wyłączników w przypadku, gdy danywyłącznik nie otworzy się z powodu uszkodzenia.Działanie funkcji CCRBRF może być opierać sięna zasadzie pomiaru prądu, stanu położeniałączników lub działać w oparciu o oba te kryteria.

Kontrola prądu ze skrajnie niskim czasemzerowania jest stosowana jako kryteriumkontrolne w celu osiągnięcia wysokiego poziomubezpieczeństwa przed niepożądanymzadziałaniem.

Kryteria oparte na kontroli zestyków mogą byćwykorzystywane przy małych wartościach prąduzwarciowego płynącego przez wyłącznik.

Kryteria prądowe lokalnej rezerwy wyłącznikowej(CCRBRF) mogą być spełnione przez jeden lubdwa prądy fazowe albo przez jeden prąd fazowy iprąd zerowy. Jeżeli wartości tych prądówprzekroczą wartości nastaw wprowadzonychprzez użytkownika, funkcja zostaje uaktywniona.Warunki te zwiększają poziom bezpieczeństwakomendy wyzwalania rezerwowego.

Funkcja CCRBRF może być zaprogramowana tak,aby dała trójfazowy sygnał retrip dla własnegowyłącznika w celu uniknięcia niepożądanegowyłączania sąsiednich wyłączników przyniepoprawnej inicjacji z powodu błędów podczastestowania.

Lokalna rezerwa wyłącznikowa CSPRBRFLokalna rezerwa wyłącznikowa CSPRBRFzapewnia szybkie rezerwowe wyzwalaniesąsiednich wyłączników w przypadku, gdy danywyłącznik nie otworzy się z powodu uszkodzenia.Działanie funkcji CSPRBRF może być opierać sięna zasadzie pomiaru prądu, stanu położeniałączników lub działać w oparciu o oba te kryteria.

Kontrola prądu ze skrajnie niskim czasemzerowania jest stosowana jako kryteriumkontrolne w celu osiągnięcia wysokiego poziomubezpieczeństwa przed niepożądanymzadziałaniem.



ABB 19

Kryteria oparte na kontroli zestyków mogą byćwykorzystywane przy małych wartościach prąduzwarciowego płynącego przez wyłącznik.

Kryteria prądowe funkcji CSPRBRF mogą byćspełnione przez jeden lub dwa prądy fazowe alboprzez jeden prąd fazowy i prąd zerowy. Jeżeliwartości tych prądów przekroczą wartości nastawwprowadzonych przez użytkownika, funkcjazostaje uaktywniona. Warunki te zwiększająpoziom bezpieczeństwa komendy wyzwalaniarezerwowego.

Funkcja CSPRBRF może być zaprogramowanatak, aby dała trójfazowy retrip dla własnegowyłącznika w celu uniknięcia niepożądanegowyłączania sąsiednich wyłączników przyniepoprawnej inicjacji z powodu błędów podczastestowania.

Zabezpieczenie węzła STBPTOCGdy linia przesyłowa jest wyłączona z eksploatacjiw celu konserwacji i odłącznik linii jest otwartyprzekładniki napięciowe w większości wypadkówznajdą się poza odłączoną częścią linii.Podstawowe zabezpieczenie odległościowe liniinie będzie mogło w takim przypadku pracować ibędzie musiało zostać zablokowane.

Zabezpieczenie węzła STBPTOC obejmuje strefępomiędzy przekładnikami prądowymi a otwartymodłącznikiem. Funkcja trójfazowegobezzwłocznego zabezpieczenia nadprądowegojest wyzwalana przez normalnie otwarty stykpomocniczy NO (b) odłącznika linii.

Zabezpieczenie przed niezgodnością faz CCRPLDZ powodu uszkodzeń mechanicznych lubelektrycznych wyłączniki i odłączniki mogązakończyć pracę z biegunami znajdującymi się wróżnych pozycjach (zamknięty–otwarty). Sytuacjata może być przyczyną powstania prądówskładowych przeciwnych lub składowej zerowej,które wytwarzają przeciążenia termiczne wmaszynach obrotowych i mogą spowodowaćniepotrzebne wyłączenia funkcji zabezpieczeńprądowych dla składowej zerowej lub składowejprzeciwnej.

Normalnie w celu naprawy takiego stanuwyzwalany jest wyłącznik własny. Jeżeli powyższystan utrzymuje się, należy spowodowaćzadziałanie sąsiednich wyłączników w celuusunięcia stanu asymetrycznego obciążenia.

Funkcja zabezpieczenia przed niezgodnością fazdziała w oparciu o informacje otrzymywane zukładów logicznych wyłącznika oraz – w raziepotrzeby – w oparciu o dodatkowe kryteriadotyczące asymetrycznego prądu fazowego.

Kontrola przerwanych przewodów BRCPTOCKonwencjonalne funkcje zabezpieczeniowe niemogą wykryć przerwania przewodu. Funkcjakontroli przerwania przewodu (BRCPTOC)bezustannie kontrolująca niesymetrię prądu w linii,do której jest podłączone urządzenie IED,uruchomi alarm lub wyłączenie w przypadkuwykrycia przerwanych przewodów.

Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe/podmocowe GOPPDOP/GUPPDUPKierunkowe zabezpieczenie nadmocowe/podmocowe GOPPDOP/GUPPDUP/GUPPDUPmoże być stosowane wszędzie tam, gdziewymagane są zabezpieczenia lub alarmy wzakresie zbyt niskiej/zbyt wysokiej mocy czynnej,biernej lub pozornej. Funkcje te mogą być takżewykorzystane do kontroli kierunku przepływumocy czynnej lub biernej w systemieenergetycznym. Istnieje wiele zastosowań, wktórych wymagane są takie funkcje. Oto niektórez nich:

• wykrycie odwróconego kierunku przepływumocy czynnej;

• wykrycie kierunku przepływu mocy biernej;

Każda funkcja ma dwa stopnie o charakterystycezależnej. Można także nastawiać czasy zerowaniaobu stopni.

Funkcja zabezpieczenia nadprądowego oparta naskładowych przeciwnych (DNSPTOC)Funkcja zabezpieczenia nadprądowego oparta naskładowych przeciwnych (DNSPTOC) jestzazwyczaj stosowana jako czułeziemnozwarciowezabezpieczenie liniiprzesyłowych, gdzie niepoprawna polaryzacjaskładowej zerowej może wynikać ze zjawiskaindukcji wzajemnej pomiędzy dwiema lub większąliczbą linii równoległych.

Dodatkowo funkcja ta jest wykorzystywana wzastosowaniach dla podziemnych linii kablowych,gdzie impedancja dla składowej zerowej zależy oddróg powrotu prądu zwarcia, a impedancja kabladla składowej przeciwnej jest praktycznie stała.



20 ABB

Funkcja kierunkowa jest funkcją zależną odpolaryzacji prądu i napięcia. Funkcja może byćskonfigurowana jako kierunkowa w przód lubwstecz albo bezkierunkowa, niezależnie dlakażdego stopnia.

Funkcja DNSPTOC zabezpiecza przed wszystkimizwarciami niesymetrycznymi, w tym przedzwarciami międzyfazowymi. Minimalny prądzadziałania tej funkcji musi być ustawiony powyżejnaturalnego poziomu niesymetrii systemu abyuniknąć niepożądanego zadziałania.

6. Zabezpieczenia napięciowe

Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięcioweUV2PTUVZbyt niskie napięcie może pojawiać się wsystemie energetycznym podczas zwarć lub winnych warunkach odbiegających od normy.Funkcja dwustopniowego zabezpieczeniapodnapięciowego (UV2PTUV) może byćwykorzystywana do otwierania wyłączników wcelu przygotowania do przywrócenia systemuprzy przerwach w dostawie energii lub jakozwłoczne zabezpieczenie rezerwowe,uzupełniające zabezpieczenie podstawowe.

Funkcja UV2PTUV posiada dwa stopnienapięciowe, przy czym stopień 1 może miećnastawioną charakterystykę zależną lubcharakterystykę zwłoczną. Stopień 2 zawsze macharakterystykę zwłoczną.

Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięcioweOV2PTOVWzrosty napięcia mogą pojawiać się w systemachelektroenergetycznych w warunkachodbiegających od normy, takich jak nagła utratamocy, błędy w regulacji przełącznika zaczepówczy otwarcie wyłącznika na końcu linii długiej.

Funkcja OV2PTOV ma dwa stopnie napięciowe,przy czym stopień 1 może mieć nastawionącharakterystykę zależną lub charakterystykęzwłoczną. Stopień 2 zawsze ma charakterystykęzwłoczną.

Funkcja OV2PTOV ma możliwość wyjątkowowysokiego nastawiania kasowania, aby umożliwićwprowadzenie nastaw możliwie bliskich napięciupracy systemu.

Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięciowenapięcia kolejności zerowej ROV2PTOVNapięcie kolejności zerowej może pojawiać się wsystemie energetycznym podczas zwarćdoziemnych.

Funkcja dwustopniowego zabezpieczenia przedwzrostem napięcia kolejności zerowej ROV2PTOVoblicza napięcie kolejności zerowej na podstawiedanych uzyskiwanych z trójfazowych wejściowychprzekładników napięciowych lub mierzy je napodstawie danych uzyskiwanych z jednofazowegowejściowego przekładnika napięciowegozasilanego z układu otwartego trójkąta lub zprzekładnika napięciowego zainstalowanego wpunkcie neutralnym.

Funkcja ROV2PTOV ma dwa stopnie napięciowe,przy czym stopień 1 może mieć nastawionącharakterystykę zależną lub charakterystykęzwłoczną. Stopień 2 zawsze ma charakterystykęzwłoczną.

Funkcja kontroli zaniku napięcia LOVPTUVFunkcja kontroli zaniku napięcia (LOVPTUV)nadaje się do zastosowań w sieciach z funkcjąautomatycznego przywracania systemu. FunkcjaLOVPTUV wydaje trójfazową komendę otwarciadla wyłącznika, jeżeli wszystkie trzy napięciafazowe mają wartość mniejszą niż nastawa przezczas dłuższy od nastawionego czasu zwłoki, awyłącznik pozostaje zamknięty.

7. Zabezpieczenia częstotliwościowe

Zabezpieczenie podczęstotliwościowe SAPTUFZbyt niska częstotliwość pojawia się przy brakuwystarczającej generacji w sieci.

Zabezpieczenie podczęstotliwościowe SAPTUFjest stosowane w układach ograniczaniaobciążenia odbiorów, podczas działańnaprawczych w systemie, przy rozruchu turbingazowych itp.

Funkcja SAPTUF jest wyposażona w układblokady podnapięciowej.

Zabezpieczenie nadczęstotliwościowe SAPTOFFunkcja zabezpieczenia nadczęstotliwościowegoSAPTOF jest stosowana w tych wszystkichsytuacjach, gdzie wymagane jest niezawodne



ABB 21

wykrycie górnej granicy podstawowejczęstotliwości systemu energetycznego.

Zbyt duża częstotliwość pojawia się przy nagłymspadku obciążenia lub w wyniku awarii dławikóww sieci elektroenergetycznej. W pobliżu elektrownizbyt dużą częstotliwość mogą też spowodowaćproblemy z regulatorem generatora.

Funkcja SAPTOF jest stosowana głównie w celuograniczania mocy generacji oraz podczas działańzaradczych. Jest także stosowana jako stopieńczęstotliwościowy, inicjujący przywracanieobciążenia.

Funkcja SAPTOF jest wyposażona w układblokady podnapięciowej.

Zabezpieczenie częstotliwościowe zależne odszybkości zmian częstotliwości SAPFRCFunkcja zabezpieczenia częstotliwościowegozależnego od szybkości zmian częstotliwości(SAPFRC) zapewnia wczesne ostrzeganie ozakłóceniach pojawiających się w systemie.Funkcja SAPFRC może być stosowana wukładach ograniczania mocy generacji,ograniczania obciążenia odbiorów oraz podczasdziałań naprawczych. Funkcja SAPFRC możerozróżniać stan pomiędzy dodatnią lub ujemnązmianą częstotliwości.

Funkcja SAPFRC jest wyposażona w układblokady podnapięciowej.

8. Nadzór nad systemem wtórnym

Nadzór nad obwodem prądowym CCSRDIFOtwarte lub zwarte rdzenie przekładnikaprądowego mogą być przyczyną niepotrzebnegowyłączenia wielu funkcji zabezpieczeniowych, naprzykład zabezpieczenia różnicowego,zabezpieczenia nadprądowego od zwarćdoziemnych oraz zabezpieczenia prądowegoskładowej przeciwnej.

Należy pamiętać, że blokowanie funkcjizabezpieczeniowych w momencie wykryciaotwartego obwodu przekładnika prądowegooznacza, że stan ten pozostaje niezmieniony i naobwód wtórny będą oddziaływać skrajnie wysokienapięcia.

Funkcja nadzoru nad obwodem prądowym(CCSRDIF) porównuje prąd zerowy z trójfazowego

przekładnika prądowego z prądem w punkcieneutralnym mierzonym na odrębnym wejściu.

Wykrycie różnicy wskazuje na uszkodzenie wobwodzie i generuje sygnał alarmowy lub blokujefunkcje zabezpieczeniowe, mogące wywołaćniepotrzebne wyłączenie.

Kontrola awarii bezpieczników SDDRFUFFunkcja kontroli awarii bezpieczników (SDDRFUF)ma na celu blokadę funkcji, których działanieopiera się o pomiar napięcia w przypadku awariiw obwodach wtórnych pomiędzy przekładnikiemnapięciowym a urządzeniem IED, co umożliwiauniknięcie ewentualnych niepotrzebnych wyłączeń.

Funkcja kontroli awarii bezpieczników zasadniczowykorzystuje trzy różne algorytmy: algorytmyoparty na badaniu prądu składowej przeciwnej iskładowej zerowej oraz dodatkowy algorytmdziałający w oparciu o napięcie i prąd w układzietrójkąta.

Algorytm wykrywania składowej przeciwnej jestzalecany w urządzeniach IED stosowanych wsieciach izolowanych lub uziemionych zapośrednictwem dużej impedancji. Działa on woparciu o pomiar wielkości składowej przeciwnej,wysoką wartość napięcia 3U2 bez obecności

prądu składowej przeciwnej 3I2.

Algorytm wykrywania składowej zerowej jestzalecany w urządzeniach IED stosowanych wsieciach uziemionych bezpośrednio lub zapośrednictwem małej impedancji. Działa on woparciu o pomiar wielkości opisujących składowązerową, wysoką wartość napięcia 3U0 bez

obecności prądu kolejności zerowej 3I0.

Do funkcji kontroli awarii bezpiecznika możnadodać kryterium oparte na pomiarach napięcia iprądu w układzie trójkąta w celu wykrycia awariibezpieczników w układzie trójfazowym. Awarietakie w praktyce najczęściej są związane zprzełączaniem przekładników napięciowychpodczas eksploatacji stacji.

W celu lepszej adaptacji do wymagań systemuwprowadzono nastawiany tryb pracy,umożliwiając wybór warunków pracy dla funkcjidziałającej w oparciu o składową przeciwną iskładową zerową. Wybór trybu pracy umożliwiawybór różnych możliwości oddziaływania



22 ABB

pomiędzy algorytmami opartymi na składowejprzeciwnej i na składowej zerowej.

Monitoring zamykania/wyzwalania wyłącznikaTCSSCBRFunkcja nadzoru obwodu wyzwalania TCSSCBRzostała zaprojektowana w celu realizacji nadzorunad obwodem sterującym wyłącznika.Niesprawność obwodu sterującego jestwykrywana za pomocą specjalnego zestykuwyjściowego wyposażonego w funkcjonalnośćnadzoru.

Funkcja rozpoczyna działanie po upływieuprzednio zdefiniowanego czasu zadziałania izeruje się z chwilą usunięcia awarii.

9. Sterowanie

Kontrola synchronizmu, kontrola zasilania isynchronizacja SESRSYNFunkcja synchronizacji umożliwia załączenie sieciasynchronicznych w odpowiednim momencie, zuwzględnieniem czasu zamykania wyłącznika, copoprawia stabilność sieci.

Funkcja kontroli synchronizmu, kontroli zasilania isynchronizacji (SESRSYN) sprawdza, czy napięciapo obu stronach wyłącznika są zsynchronizowanelub czy przynajmniej jedna strona jestbeznapięciowa, co umożliwia bezpiecznezamknięcie wyłącznika.

Funkcja SESRSYN ma wbudowany schematselekcji napięć dla układu podwójnych szynzbiorczych.

Zamykanie ręczne oraz automatycznesamoczynne ponowne zamykanie (SPZ) może byćkontrolowane za pomocą tej funkcji przy różnychnastawach.

Dla systemów pracujących asynchronicznedostępna jest funkcja synchronizacji. Głównymzadaniem funkcji synchronizacji jest umożliwieniekontrolowanego zamykania wyłączników wsytuacji, gdy dwa systemy asynchroniczne majązostać połączone. Jest ona stosowana dlaczęstotliwości poślizgu większych niż wprzypadku funkcji kontroli synchronizacji iniższych niż nastawiony maksymalny poziom dlafunkcji synchronizacji.

Układ SPZ SMBRRECFunkcja samoczynnego ponownego zamykania(układ SPZ) (SMBRREC) zapewnia szybkie i/lubopóźnione samoczynne ponowne zamykanie wzastosowaniach jednowyłącznikowych.

Nastawy parametrów obejmują do pięciu próbponownego zamknięcia.

Funkcja SPZ może być skonfigurowana tak, abywspółpracowała z funkcją kontroli synchronizmu.

Układ SPZ STBRRECFunkcja samoczynnego ponownego zamykania(układ SPZ) zapewnia szybkie i/lub opóźnionesamoczynne ponowne zamykanie wzastosowaniach jednowyłącznikowych.

Nastawy parametrów obejmują do pięciu próbponownego zamknięcia. Pierwsza próba możedotyczyć jednej i/lub trzech faz odpowiednio dlazwarć jedno- lub wielofazowych.

Dla układów wielowyłącznikowych zapewnionozwielokrotnione funkcje SPZ. Obwód priorytetuumożliwia zamknięcie najpierw jednegowyłącznika, natomiast następny będzie zamkniętydopiero po stwierdzeniu, że zwarcie ma charakterprzejściowy.

Funkcja SPZ może być skonfigurowana tak, abywspółpracowała z funkcją kontroli synchronizmu.

Sterowanie polem QCBAYFunkcja sterowania polem QCBAY jestwykorzystywana wraz z funkcjami Lokalny zdalny iLokalne zdalne sterowanie do wyboru miejscadziałania operatora w danym polu. QCBAYudostępnia także funkcje blokad, które mogą byćwykorzystane przez różne łączniki w obrębiedanego pola.

Lokalny zdalny LOCREM/Lokalne zdalnesterowanie LOCREMCTRLSygnały z lokalnego interfejsu HMI lub zzewnętrznego przełącznika lokalne/zdalne sądoprowadzane za pośrednictwem blokówfunkcyjnych LOCREM oraz LOCREMCTRL dobloku funkcji sterowania polem (QCBAY).Parametr w bloku funkcyjnym LOCREM jestnastawiany w zależności od tego, czy sygnałyprzełączania przychodzą z interfejsu lokalnegoHMI, czy z zewnętrznego przełącznikapodłączonego poprzez wejścia binarne.



ABB 23

Logiczny rotacyjny przełącznik wyboru funkcjioraz prezentacja za pomocą interfejsu lokalnegoLHMI SLGGIOBlok funkcyjny logicznego rotacyjnegoprzełącznika do wyboru funkcji oraz prezentacjiinterfejsu LHMI (SLGGIO) (czyli blok funkcyjnyprzełącznika wyboru) jest stosowany w celuuzyskania funkcjonalności przełącznika wyboru,podobnej do zapewnianej przez sprzętowyprzełącznik wyboru. Sprzętowe przełącznikiwyboru są często stosowane w urządzeniach dowybierania różnych funkcji operujących nawstępnie nastawionych wartościach parametrów.Przełączniki sprzętowe wymagają jednakkonserwacji, obniżają niezawodność systemu irozszerzają zakres zakupów. Logiczneprzełączniki wyboru eliminują te problemy.

Miniprzełącznik wyboru VSGGIOBlok funkcyjny miniprzełącznika wyboru VSGGIOto funkcja o wielu zastosowaniach,wykorzystywana dla wielu różnych zastosowańjako przełącznik ogólnego przeznaczenia.

Przełącznik VSGGIO może być sterowany z menulub za pomocą symbolu na schemaciejednokreskowym (SLD) na lokalnym interfejsieHMI.

Funkcje komunikacyjne wejścia/wyjścia zgodne znormą IEC 61850 DPGGIOBlok funkcyjny funkcji komunikacyjnych wejścia/wyjścia zgodnych z normą IEC 61850 (DPGGIO)jest stosowany do przesyłania dwubitowychwskaźników do innych systemów lub do innychurządzeń w danej stacji. Jest on szczególnieprzydatny w układach blokad i rezerwowaniaobejmujących całą stację.

Sterowanie pojedynczymi punktami, 8-sygnałoweSPC8GGIOBlok funkcyjny 8 jednobitowych sygnałówsterujących (SPC8GGIO) jest zestawem 8jednobitowych komend, przeznaczonym dowprowadzania komend zdalnych REMOTE(system SCADA) do tych części konfiguracjilogicznej, które nie wymagają zaawansowanychmożliwości odbierania komend (np. SCSWI). Wten sposób proste komendy mogą być przesyłanewprost do wyjść urządzenia IED, bez potrzeby ichpotwierdzenia. Zakłada się, że potwierdzenie(stan systemu w wyniku wykonania komendy) jestosiągane w inny sposób, na przykład poprzez

wejścia binarne lub bloki funkcyjne SPGGIO.Komendy mogą być przesyłane impulsowo lub wtrybie ciągłym.

Bity automatyki AUTOBITSFunkcja bitów automatyki (AUTOBITS) jestwykorzystywana do konfiguracji zarządzaniapoleceniami w protokole DNP3.

10. Schematy komunikacji

Funkcje logiczne schematu komunikacji dlazabezpieczenia odległościowego lubnadprądowego ZCPSCHLogika komunikacyjna pozwala osiągnąćskrócenie czasu wyłączenia zwarcia dlawszystkich zwarć na linii. Dostępne są wszystkietypy schematów komunikacji, np. zezwoleniastrefy normalnej, zezwolenia strefy wydłużonej,blokowanie, odblokowanie i wzajemne wyłączanie.

Funkcje logiczne uwzględniające odwróceniekierunku prądu i logika słabego źródła wzabezpieczeniu odległościowym ZCRWPSCHFunkcja uwzględniająca odwrócenie kierunkuprądu jest stosowana w celu zapobieganianiepotrzebnym wyłączeniom ze względu naodwrócenie kierunku prądu przy pracyzabezpieczenia w schemacie zezwolenia dlastrefy wydłużonej dla układu linii równoległych, wktórych strefy wydłużone z obu końców nakładająsię na linii równoległej.

Logika słabego źródła jest stosowana wprzypadkach, w których moc za zabezpieczeniemjest zbyt mała, aby wyzwolić funkcjęzabezpieczenia odległościowego. Po aktywacji,otrzymanie sygnału z drugiego końca, spełnieniekryterium zabezpieczenia podnapięciowego orazbrak warunków dla działania strefy wstecznejpowodują bezzwłoczne wyłączenie. Otrzymany zdrugiego końca sygnał jest odsyłany z powrotemw celu działania na drugim końcu linii.

Logika odwrócenia kierunku prądu i słabegoźródła w zabezpieczeniu odległościowymZCWSPSCHFunkcja uwzględniająca odwrócenie kierunkuprądu jest stosowana w celu zapobieganianiepotrzebnym wyłączeniom ze względu naodwrócenie kierunku prądu przy pracyzabezpieczenia w schemacie zezwolenia dlastrefy wydłużonej dla układu linii równoległych, w



24 ABB

których strefy wydłużone z obu końców nakładająsię na linii równoległej.

Logika słabego źródła jest stosowana wprzypadkach, w których moc za zabezpieczeniemjest zbyt mała, aby wyzwolić funkcjęzabezpieczenia odległościowego. Po aktywacji,otrzymanie sygnału z drugiego końca, spełnieniekryterium zabezpieczenia podnapięciowego orazbrak warunków dla działania strefy wstecznejpowodują bezzwłoczne wyłączenie. Otrzymany zdrugiego końca sygnał jest odsyłany z powrotemw celu działania na drugim końcu linii.

Funkcje logiki przyspieszającej ZCLCPLALFunkcja logiki przyspieszającej (ZCLCPLAL) możebyć stosowane w celu osiągnięcia szybkiegowyłączania zwarć na całej linii przy braku kanałówkomunikacji. Funkcja te umożliwia szybkieeliminowanie zwarć w pewnych warunkach, alenie może ona w pełni zastąpić kanałukomunikacyjnego.

Funkcja może być pobudzana od SPZ (strefarozszerzona) lub przez prąd utraty obciążenia(akceleracja przy utracie obciążenia).

Logika schematu komunikacji dla zabezpieczenianadprądowego składowej kolejności zerowejECPSCHAby osiągnąć szybkie wyłączanie zwarciadoziemnych w części linii nieobjętejbezzwłocznym stopniem zabezpieczenianadprądowego składowej kolejności zerowej,kierunkowe zabezpieczenie nadprądoweskładowej kolejności zerowej może byćuzupełnione funkcją logiczną wykorzystującąkanały komunikacyjne.

W schemacie kierunkowym informacja o kierunkuprądu zwarciowego musi być przekazywana nadrugi koniec linii. Przy porównywaniukierunkowym można osiągnąć krótki czasdziałania zabezpieczenia, wliczając czas transmisjiprzez kanał komunikacyjny. Ten krótki czaswyłączenia umożliwia szybkie zadziałanie funkcjiSPZ po wyłączeniu zwarcia.

Moduł funkcji logicznej komunikacji dlakierunkowego zabezpieczeniaziemnozwarciowego prądu składowej kolejnościzerowej umożliwia blokowanie oraz pracę wschematach zezwolenia strefy normalnej/wydłużonej. Ta funkcja logiczna może być

również uzupełniona dodatkowymi funkcjami,takimi jak logika słabego źródła czy odwróceniekierunku prądu, zawartymi w funkcji logicznejodwrócenia kierunku prądu i słabego źródła wzabezpieczeniu nadprądowym składowejkolejności zerowej (ECRWPSCH).

Funkcja logiczna odwrócenia kierunku prądu isłabego źródła w zabezpieczeniu nadprądowymskładowej kolejności zerowej ECRWPSCHFunkcje logiczne uwzględniające odwróceniekierunku prądu i logika słabego źródła dlazabezpieczenia nadprądowego składowejkolejności zerowej ECRWPSCHstanowiąuzupełnienie funkcji logicznej schematukomunikacji dla zabezpieczenia nadprądowegoskładowej zerowej ECPSCH.

Aby osiągnąć szybkie wyłączanie zwarćdoziemnych na linii, funkcja kierunkowegozabezpieczenia ziemnozwarciowego może byćuzupełniona funkcją logiczną wykorzystującąkanały komunikacyjne.

W tym celu dla urządzeń IED serii 650 jestdostępna dodatkowa logika komunikacyjna.

Jeżeli linie równoległe są podłączone do tychsamych systemów szyn zbiorczych na obukońcach, schemat komunikacji z zezwoleniem dlastrefy wydłużonej może dokonać nieselektywnegowyłączenia ze względu na odwrócenie kierunkuprądu zwarcia. Niezamierzone wyłączenie zaburzapracę nieuszkodzonej linii podczas wyłączaniazwarcia na innej linii. Ten brak bezpieczeństwamoże doprowadzić do całkowitej utratypołączenia pomiędzy dwoma systemami szynzbiorczych. Aby uniknąć zakłóceń tego rodzaju,można wykorzystać funkcje logiczneuwzględniające odwrócenie kierunku prąduzwarciowego (funkcje przejściowej blokady).

Schemat komunikacji z zezwoleniem dlazabezpieczenia nadprądowego składowejkolejności zerowej może spowodować wyłączeniejedynie wtedy, gdy zabezpieczenia zdalnegourządzenia IED mogą wykryć zwarcie. Wykryciezwarcia wymaga występowania wystarczającegoprądu zwarciowego składowej zerowej w tymurządzeniu. Prąd zwarciowy może być zbyt niskize względu na otwarty wyłącznik lub wysokąimpedancję źródła dla składowej kolejnościzgodnej i/lub zerowej za tym urządzeniem. Abyprzezwyciężyć te trudności, stosowana jest



ABB 25

funkcja logiczna uwzględniająca zasilanie odstrony słabego źródła (weak end infeed – WEI) zfunkcją echa.

11. Funkcje logiczne

Logika wyłączenia SMPPTRCKażdy wyłącznik biorący udział w wyłączaniuzwarć jest wyposażony w blok funkcyjnywyzwalania zabezpieczeń. Blok ten wydłużaimpulsy, zapewniając impuls wyłączający oodpowiednim czasie trwania, a także pełni funkcjewymagane do poprawnej współpracy z funkcjamiSPZ.

Blok logiki wyłączenia zawiera też funkcjeumożliwiające odpowiednie uwzględnienieprzypadków zablokowania się wyłącznika.

Logika wyłączenia SPTPTRCKażdy wyłącznik biorący udział w wyłączaniuzwarć jest wyposażony w blok funkcyjnywyzwalania zabezpieczeń. Blok ten wydłużaimpulsy, zapewniając impuls wyłączający oodpowiednim czasie trwania, a także pełni funkcjewymagane do poprawnej współpracy z funkcjamiSPZ i logiki komunikacyjnej.

Blok logiki wyłączenia zawiera też funkcjeumożliwiające odpowiednie uwzględnienie orazrozróżnienie zwarć i przypadków zablokowaniasię wyłącznika.

Matryca wyłączeń TMAGGIOMatryca wyłączeń TMAGGIO jest stosowana dokierowania sygnałów wyzwalających i innychwyjściowych sygnałów logicznych doodpowiednich zestyków wyjściowych urządzeniaIED.

Sygnały wyjściowe funkcji TMAGGIO oraz fizycznewyjścia pozwalają użytkownikowi nadostosowanie wyjść wyzwalających dookreślonych wymagań.

Konfigurowalne bloki logiczneAby umożliwić użytkownikowi dostosowaniekonfiguracji do potrzeb określonegozastosowania, udostępniono określoną liczbębloków logicznych i timerów.

• OR blok funkcyjny.

• INVERTER blok funkcyjny negujący sygnałwejściowy.

• PULSETIMER blok funkcyjny, który na przykładmoże być użyty do wydłużania czasu trwaniaimpulsów lub ograniczania działania wyjść.

• GATE blok funkcyjny stosowany do sterowaniaprzekazywaniem – lub nie przekazywaniem –sygnału wejściowego na wyjście.

• XOR blok funkcyjny.

• LOOPDELAY blok funkcyjny stosowany doopóźniania sygnału na wyjściu o jeden cyklwykonywania.

• TIMERSET funkcja pobiera sygnał wejściowy iprzekazuje go na wyjście z nastawionymopóźnieniem. Czas opóźnienia timera może byćnastawiany.

• AND blok funkcyjny.

• SRMEMORY blok funkcyjny jest przerzutnikiem,którego wyjście może być odpowiednioustawiane lub zerowane za pomocą sygnałówpodawanych na dwa wejścia. Każdy blok madwa wyjścia, z których jedno jest zanegowane.W zależności od wprowadzonych nastaw poprzerwie w zasilaniu blok może powrócić dostanu sprzed przerwy lub zostać wyzerowany.Priorytet ma wejście ustawiające (S).

• RSMEMORY blok funkcyjny jest przerzutnikiem,którego wyjście może być odpowiedniozerowane lub ustawiane za pomocą sygnałówpodawanych na dwa wejścia. Każdy blok madwa wyjścia, z których jedno jest zanegowane.W zależności od wprowadzonych nastaw poprzerwie w zasilaniu blok może powrócić dostanu sprzed przerwy lub zostać wyzerowany.Priorytet ma wejście zerujące (R).

Konwerter sygnałów binarnych na liczbę typuIntegerFunkcja konwersji sygnałów binarnych na liczbętypu Integer służy do przekształcania zbiorubinarnych (logicznych) sygnałów na liczbę Integer.



26 ABB

Konwersja 16 sygnałów binarnych na liczbę typuInteger z reprezentacją węzłów logicznychB16IFCVIFunkcja konwersji 16 sygnałów binarnych naliczbę typu Integer z reprezentacją węzłówlogicznych (B16IFCVI) służy do przekształcaniazbioru 16 binarnych (logicznych) sygnałów naliczbę całkowitą.

Konwersja liczby typu Integer na 16 sygnałówbinarnych IB16AFunkcja konwersji liczby typu Integer na 16sygnałów binarnych (IB16A) służy doprzekształcania liczby całkowitej na zbiór 16sygnałów binarnych (logicznych).

Konwersja liczby typu Integer na 16 sygnałówbinarnych z reprezentacją węzłów logicznychIB16FCVBFunkcja konwersji liczby typu Integer na 16sygnałów binarnych z reprezentacją węzłówlogicznych ( B16IFCVI) służy do przekształcanialiczby typu Integer na zbiór 16 sygnałówbinarnych (logicznych).

funkcja B16IFCVI może otrzymywać wartości zodległej lokalizacji za pośrednictwem protokołuIEC61850 w zależności od wejścia określającegomiejsce działania operatora (PSTO).

12. Funkcje monitorowania

Pomiary CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQIFunkcje pomiaru są używane do otrzymywaniainformacji z urządzenia IED w trybie online.Wartości tej funkcji obsługi umożliwiająwyświetlanie informacji przekazywanych przezsieć na lokalnym interfejsie HMI oraz w systemieautomatyki podstacji. Informacje te dotycząwartości:

• mierzonych napięć, prądów, częstotliwości,mocy czynnej, biernej oraz pozornej, a takżewspółczynnika mocy;

• fazorów w obwodzie pierwotnym i wtórnym• składowych sekwencji prądów;• składowych sekwencji napięć;

Licznik zdarzeń CNTGGIOFunkcja licznika zdarzeń (CNTGGIO) zawierasześć liczników, z których każdy przechowujeliczbę aktywacji swojego wejścia.

Raport o zakłóceniach DRPRDREKompletne i wiarygodne informacje na tematzakłóceń w systemie pierwotnym i wtórnym wrazz ciągłym zapisem zdarzeń są dostarczane dziękifunkcji raportu zakłóceń.

Funkcja raportu o zakłóceniach DRPRDRE, wktórą urządzenie IED jest zawsze wyposażane,gromadzi próbki danych ze wszystkich wybranychwejść analogowych i sygnałów binarnychpodłączonych do bloku tej funkcji, tj. maksymalnie40 sygnałów analogowych i 96 sygnałówbinarnych.

Funkcja raportu o zakłóceniach stanowi wspólnąnazwę dla kilku funkcji:

• Lista zdarzeń• Wskaźniki• Rejestrator zdarzeń• Rejestrator wartości przy wyłączeniu• Rejestrator zakłóceń• Lokalizacja miejsca zwarcia

Funkcja raportu o zakłóceniach charakteryzuje siędużą elastycznością pod względem konfiguracji,warunków uruchomienia, czasów trwania zapisu,a także dużą pojemnością pamięci.

Zakłócenie jest zdefiniowane jako aktywacjasygnału wejściowego do bloków funkcyjnychAxRADR lub BxRBDR, które są ustawione tak,aby powodowały wyzwolenie rejestratorazakłóceń. Do zapisu zostaną także włączonewszystkie sygnały, poczynając od początkunastawionego czasu „przed zwarciem” dozakończenia czasu „po zwarciu”.

Każdy raport o zakłóceniu jest zapisywany wurządzeniu IED w standardowym formacieComtrade. Odnosi się to także do wszystkichzdarzeń zapisywanych w sposób ciągły w buforzepierścieniowym. Do odczytu informacji o zapisachz rejestratora można wykorzystać lokalny interfejsHMI. Pliki raportu o zakłóceniach możnazaładować do aplikacji PCM600 w celuprzeprowadzenia dalszej analizy za pomocąnarzędzia do zarządzania zakłóceniami.



ABB 27

Lista zdarzeń DRPRDRECiągła rejestracja zdarzeń jest użyteczna dlacelów monitorowania systemu z perspektywyprzeglądów i stanowi uzupełnienie funkcjirejestratora zakłóceń.

Na liście zdarzeń rejestrowane są wszystkiesygnały z wejść binarnych podłączonych do blokufunkcji rejestratora zakłóceń. Lista może zawieraćdo 1000 zdarzeń posiadających znaczniki czasu izapisanych w buforze pierścieniowym.

Wskaźniki DRPRDREAby uzyskać szybką, skondensowaną iwiarygodną informację na temat zakłóceń wsystemie pierwotnym i/lub systemie wtórnym,istotna jest na przykład znajomość sygnałówbinarnych, które zmieniły swój stan podczaszakłócenia. Informacje takie są wykorzystane wkrótkiej perspektywie czasowej i są odczytywanebezpośrednio poprzez lokalny interfejs HMI.

Lokalny interfejs HMI posiada trzy diody LED(zieloną, żółtą i czerwoną), informujące o stanieurządzenia IED oraz o funkcji raportu zakłóceń(przełączane).

Na liście wskaźników rejestrowane są wszystkiesygnały z wejść binarnych podłączonych do blokufunkcji rejestratora zakłóceń, które zmieniły stanpodczas zakłócenia.

Rejestrator zdarzeń DRPRDRESzybkie, kompletne i wiarygodne informacje natemat zakłóceń w systemie pierwotnym i wtórnymmają duże znaczenie, na przykład opatrzoneznacznikami czasu zdarzenia zapisane podczaszakłóceń. Informacje tego rodzaju mogą byćwykorzystywane do rozmaitych celów, zarówno wkrótkiej (np. działania naprawcze), jak i w długiejperspektywie czasowej (np. analiza funkcjonalna).

Rejestrator zdarzeń zapisuje wszystkie sygnały zwejść binarnych podłączonych do bloku funkcjirejestratora zakłóceń. Każdy zapis może zawieraćdo 150 zdarzeń posiadających znaczniki czasu.

Informacje zapisane przez rejestrator zdarzeń dlakażdego zakłócenia są dostępne lokalnie wurządzeniu IED.

Informacje na temat zapisu zdarzeń stanowiąintegralną część rekordu zapisu zakłócenia (plik wformacie Comtrade).

Rejestrator wartości przy wyłączeniu DRPRDREInformacje na temat wartości prądów i napięć tużprzed i w trakcie zwarcia są bardzo istotne dlawłaściwej oceny zakłócenia.

Rejestrator wartości przy wyłączeniu obliczawartości wszystkich wybranych analogowychsygnałów wejściowych podłączonych do blokufunkcji rejestratora zakłóceń. Wynikiem sąwartości amplitudy i kąta fazowego przed ipodczas zwarcia dla każdego analogowegosygnału wejściowego.

Informacje zapisane przez rejestrator wartościprzy wyłączeniu dla każdego zakłócenia sądostępne lokalnie w urządzeniu IED.

Informacje zapisane przez rejestrator wartościprzy wyłączeniu stanowią integralną częśćrekordu zapisu zakłócenia (plik w formacieComtrade).

Rejestrator zakłóceń DRPRDREFunkcja rejestratora zakłóceń dostarcza szybkich,kompletnych i wiarygodnych informacji na tematzakłóceń w systemie elektroenergetycznym.Ułatwia to zrozumienie zachowania systemu orazzwiązanych z nim urządzeń po stronie pierwotnej iwtórnej podczas i po wystąpieniu zakłócenia.Zarejestrowane informacje mogą byćwykorzystywane do rozmaitych celów, zarówno wkrótkiej (np. działania naprawcze), jak i w długiejperspektywie czasowej (np. analiza funkcjonalna).

Raport o zakłóceniach gromadzi próbki danych zwybranych wejść analogowych i sygnałówbinarnych podłączonych do bloku tej funkcji(maksymalnie 40 sygnałów analogowych i 96sygnałów binarnych). Dostępne sygnały binarnesą takie same, jak dla funkcji rejestratora zdarzeń.

Funkcja charakteryzuje się wielką elastycznością inie zależy od działania funkcjizabezpieczeniowych. Może ona rejestrowaćzakłócenia nie wykryte przez funkcjezabezpieczeniowe.

Informacje zarejestrowane przez rejestratorzakłóceń dla ostatnich 100 zakłóceń są zapisanew urządzeniu IED, a lista tych zapisów może byćprzeglądana za pomocą lokalnego interfejsu HMI.



28 ABB

Blok rozszerzeń wartości mierzonych MVEXPFunkcje pomiaru prądu i napięcia (CVMMXN,CMMXU, VMMXU i VNMMXU), funkcje pomiaruskładowych sekwencji prądu i napięcia (CMSQI iVMSQI) oraz ogólne funkcje komunikacyjnewejścia/wyjścia zgodne z normą IEC 61850(MVGGIO) są uzupełnione funkcjonalnościąnadzoru pomiarów. Wszystkie mierzone wartościmogą być nadzorowane za pomocą czterechnastawianych wartości granicznych: niska dolnawartość graniczna, dolna wartość graniczna,górna wartość graniczna oraz wysoka górnawartość graniczna. Blok rozszerzeń wartościmierzonych został wprowadzony po to, abyumożliwić zamianę całkowitoliczbowego sygnałuwyjściowego funkcji pomiaru na 5 sygnałówbinarnych: poniżej niskiej dolnej wartościgranicznej, poniżej dolnej wartości granicznej,wartość normalna, powyżej wysokiej górnejwartości granicznej lub powyżej górnej wartościgranicznej. Sygnały wyjściowe mogą byćnastępnie użyte w roli warunków wkonfigurowalnych układach logicznych lub docelów alarmowania.

Lokalizacja zwarć LMBRFLODokładna lokalizacja zwarć stanowi podstawowykomponent, umożliwiający minimalizacjęwydatków po wystąpieniu trwałego zwarcia,wskazujący także słabe miejsca linii przesyłowej.

Lokalizacja zwarć działa w oparciu o pomiarimpedancji i podaje odległość do miejsca zwarciaw procentach, kilometrach lub milach. Głównązaletą tej funkcji jest jej duża dokładność,osiągana dzięki zastosowaniu kompensacji prąduobciążenia.

Kompensacja obejmuje nastawianie źródełzdalnych i lokalnych oraz obliczanie rozkładuprądów zwarciowych po każdej stronie linii. Tenrozkład prądów zwarciowych wraz zzarejestrowanymi prądami obciążenia (przedwystąpieniem zwarcia) jest następniewykorzystywany do obliczenia dokładnejlokalizacji zwarcia. Obliczenia mogą byćpowtórzone dla nowych danych źródłowych wcelu dalszego zwiększenia dokładności.

Jest to szczególnie ważne dla silnie obciążonych,długich linii (gdzie lokalizacja zwarć jestszczególnie ważna), gdy kąty fazowe dla napięćźródłowych mogą osiągać wartości 35-40 stopni,

a mimo tego dokładność zostaje utrzymana dziękizaawansowanym technikom kompensacjiwbudowanym w funkcję lokalizacji zwarć.

Nadzór baterii stacyjnej SPVNZBATFunkcja nadzoru baterii stacji SPVNZBAT jeststosowana do monitorowania napięcia nazaciskach baterii.

Funkcja SPVNZBAT aktywuje wyjścia „start” i„alarm”, jeżeli napięcie na zaciskach bateriiprzewyższa nastawioną górną granicę lub spadaponiżej nastawionej granicy dolnej. Czas zwłokialarmów: nadnapięciowego i podnapięciowegomoże być nastawiany zgodnie zcharakterystykami czasowo zależnymi.

W trybie zwłocznym (DT) funkcja SPVNZBATdziała po upływie uprzednio zdefiniowanegoczasu zwłoki i zeruje się z chwilą zniknięciawarunków obniżenia napięcia lub przepięcia.

Funkcja monitorowania gazu izolującego SSIMGFunkcja monitorowania gazu izolującego (SSIMG)jest stosowana do monitorowania warunkówpracy wyłącznika. Jako sygnały wejściowe funkcjiwykorzystywane są informacje binarneotrzymywane na podstawie wartości ciśnieniagazu w wyłączniku. Ponadto na podstawieotrzymywanych informacji funkcja generujesygnały alarmowe.

Funkcja monitorowania cieczy izolującej SSIMLFunkcja monitorowania cieczy izolującej (SSIML)jest stosowana do monitorowania warunkówpracy wyłącznika. Jako sygnały wejściowe funkcjiwykorzystywane są informacje binarneotrzymywane na podstawie wartości poziomuoleju w wyłączniku. Ponadto na podstawieotrzymywanych informacji funkcja generujesygnały alarmowe.

Funkcja monitorowania stanu wyłącznika SSCBRFunkcja monitorowania stanu wyłącznika SSCBRjest stosowana do monitorowania różnychparametrów pracy wyłącznika. Wyłącznik wymagakonserwacji, gdy liczba operacji (zadziałań)osiągnie ustaloną z góry wartość. Energia jestobliczana na podstawie mierzonych wartościprądów wejściowych jako suma wartości wyrażeń

Iyt. Z chwilą, gdy obliczone wartości przekrocząnastawione progi, generowane są sygnałyalarmowe.



ABB 29

Funkcja ta jest wyposażona w możliwośćblokady. W razie konieczności możliwa jestblokada wyjść funkcji.

13. Pomiary energii

Funkcja logiczna licznika impulsów PCGGIOFunkcja licznika impulsów (PCGGIO) zliczaimpulsy generowane zewnętrznie, na przykładimpulsy z zewnętrznego miernika energii, w celuobliczenia wartości zużycia energii. Impulsy sąpobierane z modułu BIO (wejścia/wyjściabinarnego) a następnie zliczane przez funkcjęPCGGIO. Wyskalowane wartości funkcji obsługisą dostępne za pośrednictwem szyny stacyjnej.

Funkcja obliczania energii i zarządzaniazapotrzebowaniem ETPMMTRWyjście funkcji pomiarów (CVMMXN) może byćwykorzystane do obliczenia zużycia energii.Obliczane są zarówno wartości czynne, jak ibierne dla energii pobieranej, jak i dostarczanej.Wartości te mogą być odczytywane lubgenerowane w postaci impulsów. Funkcja taoblicza także maksymalne wymagane wielkościmocy.

14. Interfejs człowiek-maszyna

Lokalny interfejs HMI

GUID-23A12958-F9A5-4BF1-A31B-F69F56A046C7 V2 PL

Rysunek 6. Lokalny interfejs człowiek-maszyna

Lokalny interfejs LHMI urządzenia IED zawieranastępujące elementy:

• Wyświetlacz (LCD)• Przyciski• Wskaźniki LED• Port komunikacyjny

Interfejs LHMI jest wykorzystywany dowprowadzania nastaw, monitorowania isterowania .

Lokalny interfejs człowiek-maszyna (LHMI)zawiera ciekłokrystaliczny graficzny wyświetlaczmonochromatyczny o rozdzielczości 320x240pikseli. Rozmiar wyświetlanych znaków może sięróżnić w zależności od wybranego języka. Liczbaznaków i wierszy mieszczących się wwyświetlanym widoku zależy od rozmiaru znakuoraz od rodzaju widoku.

Wyświetlacz może być oddzielony od jednostkigłównej. Oddzielony interfejs LHMI może byćzamontowany na ścianie w odległości do 5 m odjednostki głównej. Obie jednostki są połączonekablem Ethernet wchodzącym w zakres dostawy.

Interfejs LHMI jest prosty i zrozumiały. Cała płytaczołowa jest podzielona na strefy o dobrzezdefiniowanych funkcjach:

• Wskaźniki stanu LED• Wskaźniki alarmowe LED, mogące

sygnalizować trzy stany za pomocą kolorów:zielonego, żółtego i czerwonego, opatrzoneopisami użytkownika. Wszystkie diody LEDmogą być konfigurowane za pomocąoprogramowania PCM600.

• Wyświetlacz ciekłokrystaliczny (LCD)• Klawiatura z przyciskami sterowania i

nawigacji oraz przełącznikiem,umożliwiającym wybór pomiędzy lokalnym azdalnym trybem sterowania oraz zerowanie

• Pięć programowanych przez użytkownikaprzycisków funkcyjnych

• Izolowany port komunikacyjny RJ45 dopodłączenia urządzenia PCM600

15. Podstawowe funkcje urządzenia IED

Funkcja autonadzoru z listą zdarzeńwewnętrznychFunkcja autonadzoru z listą zdarzeńwewnętrznych (INTERRSIG and SELFSUPEVLST)reaguje na sygnały generowane przez



30 ABB

wbudowane elementy autonadzoru, dotyczącezdarzeń zachodzących wewnątrz systemu.Zdarzenia wewnętrzne te są rejestrowane na liściezdarzeń wewnętrznych.

Synchronizacja czasuWykorzystanie synchronizacji czasu doutworzenia wspólnej podstawy czasu dlaurządzeń IED w systemach zabezpieczeń isterowania. Umożliwia to porównywanie zapisówzdarzeń i danych na temat przebiegu zakłóceńpomiędzy wszystkimi urządzeniami IED w całymsystemie.

Znaczniki czasu dla zdarzeń wewnętrznych izakłóceń stanowią nieocenioną pomoc podczasanalizy zwarć. Bez synchronizacji czasu można zesobą porównywać tylko zdarzenia dotyczące tegosamego urządzenia IED. Po zastosowaniusynchronizacji czasu zdarzenia i zakłócenia wobrębie całej stacji, a nawet występującegdziekolwiek pomiędzy końcami linii przesyłowejmogą być porównywane i analizowane.

Wewnętrzny sygnał czasu w urządzeniu IED możebyć synchronizowany na podstawie różnychźródeł:

• SNTP• IRIG-B• DNP• IEC60870-5-103

Grupy nastaw parametrów ACTVGRPW celu optymalizacji pracy urządzenia IED wróżnych warunkach pracy można wykorzystaćcztery grupy nastaw. Tworzenie zestawówprecyzyjnie dostrojonych nastaw i przełączaniemiędzy nimi z poziomu lokalnego interfejsu HMIlub za pomocą konfigurowalnych wejść binarnychumożliwia stworzenie adaptacyjnej konfiguracjiurządzenia IED, które może wówczas działaćzgodnie z rozmaitymi scenariuszamifunkcjonowania systemu.

Funkcjonalność trybu testowego TESTMODEInteligentne urządzenia elektroniczne (IED) dorealizacji zabezpieczeń i sterowania mają wielewbudowanych funkcji. Aby ułatwić procedurętestowania, urządzenia IED zawierają funkcjęumożliwiającą indywidualne zablokowanie jednej,kilku lub wszystkich funkcji.

Na tryb testowy można przejść dwomasposobami:

• Przez skonfigurowanie, aktywowanie iwysłanie sygnału wejściowego do blokufunkcyjnego TESTMODE

• Przez przełączenie urządzenia IED na trybtestowy za pomocą lokalnego interfejsu HMI

Gdy urządzenie IED przechodzi na tryb testowy,wszystkie funkcje zostają zablokowane.

Dowolna funkcja może zostać odblokowanaindywidualnie, w zależności od jej właściwości isygnalizacji zdarzeń. Umożliwia to użytkownikowiprześledzenie jednej lub kilku powiązanych funkcjiw celu sprawdzenia poprawności działania orazczęściowego sprawdzenia konfiguracji itd.

Funkcja blokady zmian CHNGLCKFunkcja blokady zmian (CHNGLCK) jeststosowana do blokowania zmian wprowadzanychdo konfiguracji i nastaw urządzenia IED po jegouruchomieniu. Funkcja ta ma na celuzablokowanie od określonego momentumożliwości nieumyślnego wprowadzania zmian wkonfiguracji urządzenia IED.

Stan upoważnień ATHSTATFunkcja stanu upoważnień (ATHSTAT) jestblokiem funkcji wskaźnikowychwykorzystywanych podczas logowania sięużytkownika.

Kontrola upoważnień ATHCHCKAby chronić interesy naszych klientów, zarównourządzenia IED, jak i narzędzia umożliwiającedostęp do informacji zawartych w tychurządzeniach, są chronione za pomocą systemuzarządzania upoważnieniami. System zarządzaniaupoważnieniami dla urządzeń IED oraz PCM600jest zaimplementowany w każdym punkciedostępu do urządzenia IED:

• lokalny, za pośrednictwem interfejsu HMI• zdalny, za pośrednictwem portów

komunikacyjnych

16. Komunikacja stacyjna

Protokół komunikacyjny IEC 61850-8-1Urządzenie IED obsługuje protokołykomunikacyjne IEC 61850-8-1 oraz DNP3



ABB 31

działające w oparciu o model TCP/IP. Zapośrednictwem obu tych protokołów możnauzyskać dostęp do wszystkich informacjidotyczących eksploatacji i parametrówsterujących. Jednak niektóre funkcje komunikacji,na przykład komunikacja pozioma (komunikatyGOOSE) pomiędzy urządzeniami IED, dostępnesą jedynie w ramach protokołu komunikacyjnegoIEC 61850-8-1.

Urządzenie IED jest wyposażone w tylny portoptyczny Ethernet dla komunikacji w ramachpodstacji w standardzie IEC 61850-8-1. ProtokółIEC 61850-8-1 umożliwia wymianę informacjipomiędzy inteligentnymi urządzeniami (IED)pochodzącymi od różnych dostawców iupraszcza konstrukcję systemu. Komunikacjatypu „peer-to-peer” zgodna z protokołem GOOSEjest częścią tego standardu. Możliwy jest takżedostęp do plików rejestracji zakłóceń.

Pliki rejestracji zakłóceń są dostępne zapośrednictwem protokołu IEC 61850-8-1. Plikirejestracji zakłóceń są dostępne zapośrednictwem protokołu FTP w standardowymformacie Comtrade dla każdej aplikacji działającejw oparciu o sieć Ethernet. Ponadto urządzenieIED wysyła i odbiera sygnały binarne, informacjedwubitowe oraz wartości zmierzone (na przykładz funkcji MMXU) oraz ocenę ich jakości zapośrednictwem profilu IEC 61850-8-1 GOOSE.Urządzenie IED spełnia wymagania GOOSEdotyczące osiągów dla zastosowań wyzwalaniaurządzeń w podstacjach zdefiniowane w normieIEC 61850. Urządzenie IED współpracuje z innymiurządzeniami IED zgodnymi z wymaganiami IEC61850, z narzędziami i systemami, a także możerównocześnie przesyłać raporty o zdarzeniach dopięciu różnych urządzeń klienckich, podłączonychdo magistrali stacyjnej zgodnej z wymaganiamiIEC 61850.

System rejestracji zdarzeń ma ograniczenieszybkości w celu zmniejszenia obciążeniajednostki centralnej. Każdy kanał ma przydzielonylimit 10 zdarzeń na sekundę. Po przekroczeniutego limitu kanał jest blokowany do czasu, ażliczba zdarzeń spadnie ponownie poniżej limitu,żadne zdarzenie nie zostaje utracone.

Wszystkie złącza komunikacyjne, z wyjątkiemzłącza portu przedniego, zostały umieszczone nazintegrowanych modułach komunikacyjnych.

Urządzenie IED jest podłączane do systemówkomunikacji działających w oparciu o siećEthernet za pośrednictwem wielomodowegozłącza światłowodowego LC (100BASE-FX).

Urządzenie IED obsługuje metody synchronizacjiczasu SNTP i IRIG-B z rozdzielczościąznaczników czasu 1 ms.

• Oparte na sieci Ethernet: SNTP i DNP3• Z okablowaniem do synchronizacji czasu:

IRIG-B

Urządzenie IED obsługuje metody synchronizacjiczasu protokołu IEC 60870-5-103 zrozdzielczością znaczników czasu 5 ms.

Tabela 1. Obsługiwane interfejsy komunikacyjne ialternatywne protokoły

Interfejsy/protokoły

Ethernet100BASE-FX

LC

Złącze ST

IEC 61850-8-1

DNP3

IEC 60870-5-103

= Obsługiwany

Komunikacja pozioma za pośrednictwem GOOSEumożliwiająca realizację blokadKomunikaty GOOSE mogą być wykorzystywanedo wymiany informacji pomiędzy urządzeniamiIED za pośrednictwem magistrali komunikacjistacyjnej zgodnej z normą IEC 61850-8-1.Mechanizm ten jest zazwyczaj wykorzystywany doprzesyłania informacji o położeniu aparatów dlacelów blokady międzypolowej lub sygnałówrezerwacji układu sterowania typu 1 spośród n.Komunikaty GOOSE mogą być takżewykorzystywane do wymiany pomiędzyurządzeniami IED dowolnych wartości typubinarnego, całkowitego, dwubitowego lubanalogowych wyników pomiaru.

Protokół DNP3DNP3 (Distributed Network Protocol – protokółsieci rozproszonych) jest zestawem protokołówkomunikacyjnych wykorzystywanych doprzekazywania danych pomiędzy podzespołami wsystemach automatyki. Szczegółowy opisprotokołu DNP3 można znaleźć w podręczniku„DNP3 Communication protocol manual”.



32 ABB

Protokół komunikacyjny IEC 60870-5-103IEC 60870-5-103 (master-slave) protokółkodowanej bitowo komunikacji szeregowejsłużący do wymiany informacji z układemsterowania, zapewniający szybkość transmisjidanych do 38400 bit/s. W terminologii IEC stacjapierwotna jest układem nadrzędnym (master), astacja wtórna - układem podrzędnym (slave).Komunikacja jest oparta na zasadzie „punkt -punkt”. Układ nadrzędny musi być wyposażony woprogramowanie, które może interpretowaćkomunikaty protokołu IEC 60870-5-103.

17. Opis sprzętu

Rozmieszczenie i wymiary urządzeńWarianty montażuDostępne są następujące warianty montażu (zestopniem ochrony IP40 od strony przedniej):

• Zestaw do montażu na ramie 19 cali• Zestaw do montażu naściennego• Zestaw do montażu wpuszczanego• Zestaw do montażu podwójnego na ramie 19

cali

Szczegółowe dane dotyczące dostępnychwariantów montażu można znaleźć w sekcjidotyczącej składania zamówień.

Montaż wpuszczany urządzenia IED

H

I

K

J

C

F

G

B

A

ED

IEC09000672.ai

IEC09000672 V1 EN

Rysunek 7. Montaż wpuszczany urządzenia IED wotworze wyciętym w panelu

A 240 mm G 21,55 mm

B 21,55 mm H 220 mm

C 227 mm I 265,9 mm

D 228,9 mm J 300 mm

E 272 mm K 254 mm

F ∅6 mm

A

B

C

IEC09000673.ai

IEC09000673 V1 EN

Rysunek 8. Urządzenie IED w motażu wpuszczanym

A 222 mm

B 27 mm

C 13 mm



ABB 33

Montaż urządzenia IED na ramie

A C

B

E

D

IEC09000676.ai

IEC09000676 V1 EN

Rysunek 9. Urządzenie IED zamontowane na ramie

A 224 mm + 12 mm ze złączem oczkowym

B 25,5 mm

C 482,6 mm (19”)

D 265,9 mm (6U)

E 13 mm

A

BC

E

D

IEC09000677.ai

IEC09000677 V1 EN

Rysunek 10. Dwa urządzenia IED montowane naramie obok siebie

A 224 mm + 12 mm ze złączem oczkowym

B 25,5 mm

C 482,6 mm (19”)

D 13 mm

E 265,9 mm (6U)

Montaż naścienny urządzenia IED

C

F

G

B

A

ED

IEC09000678.ai

IEC09000678 V1 EN

Rysunek 11. Montaż naścienny urządzenia IED

A 270 mm E 190,5 mm

B 252,5 mm F 296 mm

C ∅6,8 mm G 13 mm

D 268,9 mm

GUID-5C185EAC-13D0-40BD-8511-58CA53EFF7DE V1 PL

Rysunek 12. Jednostka główna i oddzielnywyświetlacz LHMI

A 25,5 mm E 258,6 mm

B 220 mm F 265,9 mm

C 13 mm G 224 mm

D 265,9 mm



34 ABB

18. Schematy połączeń

1MRK006501-HB 2 PG 1.1 IEC V1 EN

Rysunek 13. Przeznaczone do obudowy o rozmiarze 6U,1/2x19" z 1 modułem wejść analogowych(TRM)

Moduł Gniazdo Widok od tyłu

COM pCOM X0, X1, X4, X9, X304

PSM pPSM X307, X309, X410

TRM p2 X101, X102

BIO p3 X321, X324

BIO p4 X326, X329

BIO p5 X331, X334

BIO p6 X336, X339



ABB 35

Schematy połączeń urządzenia REL650 A01


Rysunek 14. Moduł komunikacyjny (COM)


Rysunek 15. Moduł zasilacza (PSM) 48–125V DC


Rysunek 16. Moduł zasilacza (PSM), 110–250 V DC


Rysunek 17. Moduł wejść analogowych (TRM)



36 ABB


Rysunek 18. Opcjonalne wejścia/wyjścia binarne(BIO) (zaciski X321, X324)




1MRK006501-TB 3 PG 1.1 IEC V1 EN






ABB 37








Rysunek 25. Opcjonalne wejścia / wyjścia binarne(BIO) (zaciski X326, X329)



38 ABB


1MRK006501-KB 3 PG 1.1 IEC V1 EN










ABB 39







40 ABB

19. Dane techniczne

Informacje ogólne

Definicje

Wartośćodniesienia:

Określona wartość danego czynnika, do której odnoszone są charakterystyki sprzętu.

Zakresnominalny:

Zakres wartości istotnej wielkości (czynnika), w którym, w określonych warunkach, sprzęt spełniapodane wymagania.

Zakreseksploatacyjny

Zakres wartości danego parametru zasilania, dla których sprzęt w określonych warunkach jest wstanie pełnić funkcje, do pełnienia których został przeznaczony, zgodnie z określonymiwymaganiami.

Parametry zasilania, wartości znamionowe iograniczeniaWejścia analogowe

Tabela 2. Wejścia zasilane

Opis Wartość

Częstotliwość znamionowa 50/60 Hz

Zakres eksploatacyjny Częstotliwość znamionowa ± 5 Hz

Wejścia prądowe Prąd znamionowy, In 0,1/0,5 A1) 1/5 A2)

Wytrzymałość termiczna:

• Ciągła 4 A 20 A

• W ciągu 1 s 100 A 500 A

• W ciągu 10 s 20 A 100 A

Dynamiczna wytrzymałośćprądowa:

• Wartość półfalowa 250 A 1250 A

Impedancja wejściowa <100 mΩ <20 mΩ

Wejścianapięciowe

Napięcie znamionowe, Un 100 V AC/ 110 V AC/ 115 V AC/ 120 V AC

Wytrzymałość napięciowa:

• Ciągła 420 V w. sk.

• W ciągu 10 s 450 V w. sk.

Pobór mocy przy napięciuznamionowym

<0,05 VA

1) Prąd zerowy2) Prądy fazowe lub prąd zerowy



ABB 41

Pomocnicze napięcie prądu stałego (DC)

Tabela 3. Zasilanie

Opis Typ 1 Typ 2

Uauxwartość nominalna 100, 110, 120, 220, 240 V AC, 50 i60 Hz

48, 60, 110, 125 V DC

110, 125, 220, 250 V DC

Uauxzmienność 85...110% Un (85...264 V AC) 80...120% Un (38,4...150 V DC)

80...120% Un (88...300 V DC)

Maksymalny pobór mocy ze źródłanapięcia pomocniczego

35 W

Tętnienia napięcia pomocniczego DC Maks. 15% wartości napięcia DC (przy częstotliwości 100 Hz)

Maksymalny czas zaniku napięciapomocniczego DC bez zerowaniaurządzenia IED

50 ms przy Uaux

Wejścia i wyjścia binarne

Tabela 4. Wejścia binarne

Opis Wartość

Zakres eksploatacyjny Maksymalne napięcie wejściowe 300 V DC

Napięcie znamionowe 24...250 V DC

Pobór prądu 1,6...1,8 mA

Pobór mocy/wejście <0,3 W

Napięcie progowe 15...221 V DC (parametryzowalne w obrębie zakresu zkrokiem równym 1% napięcia znamionowego)

Tabela 5. Wyjście sygnałowe i wyjście IRF

Przekaźnik IRF – przekaźnik wyjścia sygnałowego ze stykami przełącznymi

Opis Wartość

Napięcie znamionowe 250 V AC/DC

Ciągła obciążalność styków 5 A

Zdolność załączania i obciążalność w ciągu 3,0 s 10 A


Zdolność wyłączania dla stałej czasowej obwodusterującego L/R < 40 ms, przy U < 48/110/220 V DC

≤0,5 A/≤0,1 A/≤0,04 A



42 ABB

Tabela 6. Przekaźniki wyjść mocnych bez funkcji TCS

Opis Wartość

Napięcie znamionowe 250 V AC/DC





≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Tabela 7. Przekaźniki wyjść mocnych z funkcją TCS

Opis Wartość

Napięcie znamionowe 250 V DC





≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Zakres napięcia sterującego 20...250 V DC

Pobór prądu przez obwód nadzoru ~1,0 mA

Minimalne napięcie na stykach obwodu TCS 20 V DC

Tabela 8. Interfejsy sieci Ethernet

Interfejs sieci Ethernet Protokół Kabel Szybkość transmisjidanych

LAN/HMI port (X0)1) - CAT 6 S/FTP lub lepszy 100 Mb/s

LAN1 (X1) Protokół TCP/IP Kabel światłowodowy zezłączem LC

100 Mb/s

1) Dostępny jedynie jako opcja dla zewnętrznego interfejsu HMI.

Tabela 9. Światłowodowe złącze komunikacyjne

Długość fali Typświatłowodu

Złącze Dopuszczalne tłumienie

trasy1)

Odległość

1300 nm MM 62,5/125 μmz rdzeniem zwłóknaszklanego

LC <8 dB 2 km

1) Maksymalne dopuszczalne tłumienie wprowadzane łącznie przez złącza i kabel



ABB 43

Tabela 10. Interfejs X4/IRIG-B

Typ Protokół Kabel

Zacisk śrubowy, wtykkołkowy

IRIG-B Kabel: skrętka ekranowanaZalecany: CAT 5, Belden RS-485 (9841- 9844) lub AlphaWire (Alpha 6222-6230)

Tabela 11. Szeregowy interfejs tylny

Typ Złącze licznika

Port szeregowy (X9) Szeregowy port optyczny, typ ST dla protokołu IEC60870-5-103

Czynniki oddziałujące

Tabela 12. Stopień ochrony urządzenia IED przy montażu wpuszczanym

Opis Wartość

Strona przednia IP 40

Strona tylna, zaciski przyłączeniowe IP 20

Tabela 13. Stopień ochrony interfejsu lokalnego LHMI

Opis Wartość

Przód i boki IP 42

Tabela 14. Warunki środowiskowe

Opis Wartość

Zakres eksploatacyjny temperatury pracy -25...+55ºC (praca ciągła)

Zakres temperatur przy eksploatacji krótkookresowej -40...+70ºC (<16h)Uwaga: Poza zakresem temperatur -25...+55ºCwystępuje pogorszenie średniego czasumiędzyawaryjnego MTBF i osiągów interfejsu HMI

Wilgotność względna <93%, bez kondensacji

Ciśnienie atmosferyczne 86...106 kPa

Wysokość nad poziomem morza do 2000 m

Zakres temperatur podczas transportu i magazynowania -40...+85ºC



44 ABB

Tabela 15. Próby środowiskowe

Opis Wartość podczas badań typu Odniesienie

Badania pracy wklimaciechłodnym

eksploatacja magazynowanie

96 h przy -25ºC16 h przy -40ºC 96 h przy -40ºC

IEC 60068-2-1

Badania pracy wklimacie suchym,gorącym

eksploatacja magazynowanie

16 h przy +70ºC 96 h przy +85ºC

IEC 60068-2-2

Badania pracy wklimaciewilgotnym,gorącym

praca ciągła praca cykliczna

240 h przy +40ºCwilgotność 93% 6 cykli przy +25 do +55ºCwilgotność 93…95%

IEC 60068-2-78 IEC 60068-2-30



ABB 45

Badania typu zgodne z normami

Tabela 16. Badania kompatybilności elektromagnetycznej


Badanie zakłóceń impulsowych przy100 kHz i 1 MHz

IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, poziom 3

• Sygnał wspólny 2,5 kV

• Sygnał różnicowy 1,0 kV

Badanie wyładowańelektrostatycznych

IEC 61000-4-2IEC 60255-22-2, poziom 4

• Wyładowanie kontaktowe 8 kV

• Wyładowanie powietrzne 15 kV

Badania zakłóceń naczęstotliwościach radiowych

• Przewodzone, sygnał wspólny 10 V (emf), f=150 kHz...80 MHz IEC 61000-4-6IEC 60255-22-6, poziom 3

• Wypromieniowane, modulacjaamplitudowa

20 V/m (w. sk.), f=80...1000 MHzoraz f=1,4...2,7 GHz

IEC 61000-4-3IEC 60255-22-3, poziom 3

Badania zakłóceń ze strony szybkichskładowych przejściowych

IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4, klasa A

• Porty komunikacyjne 2 kV

• Pozostałe porty 4 kV

Badanie odporności na udary IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5, poziom 3/2

• Komunikacja 1 kV linia-ziemia

• Pozostałe porty 2 kV linia-ziemia, 1 kV linia-linia

Pole magnetyczne o częstotliwościsieci (50 Hz)

IEC 61000-4-8, poziom 5

• 3 s 1000 A/m

• Ciągłe 100 A/m

Badanie odporności naczęstotliwości sieci• Sygnał wspólny

• Sygnał różnicowy

300 V w. sk. 150 V w. sk.

IEC 60255-22-7, klasa AIEC 61000-4-16

Przysiady i krótkotrwałe zanikinapięcia

Przysiady:40%/200 ms70%/500 msZaniki:0-50 ms: Bez restartu0...∞ s: Poprawne zachowanie przyzaniku napięcia zasilania

IEC 60255-11IEC 61000-4-11

Badania emisji elektromagnetycznej EN 55011, klasa AIEC 60255-25



46 ABB

Tabela 16. Badania kompatybilności elektromagnetycznej, kontynuowane


• Przewodzone, emisja w zakresieradiowym (zaciski zasilania)

0,15...0,50 MHz < 79 dB(µV) quasi szczyt< 66 dB(µV) średnio

0,5...30 MHz < 73 dB(µV) quasi szczyt< 60 dB(µV) średnio

• Wypromieniowane, emisja wzakresie radiowym

30...230 MHz < 40 dB(µV/m) quasi szczyt,mierzony w odległości 10 m

230...1000 MHz < 47 dB(µV/m) quasi szczyt,mierzony w odległości 10 m

Tabela 17. Badania izolacji


Próby dielektryczne: IEC 60255-5

• Napięcie testowe 2 kV, 50 Hz, 1 min1 kV, 50 Hz, 1min, komunikacja

Impulsowe napięcie testowe: IEC 60255-5

• Napięcie testowe 5 kV, impulsy o stałej polaryzacji,przebieg 1,2/50 μs, energia źródła0,5 J1 kV, impulsy o stałej polaryzacji,przebieg 1,2/50 μs, energia źródła0,5 J, komunikacja

Pomiary rezystancji izolacji IEC 60255-5

• Rezystancja izolacji >100 MΏ, 500 V DC

Ochronna rezystancja sprzęgająca IEC 60255-27

• Rezystancja <0,1 Ώ (60 s)

Tabela 18. Próby mechaniczne

Opis Odniesienie Wymagania

Badania odpowiedzi na sinusoidalnepobudzenie wibracyjne

IEC 60255-21-1 Klasa 2

Test odporności wibracyjnej IEC60255-21-1 Klasa 1

Badania udarowe IEC 60255-21-2 Klasa 1

Test wytrzymałości udarowej IEC 60255-21-2 Klasa 1

Badania uderzeniowe IEC 60255-21-2 Klasa 1

Badania sejsmiczne IEC 60255-21-3 Klasa 2

Bezpieczeństwo produktu



ABB 47

Tabela 19. Bezpieczeństwo produktu

Opis Odniesienie

Dyrektywa niskonapięciowa 2006/95/WE

Norma EN 60255-27 (2005)

Zgodność z dyrektywą w sprawie kompatybilności elektromagnetycznej

Tabela 20. Zgodność z dyrektywą w sprawie kompatybilności elektromagnetycznej

Opis Odniesienie

Dyrektywa w sprawie kompatybilnościelektromagnetycznej

2004/108/WE

Norma EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)



48 ABB

Zabezpieczenia odległościowe

Tabela 21. Strefa pomiarowa zabezpieczenia odległościowego, charakterystyka czworobokowa ZQDPDIS

Funkcja Zakres wartości Dokładność

Liczba stref 5 z wybieranymkierunkiem

-

Minimalny prąd zadziałania dlaskładowej zerowej

(5–30)% IBase ± 1,0 % I r

Minimalny prąd zadziałania,międzyfazowy oraz faza-ziemia

(10–30)% IBase ± 1,0 % I r

Zasięg impedancji dla składowejzgodnej dla stref

0,005–3000,000 dokładność statyczna ± 5,0%statyczna dokładność kątowa ± 2,0% stopnieWarunki:Zakres napięcia: (0,1–1,1) x Ur

Zakres prądu: (0,5–30) x IrKąt: 0 stopni i 85 stopni

Rezystancja zwarciowa, faza-ziemia

(1,00–9000,00) Ω/pętlę

Rezystancja zwarciowa, faza-faza

(1,00–3000,00) Ω/pętlę

Kąt liniowy dla stref (0–180) stopni

Współczynnik kompensacji(zmiennozwarciowej) powrotuprądu przez ziemię KN dla stref

0,00–3,00 -

Kąt dla współczynnikakompensacji(zmiennozwarciowej) powrotuprądu przez ziemię KN dla stref

(-180–180) stopni -

Dynamiczne wydłużenie zasięguzabezpieczenia odległościowego

<5% przy 85stopniach mierzone zapomocąprzekładnikówprądowych inapięciowych oraz0,5<SIR<30

-

Timery stref impedancyjnych (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Czas zadziałania typowo 30 ms -

Nastawienie kasowania typowo 105% -

Czas kasowania typowo 35 ms -



ABB 49

Tabela 22. Selekcja faz z odstrojeniem od obciążeń, charakterystyka czworobokowa FDPSPDIS


Minimalny prąd zadziałania (5-500)% IBase ± 1,0% Ir

Zasięg reaktancyjny, składowazgodna

(0,50–3000,00) dokładność statyczna ± 2,0%Warunki:Zakres napięcia: (0,1-1,1) x Ur

Zakres prądu: (0,5-30) x IrKąt: 0 stopni i 85 stopni

Zasięg reaktancyjny, składowazerowa, w przód i w tył

(0,50–3000,00)

Rezystancja zwarciowa, faza-ziemia, w przód i w tył

(1,00–9000,00) Ω/pętlę

Rezystancja zwarciowa, zwarciedoziemne, w przód i w tył

(0,50–3000,00) Ω/pętlę

Kryteria odstrojenia obciążeń:Rezystancja obciążenia, w przódi w tyłBezpieczny kąt fazowyimpedancji obciążenia

(1,00–3000,00) Ω/fazę(5–70) stopni



50 ABB

Tabela 23. Pełnoschematowe zabezpieczenie odległościowe, charakterystyka mho ZMOPDIS


Liczba stref o wybieranychkierunkach

z wybieranym kierunkiem -

Minimalny prąd zadziałania, faza-ziemia

(10–30)% IBase ± 2,0% Ir

Minimalny prąd zadziałania, faza-faza

(10-30)% IBase -13% wartości nastawy ± 2,0% Ir

Impedancja dla składowejzgodnej

(0,005–3000,000) W/fazę dokładność statyczna ± 2,0%Warunki:Zakres napięcia: (0,1-1,1) x Ur

Zakres prądu: (0,5-30) x IrKąt: 0 stopni i 85 stopni

Impedancja składowej zgodnejdla strefy wstecznej

(0,005–3000,000) Ω/fazę

Zasięg impedancji dla elementówmiędzyfazowych

(0,005–3000,000) Ω/fazę

Kąt fazowy dla impedancjiskładowej zgodnej, elementymiędzyfazowe

(10–90) stopni

Zasięg pętli międzyfazowej dlastrefy wstecznej

(0,005–3000,000) Ω/fazę

Wielkość współczynnikakompensacji (ziemnozwarciowej)powrotu prądu przez ziemię KN

(0,00–3,00)

Kąt dla współczynnikakompensacji (ziemnozwarciowej)powrotu prądu przez ziemię KN

(-180–180) stopni

Dynamiczne wydłużenie zasięgu <5% przy 85 stopniachmierzone za pomocąprzekładników prądowych inapięciowych oraz0,5<SIR<30

-

Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Czas zadziałania typowo 30 ms -

Nastawienie kasowania poniżej 105% -

Tabela 24. Identyfikacja uszkodzonej fazy z odstrojeniem od obciążeńFMPSPDIS


Kryteria odstrojenia od obciążeń:Rezystancja obciążenia, strefa wprzód i wsteczna

(1.00–3000) W/fazę(5–70) stopni

dokładność statyczna ± 5.0%Warunki:Zakres napięcia: (0,1–1,1) x Ur

Zakres prądu: (0,5–30) x Ir



ABB 51

Tabela 25. Układ logiczny wyboru faz PPLPHIZ


Wartość pobudzenia,podnapięciowe międzyfazowe ifaza-przewód zerowy

(10,0 - 100,0)% UBase ± 0,5% Ur

Nastawienie kasowania,podnapięciowe

< 105% -

Wartość pobudzenia, napięciekolejności zerowej

(5,0 - 300.0)% UBase ± 0,5% Ur

Nastawienie kasowania, napięciekolejności zerowej

> 95% -

Wartość pobudzenia, prądskładowej zerowej

(10–200)% IBase ± 1,0% Ir dla I < Ir± 1,0% I dla I > Ir

Nastawienie kasowania, prądskładowej zerowej

> 95% -

Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tryb pracy No Filter (Bez filtra), NoPref (Bezwyboru)Cykliczne: 1231c, 1321cAcykliczne: 123a, 132a, 213a,231a, 312a, 321a

Tabela 26. Wykrycie kołysania mocyZMRPSB


Zasięg reaktancyjny (0,10–3000,00) W

dokładność statyczna ± 2,0%Warunki:Zakres napięcia: (0,1–1,1) x Ur

Zakres prądu: (0,5–30) x IrKąt: 0 stopni i 85 stopniZasięg rezystancyjny (0,10–1000,00)Ώ

Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Minimalny prąd zadziałania (5-30) IBase ± 1% Ir



52 ABB

Tabela 27. Logika szybkiego wyłączenia przy zamknięciu wyłącznika na zwarcie, oparta na pomiarach napięcia iprądu ZCVPSOF

Parametr Zakres wartości Dokładność

Napięcie pobudzenia, wykrycie braku napięcia linii (1–100)% UBase ± 0.5% Ur

Nastawienie kasowania, napięcie zadziałania <105% -

Prąd pobudzenia, wykrycie braku napięcia linii (1–100)% IBase ± 1,0% Ir

Nastawienie kasowania, prąd zadziałania <105% -

Opóźnienie logiki szybkiego wyłączania przyzamknięciu wyłącznika na zwarcie po wykryciubraku napięcia linii jest włączaneautomatycznie

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Czas po zamknięciu wyłącznika, podczas któregofunkcja logiki szybkiego wyłączenia przy zamknięciuwyłącznika na zwarcie pozostaje aktywna

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Zabezpieczenie prądowe

Tabela 28. Bezzwłoczne fazowe zabezpieczenie nadprądowe PHPIOC


Prąd zadziałania (5–2500)% lBase ± 1,0% Ir przy I £ Ir± 1,0% I przy I > Ir

Nastawienie kasowania > 95% -

Czas zadziałania typowo 20 ms przy 0 do 2 x Inast -

Czas kasowania typowo 35 ms, przy 2 do 0 x Inast -

Krytyczny czas trwania impulsu typowo 10 ms przy 0 do 2 x Inast -


Czas odpadu typowo 45 ms przy 10 do 0 x Inast -


Dynamiczne wydłużenie zasięgu < 5% przy t = 100 ms -



ABB 53

Tabela 29. Bezzwłoczne fazowe zabezpieczenie nadprądowe SPTPIOC

Funkcja Zakres lub wartość Dokładność




Czas kasowania typowo 35 ms przy 2 do 0 x Inast -






Tabela 30. Czterostopniowe fazowe zabezpieczenie nadprądowe OC4PTOC

Funkcja Zakres nastaw Dokładność

Prąd zadziałania (5-2500)% lBase ± 1,0% Ir przy I ≤ Ir± 1.0% I przy I > Ir


Minimalny prąd pobudzenia (1-10000)% lBase ± 1,0% Ir przy I ≤ Ir ±1,0% I przy I> Ir

Niezależne opóźnienie czasowe (0,000–60,000) s ± 0,5% ±25 ms

Minimalny czas wyłączenia dlacharakterystyk zależnych

(0,000–60,000) s ± 0,5% ±25ms

Charakterystyki zależne, patrztabela 84, tabela 85 i tabela 86

17 typów krzywych Charakterystyki zależne, patrztabela84, tabela 85 i tabela 86

Czas wyłączania,bezkierunkowafunkcjawyzwalania

typowo 20 ms przy 0 do 2 x Iset -

Czas kasowania, bezkierunkowafunkcja wyzwalania

typowo 30 ms przy 2 do 0 x Inast -

Czas zadziałania, kierunkowafunkcja wyzwalania

Typowo 30 ms przy 0 to 2 x Inast -

Czas kasowania, kierunkowafunkcja wyzwalania


Krytyczny czas trwania impulsu typowo 10 ms przy 0 do 2 x Iset -

Margines czasu trwania impulsu typowo 15 ms -



54 ABB

Tabela 31. Czterostopniowe fazowe zabezpieczenie nadprądowe OC4SPTOC


Prąd zadziałania (5-2500)% lBase ± 1,0% Ir przy I £ Ir± 1,0% I przy I > Ir


Minimalny prąd zadziałania (1-10000)% lBase ± 1,0% Ir przy I < Ir ±1,0% I przy I> Ir

Niezależne opóźnienie czasowe (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Minimalny czas zadziałania dlacharakterystyk zależnych

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms


17 typów krzywych Patrz tabela 84, tabela 85 itabela 86

Czas wyłączania,bezkierunkowafunkcjawyzwalania



Typowo 30 ms przy 2 to 0 x Inast -







Tabela 32. Bezzwłoczne zabezpieczenie nadprądowe składowej kolejności zerowej EFPIOC













ABB 55

Tabela 33. Czterostopniowe zabezpieczenie nadprądowe kolejności zerowejEF4PTOC




Prąd rozruchowy w kierunkudziałania

(1–100)% lBase ± 1,0% Ir

Minimalny prąd zadziałania (1-10000)% lBase ± 1,0% Ir przy I < Ir ± 1,0% I przyI < Ir

Minimalny czas zadziałania dlacharakterystyk zależnych

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ±25 ms


17 typów krzywych Patrz tabela 84, tabela 85 itabela 86

Minimalne napięcie polaryzacji (1–100)% UBase ± 0,5% Ur

Minimalny prąd polaryzacji (2–100)% IBase ±1.0% Ir

Część rzeczywista impedancjiźródła Z użyta do polaryzacjiprądowej

(0,50–1000,00) Ώ/fazę -

Część urojona impedancji źródłaZ użyta do polaryzacji prądowej

(0,50–3000,00) Ώ/fazę -

Czas zadziałania, bezkierunkowafunkcja wyzwalania

typowo 30 ms przy 0.5 do 2 x Inast -


typowo 30 ms przy 2 do 0.5 x Inast -


typowo 30 ms przy 0,5 do 2 x IN -


typowo 30 ms przy 2 do 0,5 x IN -



56 ABB

Tabela 34. Czułe kierunkowe nadprądowe i mocowe zabezpieczenie kolejności zerowej SDEPSDE


Poziom wyłączaniakierunkowego zabezpieczenianadprądowego kolejnościzerowej dla 3I0·cosj

(0,25-200,00)% lBase Przy niskich nastawach:(2,5–10) mA(10-50) mA

± 1,0% Ir przy I Ώ Ir± 1,0% I przy I > Ir ±0.5 mA±1.0 mA

Poziom wyłączaniakierunkowego zabezpieczeniamocowego kolejności zerowejdla 3I0·3U0 · cosj

(0,25-200,00)% SBase Przy niskich nastawach:(0,25-5,00)% SBase

± 1,0% Sr przy S Ώ Sr

± 1,0% S przy S > Sr

± 10% wartości nastawy

Poziom wyłączaniazabezpieczenia nadprądowegokolejności zerowej dla 3I0 oraz j


± 1,0% Ir przy Ώ Ir± 1,0% I przy I > Ir ±0.5 mA±1.0 mA

Poziom wyłączania dlabezkierunkowegozabezpieczenia nadprądowego

(1,00-400,00)% lBase Przy niskich nastawach:(10-50) mA

± 1,0% Ir przy I Ώ Ir± 1,0% I przy I > Ir ± 1,0 mA

Poziom wyłączania dlabezkierunkowegozabezpieczenianadnapięciowego kolejnościzerowej

(1,00-200,00)% UBase ± 0,5% of Ur przy UΏUr

± 0,5% U przy U > Ur

Prąd wyzwalania składowejzerowej dla wszystkich trybówkierunkowych


± 1,0% Ir przy I Ώ Ir± 1,0% I przy I > Ir ±0.5 mA± 1.0 mA

Napięcie wyzwalania kolejnościzerowej dla wszystkich trybówkierunkowych

(1,00–300,00)% UBase ± 0,5% Ur przy UΏUr



Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ±25 ms


17typów krzywych Patrz tabela 84, tabela 85 itabela 86Klasa 5 + 150 ms

Kąt charakterystyki przekaźnika(RCA)

(-179 do 180) stopni ± 2,0 stopnie

Kąt otwierania przekaźnika ROA (0–90) stopni ± 2,0 stopnie

Czas zadziałania,bezkierunkowe zabezpieczenienadprądowe kolejności zerowej

typowo 80 ms przy 0.5 do 2 x Inast -

Czas kasowania, bezkierunkowezabezpieczenie nadprądowekolejności zerowej

typowo 90 ms przy 1.2 do 0.5 x Inast -



ABB 57

Tabela 34. Czułe kierunkowe nadprądowe i mocowe zabezpieczenie kolejności zerowej SDEPSDE, kontynuowane


Czas wyłączania, bezkierunkowezabezpieczenie nadnapięciowekolejności zerowej

typowo 70 ms przy 0,8 to 1,5 x Unast -

Czas kasowania, bezkierunkowezabezpieczenie nadnapięciowekolejności zerowej

typowo 120 ms przy 1,2 to 0,8 x Unast -

Czas zadziałania, kierunkowezabezpieczenie nadprądowekolejności zerowej

typowo 260 ms przy 0,5 do 2 x Inast -

Czas kasowania, kierunkowezabezpieczenie nadprądowekolejności zerowej

typowo 170 ms przy 2 do 0,5 x Inast -

Krytyczny czas trwania impulsu,bezkierunkowe zabezpieczenienadprądowe kolejności zerowej

typowo 100 ms przy 0 do 2 x Inast


--

Margines czasu trwania impulsu,bezkierunkowe zabezpieczenienadprądowe kolejności zerowej

typowo 25 ms -

Tabela 35. Zwłoczne 2-stopniowe zabezpieczenie podprądoweUC2PTUC


Dolna nastawa stopnia zabezpieczenia podprądowego,(stopień 1)

5,0–100,0% IBase zkrokiem 1,0%

± 1,0 % Ir

Górna nastawa stopnia zabezpieczenia podprądowego,(stopień 2)

5,0–100,0% IBase zkrokiem 1,0%

± 1,0 % Ir

Czas zwłoki zadziałania dolnej nastawy, (stopień 1) (0,000–60,000) s zkrokiem 1 ms

± 0,5% ± 25 ms

Czas zwłoki zadziałania górnej nastawy, (stopień 2) (0,000–60,000) s zkrokiem 1 ms

± 0,5% ± 25 ms

Nastawienie kasowania <105%



58 ABB

Tabela 36. Zabezpieczenie przed przeciążeniem cieplnym, jedna stała czasowa LPTTR


Prąd odniesienia (0-400)% IBase ± 1,0% Ir

Temperatura odniesienia (0-600)°C ± 1,0°C

Czas zadziałania:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 EN (Równanie 1)

I = rzeczywista mierzona wartośćprąduIp = prąd obciążenia przedpojawieniem się przeciążeniaIb = prąd bazowy, IBase

Stała czasowa t = (0–1000) minut IEC 60255-8, klasa 5 + 200 ms

Temperatura alarmowa (0-200)°C ± 2,0% poziomu wyzwalania ze względu nazgromadzoną ilość ciepła

Temperatura wyzwalania (0-600)°C ± 2,0% poziomu wyzwalania ze względu nazgromadzoną ilość ciepła

Temperatura poziomu kasowania (0-600)°C ± 2,0% poziomu wyzwalania ze względu nazgromadzoną ilość ciepła

Tabela 37. Lokalna rezerwa wyłącznikowa CCRBRF


Fazowy prąd zadziałania (5-200)% lBase ± 1,0% Ir przy I £ Ir± 1,0% I przy I > Ir

Nastawienie kasowania, prąd fazowy > 95% -

Prąd zadziałania dla kolejnościzerowej

(2-200)% lBase ± 1,0% Ir przy I £ Ir± 1,0% I przy I > Ir

Nastawienie kasowania, prądkolejności zerowej

> 95% -

Poziom prądu fazowego dla funkcjiblokady zestyków



Timery (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Minimalny czas wyłączenia dlawykrycia prądu

typowo 35 ms -

Minimalny czas kasowania dlawykrycia prądu

maksymalnie 10 ms -



ABB 59

Tabela 38. Lokalna rezerwa wyłącznikowa CSPRBRF


Fazowy prąd zadziałania (5-200)% lBase ± 1,0% Ir przy I £ Ir± 1,0% I przy I > Ir

Nastawienie kasowania, prąd fazowy > 95% -

Prąd zadziałania dla kolejnościzerowej


Nastawienie kasowania, prądkolejności zerowej

> 95% -

Poziom prądu fazowego dla funkcjiblokady zestyków



Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ±10 ms

Czas zadziałania układu detekcjiprądu

typowo 35 ms -

Czas kasowania układu detekcji prądu maksymalnie 10 ms -

Tabela 39. Zabezpieczenie węzła STBPTOC


Prąd zadziałania (1-2500)% IBase ± 1,0% Ir przy I £ Ir± 1,0% I przy I > Ir






Tabela 40. Zabezpieczenie przed niezgodnością biegunów CCRPLD


Wartość wyzwalająca, poziomasymetrii prądu

(0-100) % ± 1,0% Ir

Nastawienie kasowania >95% -

Opóźnienie czasowe (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms



60 ABB

Tabela 41. Kontrola przerwanych przewodów BRCPTOC


Minimalny prąd fazowy wymagany dlazadziałania

(5–100)% IBase 1.0% Ir

Wyłączanie przy prądzieniezrównoważenia

(50-90)% prądu maksymalnego ± 2.0% Ir

Timery (0,00-60.000) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas zadziałania dla funkcji wyzwalania typowo 35 ms -

Czas kasowania dla funkcji wyzwalania typowo 30 ms -

Krytyczny czas trwania impulsu typowo 15 ms -


Tabela 42. Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe/podmocowe GOPPDOP, GUPPDUP


Poziom mocy (0,0–500,0)% SBase 1,0% Sr przy S < Sr

± 1,0% S przy S > Sr1)

(1,0-2,0)% SBase < ± 50% wartości nastawy 2)

(2,0-10)% SBase < ± 20% wartości nastawy 3)

Kąt charakterystyki (-180,0–180,0) stopni 2 stopnie

Timery (0,010 - 6000,000) s ± 0,5% ± 25 ms

1) Dokładność obowiązuje dla 50 Hz. Przy 60 Hz obie dokładności są równe ±2,0%2) Dokładność obowiązuje dla 50 Hz. Przy 60 Hz dokładność wynosi -50/+100%3) Dokładność obowiązuje dla 50 Hz. Przy 60 Hz dokładność wynosi ±40%



ABB 61

Tabela 43. Funkcja zabezpieczenia nadprądowego oparta na składowych przeciwnych DNSPTOC


Prąd zadziałania (2,0 - 5000,0) % IBase ± 1,0% Ir przy I <Ir± 1,0% I przy I > Ir

Nastawienie kasowania > 95 % -

Poziom niskiego napięcia dla pamięci (0,0 - 5,0) % UBase < ± 0,5% Ur

Kąt charakterystyki przekaźnika (-180–180) stopni ± 2,0 stopnie

Kąt charakterystyki przekaźnika (1–90) stopni ± 2,0 stopnie

Timery (0,00–6000,00) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas zadziałania, zabezpieczeniebezkierunkowe



-

Czas kasowania, bezkierunkowy typowo 40 ms przy 2 do 0 x Inast -

Czas zadziałania, zabezpieczeniekierunkowe



-

Czas kasowania, zabezpieczeniekierunkowe


Krytyczny czas trwania impulsu typowo 10 ms przy 0 do 2 x Inast


-





62 ABB

Zabezpieczenie napięciowe

Tabela 44. Dwustopniowe zabezpieczenie podnapięciowe UV2PTUV


Napięcie zadziałania, stopień dolny igórny

(1–100)% UBase ± 0.5% Ur

Nastawienie kasowania <105% -

Charakterystyki czasowo zależne dlastopnia dolnego i górnego, patrztabela 88

- Patrz tabela 88

Zwłoka dla charakterystyki czasowoniezależnej, stopień 1

(0,00–6000,00) s ± 0,5% ± 25 ms

Zwłoki dla charakterystyki czasowoniezależnej, stopień 2

(0,000–60,000) s ± 0,5% ±25 ms


(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas wyłączania, funkcja wyzwalania typowo 30 ms przy 2 do 0.5 x Unast -

Czas kasowania, funkcja wyzwalania typowo 40 ms przy 0.5 do 2 x Unast -

Krytyczny czas trwania impulsu typowo 10 ms przy 2 do 0 x Unast -


Tabela 45. Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięciowe OV2PTOV

Function Zakres wartości Dokładność

Napięcie zadziałania, stopień dolny igórny

(1-200)% UBase ± 0.5% Ur przy U < Ur

± 0.5% U przy U > Ur



- Patrz tabela 87

Zwłoka dla charakterystyki czasowoniezależnej, stopień 1

(0,00 - 6000,00) s ± 0,5% ± 25 ms

Zwłoki dla charakterystyki czasowoniezależnej, stopień 2

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms


(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas wyłączania, funkcja wyzwalania typowo 30 ms przy 0 do 2 x Unast -

Czas kasowania, funkcja wyzwalania typowo40 ms przy 2 do 0 x Unast -





ABB 63

Tabela 46. Dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięciowe napięcia kolejności zerowej OV2PTOV


Napięcie zadziałania, stopień 1 (1-200)% UBase ± 0.5% Ur przy U < Ur


Napięcie zadziałania, stopień 2 (1–100)% UBase ± 0.5% Ur przy U < Ur




- Patrz tabela 89

Nastawy dla charakterystykizwłocznej, stopień 1

(0,00–6000,00) s ± 0,5% ± 25 ms

Nastawy dla charakterystykizwłocznej, stopień 2

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Minimalny czas wyłączenia dlastopnia 1, charakterystyka zależna

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas wyłączania, funkcja wyzwalania typowo 30 ms przy 0 do 2 x Unast -

Czas kasowania, funkcja wyzwalania typowo40 ms przy 2 do 0 x Unast -



Tabela 47. Kontrola zaniku napięcia LOVPTUV


Napięcie zadziałania (0–100)% UBase ± 0,5% Ur


Timer impulsowy (0,050–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms



64 ABB

Zabezpieczenie częstotliwościowe

Tabela 48. Zabezpieczenie podczęstotliwościowe SAPTUF


Wartość pobudzenia, funkcja wyzwalania (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Wartość pobudzenia, przywracanieczęstotliwości

(45 - 65) Hz ± 2,0 mHz

Czas wyłączania, funkcja wyzwalania Przy 50 Hz: typowo 200 ms przy fnast +0,5 Hzdo fnast -0,5 HzPrzy 60 Hz: typowo 170 ms przy fnast +0,5 Hzdo fnast -0,5 Hz

-

Czas kasowania, funkcja wyzwalania Przy 50 Hz: typowo 60 ms przy fnast -0,5 Hzdo fnast +0,5 HzPrzy 60 Hz: typowo 50 ms przy fnast -0,5 Hzdo fnast +0,5 Hz

-

Opóźnienie czasu zadziałania (0,000-60,000) s <250 ms

Opóźnienie czasu przywracania (0,000-60,000)s <150 ms

Tabela 49. Zabezpieczenie nadczęstotliwościowe SAPTOF


Wartość pobudzenia, funkcja wyzwalania (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz przysymetrycznymnapięciu trójfazowym

Czas wyłączania, funkcja wyzwalania Przy 50 Hz: typowo 200 ms przy fset -0,5 Hzdo fset +0,5 HzPrzy 60 Hz: typowo 170 ms przy fset -0,5 Hzdo fset +0,5 Hz

-

Czas kasowania, funkcja wyzwalania Przy 50 i 60 Hz: typowo 55 ms przy fset +0,5Hz do fset-0,5 Hz

-

Timer (0,000-60,000)s <250 ms

Tabela 50. Zabezpieczenie częstotliwościowe zależne od szybkości zmian częstotliwości SAPFRC


Wartość pobudzenia, funkcja wyzwalania (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Wartość pobudzenia, przywracanieczęstotliwości

(45,00 - 65,00) Hz ± 2,0 mHz

Timery (0,000 - 60,000) s <130 ms

Czas wyłączania, funkcja wyzwalania Przy 50 Hz: typowo 100 msPrzy 60 Hz: typowo 80 ms

-



ABB 65

Nadzór nad obwodami wtórnymi

Tabela 51. Nadzór nad obwodem prądowym CCSRDIF


Prąd zadziałania (5–200)% Ir ± 10,0% Ir przy I £ Ir± 10,0% I przy I > Ir

Prąd blokady (5-500)% Ir ± 5,0% Ir przy I £ Ir± 5,0% of I przy I > Ir

Tabela 52. Kontrola awarii bezpieczników SDDRFUF


Napięcie pobudzenia, kolejność zerowa (1-100)% Ubase ± 1,0% Ur

Prąd pobudzenia, kolejność zerowa (1–100)% IBase ± 1,0% Ir

Napięcie pobudzenia, kolejność przeciwna (1–100)% UBase ± 0.5% Ur

Prąd pobudzenia, kolejność przeciwna (1–100)% IBase ± 1,0% Ir

Poziom pobudzenia zmiany napięcia (1–100)% UBase ± 5,0% Ur

Poziom pobudzenia zmiany prądu (1–100)% IBase ± 5,0% of Ir

Napięcie fazowe zadziałania (1-100)% UBase ± 0,5% Ur

Fazowy prąd zadziałania (1–100)% Ibase ± 1,0% Ir

Napięcie fazowe zadziałania układu detekcjibraku napięcia

(1-100)% UBase ± 0,5% Ur

Fazowy prąd zadziałania układu detekcjibraku napięcia

(1–100)% Ibase ± 1,0% Ir

Tabela 53. Monitoring zamykania/wyzwalania wyłącznika TCSSCBR


Opóźnienie czasu zadziałania (0,020 - 300,000) s ± 0,5% ± 110 ms



66 ABB

Sterowanie

Tabela 54. Synchronizacja, kontrola synchronizmui kontrola zasilania SESRSYN


Przesunięcie fazy, jlinia - jszyna (-180 do 180) stopni -

Stosunek napięć, Uszyna/Ulinia 0,2 do 5,0 -

Graniczna różnica częstotliwości pomiędzyszyną a linią

(0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Graniczna różnica kąta fazowego pomiędzyszyną a linią

(5,0-90,0) stopni ± 2,0 stopnie

Graniczna różnica napięć pomiędzy szyną alinią

± 0.5% Ur

Wyjście opóźnione czasowo dla kontrolisynchronizacji

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Opóźnienie czasowe dla kontroli zasilania (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas zamykania wyłącznika (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Tabela 55. Układ SPZ SMBRREC


Liczba cykli SPZ 1 - 5 -

Czas otwierania SPZ:cykl 1 - t1 3 fazy

(0,000-60,000) s

± 0,5% ± 25 ms

cykl 2 - t2 3 fazycykl 3 - t3 3 fazycykl 4 - t4 3 fazycykl 5 - t5 3 fazy

(0,00-6000,00) s

Maksymalny czas oczekiwania układu SPZ dla celówsynchronizacji

(0,00-6000,00) s

Maksymalny czas trwania impulsu wyzwalającego (0,000-60,000) s

Czas kasowania wstrzymania (0,000-60,000) s

Czas kasowania (0,00-6000,00) s

Minimalny odstęp czasu pomiędzy chwilą zamknięciawyłącznika a momentem gotowości układu SPZ do cyklu SPZ

(0,00-6000,00) s

Czas trwania kontroli stanu wyłącznika przed ustaleniemniepowodzenia operacji

(0,00-6000,00) s

Oczekiwanie na przekaźnik nadrzędny (0,00-6000,00) s

Czas oczekiwania od chwili otrzymania polecenia zamknięciado rozpoczęcia kolejnego cyklu

(0,000-60,000) s



ABB 67

Tabela 56. Układ SPZ STBRREC


Liczba cykli SPZ 1-5 -

Czas otwierania SPZ: Cykl 1 - t1 3 fazyCykl 1 - t1 1 faza

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

cykl 2 - t2 3 fazycykl 3 - t3 3 fazycykl 4 - t4 3 fazycykl 5 - t5 3 fazy

(0,00–6000,00) s

Maksymalny czas oczekiwaniaukładu SPZ dla celów synchronizacji

(0,00–6000,00) s

Wydłużenie czasu otwierania dladługiego czasu wyłączania

(0,000–60,000) s

Maksymalny czas trwania impulsuwyzwalającego

(0,000–60,000) s

Czas kasowania wstrzymania (0,000–60,000) s

Czas kasowania (0,00–6000,00) s

Minimalny odstęp czasu pomiędzychwilą zamknięcia wyłącznika amomentem gotowości układu SPZ docyklu SPZ

(0,00–6000,00) s

Czas trwania kontroli stanuwyłącznika przed ustaleniemniepowodzenia operacji

(0,00–6000,00) s

Oczekiwanie na przekaźniknadrzędny

(0,00–6000,00) s

Czas oczekiwania od chwiliotrzymania komendy zamknięcia dorozpoczęcia kolejnego cyklu

(0,000–60,000) s



68 ABB

Schematy komunikacji

Tabela 57. Funkcje logiczne schematu komunikacji dla zabezpieczenia odległościowego lub nadprądowego ZCPSCH


Typ schematu OffIntertripPermissive URPermissive ORBlocking

-

Czas koordynacji dla schematublokady

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Minimalny czas trwania sygnałuprzesyłanego za pośrednictwemnośnika

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Timer bezpieczeństwa dla układuwykrycia zaniku sygnału dozoru

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tryb pracy funkcji logicznychodblokowania

WyłączoneBez restartuRestart

-

Tabela 58. Logika odwrócenia kierunku prądu i słabego źródła w zabezpieczeniu odległościowym ZCRWPSCH


Operating mode of WEI logic WyłączoneEchoEcho i wyłączenie

-

Poziom wykrycia napięciamiędzyfazowego

(10-90)% UBase ± 0.5% Ur


Minimalny czas wyłączenia dlalogiki odwrócenia kierunku prądu

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Opóźnienie dla logiki odwróceniakierunku prądu

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Czas koordynacji dla logikisłabego źródła

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms



ABB 69

Tabela 59. Logika odwrócenia kierunku prądu i słabego źródła w zabezpieczeniu odległościowym ZCWSPSCH


Tryb pracy funkcji logicznychzasilania od strony słabego źródła

WyłączoneEchoEcho i wyłączenie

-

Poziom wykrycia napięcia faza-przewód zerowy

(10-90)% UBase ± 0,5% Ur


Czas zadziałania dla logikiodwrócenia kierunku prądu

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms


(0,00–6000,00) s ± 0,5% ± 10 ms

Czas koordynacji dla logiki słabegoźródła

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabela 60. Funkcja logiki przyspieszającej ZCLCPLAL


Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabela 61. Logika schematu komunikacji dla zabezpieczenia nadprądowego kolejności zerowej ECPSCH


Typ schematu WyłączoneWzajemne wyłączanieZezwalająca strefa normalnaZezwalająca strefa wydłużonaBlokada

-

Czas koordynacji dla schematukomunikacji

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Minimalny czas trwania sygnałuprzesyłanego

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Timer bezpieczeństwa dla układuwykrycia zaniku nośnika

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms



70 ABB

Tabela 62. Logika odwrócenia kierunku prądu i słabego źródła w zabezpieczeniu nadmiarowo-prądowymkolejności zerowej ECRWPSCH


Tryb pracy funkcji logicznychzasilania od strony słabego źródła

WyłączoneEchoEcho i wyłączenie

-

Napięcie zadziałania 3Uo dlawyłączenia przy zasilaniu odstrony słabego źródła

(5-70)% UBase ± 1.0% Ur

Czas zadziałania dla logikiodwrócenia kierunku prądu

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms


(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Czas koordynacji dla logikisłabego źródła

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Funkcje logiczne

Tabela 63. Logika wyłączania SMPPTRC

Funkcja Zakres lub wartość Accuracy

Wyłączanie 3-fazowe -

Timery (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabela 64. Logika wyłączenia SPTPTRC


Wyłączanie 3-fazowe, 1/3-fazowe -

Timery (0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Tabela 65. Konfigurowalne bloki logiczne

Blok logiczny Liczba bloków o cyklu: Zakres lub wartość Dokładność

5 ms 20 ms 100 ms

AND 60 60 160 - -

OR 60 60 160 - -

XOR 10 10 20 - -

INVERTER 30 30 80 - -

SRMEMORY 10 10 20 - -

RSMEMORY 10 10 20 - -

GATE 10 10 20 - -

PULSETIMER 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5% ± 25 ms

TIMERSET 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5% ± 25 ms

LOOPDELAY 10 10 20



ABB 71

Funkcje monitorowania

Tabela 66. Pomiary CVMMXN


Napięcie (0,1-1,5) ×Ur ± 0,5% Ur przy UΏUr

± 0,5% przy U przy U > Ur

Prąd załączony (0,2-4,0) × Ir ± 0.5% of Ir przy I Ώ Ir± 0,5% I przy I > Ir

Moc czynna, P 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir± 1,0% Sr przy S ≤ Sr


1)

Moc bierna, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir± 1,0% Sr przy S ≤ Sr


1)

Moc pozorna, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir± 1,0% Sr przy S ≤ Sr


Moc pozorna, S Nastawytrójfazowe

cos fi = 1 ± 0,5% S przy S > Sr

± 0,5% Sr przy S ≤ Sr

Współczynnik mocy, cos (φ) 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir< 0,02 2)

1) Dokładność obowiązuje dla 50 Hz. Przy 60 Hz obie dokładności są równe ±2,0%2) Dokładność obowiązuje dla 50 Hz. Przy 60 Hz dokładność jest <0,04.

Tabela 67. Licznik zdarzeń CNTGGIO


Stan licznika 0-10000 -

Maksymalna szybkość zliczania 10 impulsów/s -



72 ABB

Tabela 68. Raport o zakłóceniach DRPRDRE


Zapis prądu - ± 1,0% Ir przy I ≤ Ir± 1,0% I przy I > Ir

Zapis napięcia - ± 1,0% Ur przy U ≤ Ur


Czas rejestracji przed awarią (0,05–3.00) s -

Czas rejestracji po awarii (0,1–10,0) s -

Czas graniczny (0,5–8.0) s -

Maksymalna liczba zapisów 100, zasada „pierwszy nawejściu – pierwszy na wyjściu”(FIFO)

-

Rozdzielczość znaczników czasu 1 ms Patrz: synchronizacjaczasu, dane techniczne

Maksymalna liczba wejść analogowych 30 + 10 (zewnętrzne +wyznaczone wewnętrznie)

-

Maksymalna liczba wejść binarnych 96 -

Maksymalna liczba fazorów zapisywanych wrejestratorze wartości przy wyłączeniu

30 -

Maksymalna liczba wskaźników w raporcie ozakłóceniach

96 -

Maksymalna liczba zdarzeń w zapisie zdarzeń najeden zapis

150 -

Maksymalna liczba zdarzeń na liście zdarzeń 1000, zasada „pierwszy nawejściu – pierwszy na wyjściu”(FIFO)

-

Maksymalny całkowity czas zapisu (czas zapisu 3,4 srazy maksymalna liczba kanałów, wartość typowa)

340 sekund (100 zapisów) przy50 Hz, 280 sekund (80 zapisów)przy 60 Hz

-

Częstotliwość próbkowania 1 kHz przy 50 Hz1,2 kHz przy 60 Hz

-

Pasmo zapisu (5-300) Hz -



ABB 73

Tabela 69. Lokalizacja zwarć LMBRFLO


Zasięg reaktancyjny irezystancyjny

(0,001–1500,000) Ω/fazę dokładność statyczna ± 2,0%± 2,0% wartości kąta w stopniach - statycznadokładność kątowaWarunki:Zakres napięcia: (0,1-1,1) x Ur

Zakres prądu: (0,5–30) x Ir

Wybór faz Zgodnie z sygnałami wejściowymi -

Maksymalna liczba lokalizacjizwarć

100 -

Tabela 70. Lista zdarzeń DRPRDRE

Funkcja Wartość

Pojemność bufora Maksymalna liczba zdarzeń na liściezdarzeń

1000

Rozdzielczość 1 ms

Dokładność W zależności od synchronizacji czasu

Tabela 71. Wskaźniki DRPRDRE

Funkcja Wartość

Pojemność bufora Maksymalna liczba wskaźników prezentowana dlapojedynczego zakłócenia

96

Maksymalna liczba zapisanych zakłóceń 100

Tabela 72. Rejestrator zdarzeń DRPRDRE

Funkcja Wartość

Pojemność bufora Maksymalna liczba zdarzeń w raporcie o zakłóceniach 150

Maksymalna liczba raportów o zakłóceniach 100

Rozdzielczość 1 ms

Dokładność W zależności odsynchronizacji czasu

Tabela 73. Rejestrator wartości przy wyłączeniu DRPRDRE

Funkcja Wartość

Pojemność bufora

Maksymalna liczba wejść analogowych 30




74 ABB

Tabela 74. Rejestrator zakłóceń DRPRDRE

Funkcja Wartość

Pojemność bufora Maksymalna liczba wejść analogowych 40

Maksymalna liczba wejść binarnych 96


Maksymalny całkowity czas zapisu (czas zapisu 3,4 s razy maksymalnaliczba kanałów, wartość typowa)

340 sekund (100 zapisów) przy 50 Hz280 sekund (80 zapisów) przy 60 Hz

Tabela 75. Nadzór baterii stacyjnej SPVNZBAT


Dolna wartość graniczna napięcia nazaciskach baterii

(60-140) % Ubat ± 1,0% nastawy napięcia akumulatora

Nastawienie kasowania, dolnagranica

<105% -

Górna wartość graniczna napięcia nazaciskach baterii

(60-140) % Ubat ± 1,0% nastawy napięcia akumulatora

Nastawienie kasowania, górnagranica

>95 % -

Timery (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 110 ms

Tabela 76. Funkcja monitorowania gazu izolacyjnego SSIMG


Alarm ciśnieniowy 0,00-25,00 -

Wyłączenie ciśnieniowe 0,00-25,00 -

Alarm temperaturowy -40,00-200,00 -

Wyłączenie temperaturowe -40,00-200,00 -

Timery (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 110 ms

Tabela 77. Funkcja monitorowania cieczy izolacyjnej SSIML


Alarm, poziom oleju 0,00-25,00 -

Wyłączenie, poziom oleju 0,00-25,00 -

Alarm temperaturowy -40,00-200,00 -

Wyłączenie temperaturowe -40,00-200,00 -

Timery (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 110 ms



ABB 75

Tabela 78. Monitoring stanu wyłącznika SSCBR


Poziomy alarmowe dla czasuprzemieszczania styków przyotwieraniu i zamykaniu

(0-200) ms ± 0,5% ± 25 ms

Poziom alarmu dla liczby operacji (0 - 9999) -

Nastawa alarmu dla czasuzazbrajania sprężyn

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Zwłoka czasowa dla alarmuspowodowanego ciśnieniem gazu

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Zwłoka czasowa dla wyłączeniaspowodowanego ciśnieniem gazu

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Pomiar energii

Tabela 79. Licznik impulsów PCGGIO


Cykl raportowania stanulicznika

(1–3600) s -

Tabela 80. Funkcja obliczania energii i zarządzania zapotrzebowaniem ETPMMTR


Pomiar energii MWh Eksport/Import, MVArhEksport/Import

Wejście z bloku MMXU Brak dodatkowegobłędu przy stałym obciążeniu

SprzętUrządzenie IED

Tabela 81. Stopień ochrony urządzenia IED przy montażu wpuszczanym

Opis Wartość

Strona przednia IP 40

Strona tylna, zaciski przyłączeniowe IP 20

Tabela 82. Stopień ochrony interfejsu lokalnego LHMI

Opis Wartość

Przód i boki IP 42

Wymiary



76 ABB

Tabela 83. Wymiary

Opis Wartość

Szerokość 220 mm

Wysokość 265,9 mm (6U)

Głębokość 249,5 mm

Masa modułu <10 kg (6U)

Masa interfejsu LHMI 1,3 kg (6U)

Charakterystyki czasowe zależne

Tabela 84. Charakterystyka czasowa zależna wg ANSI


Charakterystyka zadziałania:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 EN

I = Imierzony/Inast.

k = (0,05–999) z krokiem 0,01, jeżeli nieustalono inaczej

-

Charakterystyka Extremely Inverse(skrajnie zależna) wg ANSI

A=28,2, B=0,1217, P=2,0 ANSI/IEEE C37.112,klasa 5 + 40 ms

Charakterystyka Very Inverse (bardzozależna) wg ANSI

A=19,61, B=0,491, P=2,0

Charakterystyka Normal Inverse(normalnie zależna) wg ANSI

A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

Charakterystyka Moderately Inverse(umiarkowanie zależna) wg ANSI

A=0,0515, B=0,1140, P=0,02

Charakterystyka Long Time ExtremelyInverse (zwłoczna skrajnie zależna) wgANSI

A=64,07, B=0,250, P=2,0

Charakterystyka Long Time Very Inverse(zwłoczna bardzo zależna) wg ANSI

A=28,55, B=0,712, P=2,0

Charakterystyka Long Time Inverse(zwłoczna zależna) wg ANSI

k=(0,05-999) z krokiem 0,01A=0,086, B=0,185, P=0,02



ABB 77

Tabela 85. Charakterystyki czasowe zależne wg IEC


Charakterystyka zadziałania:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I



k = (0,05-999) z krokiem 0,01 -

Charakterystyka Normal Inverse(normalnie zależna) wg IEC

A=0,14, P=0,02 IEC 60255-151, klasa 5 +40 ms

Charakterystyka Very Inverse (bardzozależna) wg IEC

A=13,5, P=1,0

Charakterystyka zależna wg IEC A=0,14, P=0,02

Charakterystyka Extremely inverse(skrajnie zależna) wg IEC

A=80,0, P=2,0

Charakterystyka Short time inverse(krótkoczasowa zależna) wg IEC

A=0,05, P=0,04

Charakterystyka Long Time Inverse(zwłoczna zależna) wg IEC

A=120, P=1,0

Tabela 86. Charakterystyki czasowe zależne typu RI i RD


Charakterystyka odwrotna zależna typu RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 EN


k = (0,05-999) z krokiem 0,01 IEC 60255-151, klasa 5 +40 ms

Charakterystyka odwrotna zależnalogarytmiczna typu RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



k = (0,05-999) z krokiem 0,01 IEC 60255-151, klasa 5 +40 ms



78 ABB

Tabela 87. Charakterystyki odwrotne czasowo zależne dla zabezpieczenia nadnapięciowego


Krzywa typu A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Unast.

U=Umierzone

k = (0,05–1,10) z krokiem 0,01, jeżelinie ustalono inaczej

Klasa 5 +40 ms

Krzywa typu B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Krzywa typu C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Tabela 88. Charakterystyki odwrotne czasowo zależne dla zabezpieczenia podnapięciowego


Krzywa typu A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

UEQUATION1431-SMALL V1 EN

U< = Unast.

U=UVmierzone


Klasa 5 +40 ms

Krzywa typu B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Unast.

U=Umierzone




ABB 79

Tabela 89. Charakterystyki odwrotne czasowo zależne dla zabezpieczenia nadnapięciowego kolejności zerowej


Krzywa typu A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Unast.

U=Umierzone

k = (0,05–1,10) z krokiem0,01

Klasa 5 +40 ms

Krzywa typu B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05–1,10) z krokiem0,01

Krzywa typu C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05–1,10) z krokiem0,01



80 ABB

20. Zamawianie

WskazówkiAby uniknąć problemów przy realizacji zamówienia, należy uważnie przeczytać poniższe zasady i postępowaćzgodnie z nimi.Przy określaniu funkcji, jakie mają być dołączone dla danej aplikacji, prosimy o korzystanie z tabeli dostępnych funkcji.

Aby uzyskać kompletny kod identyfikacyjny, należy połączyć ze sobą kody z poszczególnych tabel w sposóbpokazany na poniższym przykładzie.

Przykładowy kod: REL650*1.1-A01X00-X00-B1A5-B-A-SA-AB1-RA3-AAXX-E. Znaczenie kodów na poszczególnychpozycjach #1-11 oznaczanych jako REL650*1-2 2-3-4 4-5-6-7 7-8 8-9 9-10 10 10 10-11

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 - 10 - 11

REL650* - - - - - - - - -

Po

zycj

a

OPROGRAMOWANIE #1 Uwagi i zasady

Numer wersji

Nr wersji 1.1

Wybór dla pozycji #1. 1.1

Warianty konfiguracji #2 Uwagi i zasady

Pojedynczy wyłącznik, wyłączenie 3-fazowe,charakterystyka czworobokowa, IEC

A01

Pojedynczy wyłącznik, wyłączenie 3-fazowe,charakterystyka mho, IEC

A05

Pojedynczy wyłącznik, wyłączenie 1-fazowe, IEC A11

Konfiguracja narzędzia ACT

Standardowa konfiguracja ABB X00

Wybór dla pozycji #2. X00

Opcje oprogramowania #3 Uwagi i zasady

Brak opcji X00

Wybór dla pozycji #3 X00

Podstawowy język interfejsu HMI #4 Uwagi i zasady

Angielski IEC B1

Wybór dla pozycji #4.

Dodatkowy język interfejsu HMI #4

Brak dodatkowego języka interfejsu HMI X0

Chiński A5

Wybór dla pozycji #4. B1



ABB 81

Obudowa #5 Uwagi i zasady

Obudowa do montażu na ramie, 6 U 1/2 x 19" B

Wybór dla pozycji #5. B

Akcesoria montażowe dla stopnia ochrony IP40 od stronyprzedniej

#6 Uwagi i zasady

Brak zestawu montażowego X

Zestaw do montażu na ramie, 6 U 1/2 x 19" A

Zestaw do montażu naściennego, 6U 1/2 x 19" D

Zestaw do montażu wpuszczanego, 6U 1/2 x 19" E

Wspornik instalacyjny do montażu naściennego, 6U 1/2 x 19” G


Typ złącza dla modułów: zasilania, wejść/wyjść ikomunikacyjnego

#7 Uwagi i zasady

Złącza typu zaciskanego S

Zaciski oczkowe R

Zasilanie

Pozycja gniazda:

pPSM

100-240 V AC, 110-250 V DC, 9BO (wyjść binarnych) A

48-125 V DC, 9BO (wyjść binarnych) B


Interfejs człowiek-maszyna #8 Uwagi i zasady

Lokalny interfejs człowiek-maszyna, OL3000, IEC6U 1/2 x 19”, Wersja podstawowa

A

Oddzielny interfejs LHMI

Brak możliwości oddzielnego montażu interfejsuLHMI

X0

Oddzielny montaż interfejsu LHMI z kablem Ethernet1 m

B1


B2


B3


B4


B5

Wybór dla pozycji #8. A



82 ABB

Typ złącza dla modułów analogowych #9 Uwagi i zasady

Złącza typu zaciskanego S

Zaciski oczkowe R

System analogowy

Pozycja gniazda: p2

Moduł transformatora, 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U,100/220 V

A3

Wybór dla pozycji #9. A3

Moduł wejść/wyjść binarnych #10 Uwagi i zasady

Pozycja gniazda (widok od strony tylnej) p3 p4 p5 p6

Gniazda dostępne w obudowie 1/2

Brak płyty w gnieździe X X

Moduł wejść/wyjść binarnych 9BI, 3 NOwyzwalające, 5 NO sygnałowych, 1 Z/Osygnałowe

A A A A

Wybór dla pozycji #10. A A

Moduł komunikacji i przetwarzania #11 Uwagi i zasady

Pozycja gniazda (widok od strony tylnej)pC

OM

14BI, IRIG-B, Ethernet, złącze optyczne LC, ST B

Wybór dla pozycji #11. B

Akcesoria

Zestaw do montażu w stojakach, 2 x 6U 1/2 x 19" Ilość: 1KHL400240R0001

Narzędzia do konfiguracji i monitorowania

Kabel do połączenia między interfejsem HMI a komputerem PC Ilość: 1MRK 001 665-CA

Specjalny papier do etykiet diod LED, format A4, 1 szt. Ilość: 1MRK 002 038-CA

Specjalny papier do etykiet diod LED, format Letter, 1 szt. Ilość: 1MRK 002 038-DA



ABB 83

Podręczniki

Uwaga: Jedna (1) płyta CD IED Connect zawierająca dokumentację użytkownika (Podręcznik obsługi,Podręcznik techniczny, Podręcznik uruchomienia, Podręcznik zastosowania, Podręcznik protokołukomunikacyjnego DNP, Podręcznik protokołu komunikacyjnego IEC61850, Podręcznik protokołukomunikacyjnego IEC60870-5-103, Świadectwo badań typu, Podręcznik inżynieryjny i Podręcznik Pointlist dla protokołu DNP3, pakiety zapewnienia dołączalności oraz domyślne etykiety diod LED) jestzawsze dołączana do każdego urządzenia IED.

Zasada: W specyfikacji zamówienia należy wyszczególnić liczbędodatkowo wymaganych płyt CD IED Connect

Dokumentacja użytkownika Ilość: 1MRK 003 500-AA

Zasada: W specyfikacji zamówienia należy wyszczególnićwymaganą liczbę podręczników w wersji drukowanej

Podręcznik eksploatacyjny IEC Ilość: 1MRK 500 093-UEN

Podręcznik techniczny IEC Ilość: 1MRK 506 326-UEN

Podręcznik uruchomienia IEC Ilość: 1MRK 506 327-UEN

Podręcznik zastosowania IEC Ilość: 1MRK 506 325-UEN

Podręcznik protokołu komunikacyjnego DNP3 IEC Ilość: 1MRK 511 241-UEN

Podręcznik protokołu komunikacyjnego IEC 61850 IEC Ilość: 1MRK 511 242-UEN

Podręcznik protokołu komunikacyjnego IEC 60870-5-103 IEC Ilość: 1MRK 511 243-UEN

Podręcznik inżynieryjny IEC Ilość: 1MRK 511 245-UEN

Podręcznik instalacji IEC Ilość: 1MRK 514 014-UEN

Podręcznik Point list DNP3 IEC Ilość: 1MRK 511 244-UEN



84 ABB

Informacje referencyjne

Będziemy wdzięczni za podanie następujących danych na temat zastosowania dla celów referencyjnych istatystycznych naszej firmy:

Kraj: Użytkownik końcowy:

Nazwa stacji: Poziom napięcia: kV

Dokumenty powiązane

Dokumenty powiązane z urządzeniem REL650 Numer identyfikacyjny

Podręcznik zastosowania 1MRK 506 325-UEN

Podręcznik techniczny 1MRK 506 326-UEN

Podręcznik uruchomienia 1MRK 506 327-UEN

Skonfigurowany Podręcznik produktu 1MRK 506 328-BEN

Świadectwo badań typu 1MRK 506 328-TEN

Podręczniki dla serii 650 Numer identyfikacyjny

Podręcznik protokołu komunikacyjnego DNP3 1MRK 511 241-UEN

Podręcznik protokołu komunikacyjnego IEC 61850 1MRK 511 242-UEN

Podręcznik protokołu komunikacyjnego IEC 60870-5-103 1MRK 511 243-UEN

Podręcznik lista sygnałów DNP3 1MRK 511 244-UEN

Podręcznik inżynieryjny 1MRK 511 245-UEN

Podręcznik eksploatacyjny 1MRK 500 093-UEN

Podręcznik instalacji 1MRK 514 014-UEN



ABB 85

Więcej informacji

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SzwecjaTelefon +46 (0) 21 32 50 00Faks +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

ABB Sp. z o.o.ul. Żegańska 104-713 Warszawa, PolskaTelefon +48 609 44 60 23Faks +48 22 220 20 32

www.abb.pl

1MR

K 5

06 3

28-B

PL

-©

Pra

wa

Aut

orsk

ie 2

012

AB

B. W

szel

kie

praw

a za

strz

eżon

e.

Seria 650 Relion Zabezpieczenie odległościowe linii REL650 … · 2018-05-10 · proste i szybkie...

Documents

Transcript of Seria 650 Relion Zabezpieczenie odległościowe linii REL650 … · 2018-05-10 · proste i szybkie...