Zabezpieczenie generatora i połączenia REG615 Katalog produktów · 2018. 5. 9. · 1. Opis...

Urządzenia serii Relion® 615

Zabezpieczenie generatora i połączeniaREG615Katalog produktów

Zawartość

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

2. Standardowe konfiguracje.............................................. 3

3. Funkcje zabezpieczeniowe............................................. 9

4. Zastosowanie................................................................. 9

5. Rozwiązania obsługiwane przez ABB........................... 15

6. Sterowanie................................................................... 16

7. Pomiary........................................................................17

8. Jakość energii elektrycznej........................................... 17

9. Rejestrator zakłóceń..................................................... 17

10. Rejestr zdarzeń........................................................... 18

11. Zapisane dane.............................................................18

12. Monitorowanie warunków pracy .................................19

13. Nadzór obwodu wyłączania.........................................19

14. Samokontrola..............................................................19

15. Nadzór uszkodzenia bezpiecznika...............................20

16. Kontrola dostępu.........................................................20

17. Wejścia i wyjścia..........................................................20

18. Komunikacja na poziomie stacji...................................22

19. Dane techniczne..........................................................28

20. LHMI – Lokalny Interfejs HMI....................................... 65

21. Metody montażu......................................................... 66

22. Obudowa przekaźnika i jednostka wsuwana............... 66

23. Dane dotyczące wyboru urządzenia i składaniazamówień....................................................................66

24. Akcesoria i dane dotyczące zamawiania......................67

25. Narzędzia.................................................................... 68

26. Cyberbezpieczeństwo................................................. 69

27. Schematy zacisków.....................................................70

28. Certyfikaty................................................................... 73

29. Materiały referencyjne..................................................73

30. Funkcje, kody i oznaczenia..........................................74

31. Historia zmian w dokumencie......................................79

Oświadczenie o zrzeczeniu się odpowiedzialności:

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

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

© Copyright 2016 ABB.

Wszelkie prawa zastrzeżone.

Znaki towarowe

ABB i Relion są zastrzeżonymi znakami towarowymi ABB Group. Pozostałe nazwy marek lub produktów wymienione w niniejszym dokumencie mogą być znakami

towarowymi lub zarejestrowanymi prawnie znakami towarowymi należącymi do ich posiadaczy.

Zabezpieczenie generatora i połączenia 1MRS758578 AREG615 Wersja produktu: 5.0 FP1

2 ABB

1. OpisREG615 to dedykowany przekaźnik zabezpieczeniowygeneratorów i połączeń, przeznaczony do różnych sytuacjiwytwarzania energii. REG615 jest dostępny w trzechstandardowych konfiguracjach oznaczonych jako A, C i D.Standardowa konfiguracja A jest przeznaczona dozabezpieczania połączeń, sterownia, pomiarów i nadzorupunktu wspólnego przyłączenia rozproszonej generacji energiido sieci zawodowych. Standardowe konfiguracje C i D sąprzeznaczone do zabezpieczania, sterowania, pomiarów inadzoru małych i średniej wielkości elektrowni stosujących olejnapędowy, elektrowniach hydroelektrycznych,elektrociepłowniach (EC) i elektrowniach parowych. Terminal

REG615 należy do rodziny produktów ABB o nazwie Relion®

oraz jest częścią serii 615, obejmującej terminalezabezpieczeniowe i sterujące. Przekaźniki zabezpieczenioweserii 615 charakteryzują się małymi rozmiarami oraz konstrukcjądzieloną umożliwiającą swobodne wyjmowanie.

Przebudowane od podstaw przekaźniki serii 615 zostałyzaprojektowane tak, aby w pełni wykorzystać potencjałstandardu IEC 61850 pod kątem komunikacji i współdziałaniaurządzeń automatyki stacyjnej. W momencie nadaniaprzekaźnikowi w konfiguracji standardowej nastaw właściwychdla określonej aplikacji może on być od razu przekazany doeksploatacji.

Przekaźnik zabezpieczeniowy generatora zapewnia głównezabezpieczenie małych generatorów mocy. Przekaźnikzabezpieczeniowy generatora jest również stosowany jakozabezpieczenie zapasowe dla generatorów średniej wielkości,dla których wymagany jest niezależny i nadmiarowy systemzabezpieczeń. Ten przekaźnik zabezpieczający połączeniazapewnia zgodne z IRiESP główne zabezpieczenie dopodłączenia rozproszonej generacji do sieci.

Przekaźniki serii 615 obsługują szereg protokołówkomunikacyjnych, w tym IEC 61850 z obsługą 2. wydania,magistralą procesową zgodnie z IEC 61850-9-2 LE, IEC

60870-5-103, Modbus® oraz DNP3. Protokół komunikacyjnyProfibus DPV1 jest obsługiwany poprzez zastosowaniekonwertera protokołów SPA-ZC 302.

2. Standardowe konfiguracjeTerminal REG615 jest dostępny w trzech alternatywnychkonfiguracjach standardowych. Standardowa konfiguracjasygnału może być modyfikowana przy użyciu macierzysygnałów lub opcjonalnej graficznej funkcjonalności aplikacjiMenedżera Zabezpieczeń i Sterowania PCM600. Ponadtofunkcjonalność konfigurowania aplikacji PCM600 umożliwiatworzenie wielowarstwowych funkcji logicznychwykorzystujących różne elementy logiki, w tym zegary iprzerzutniki bistabilne (ang. flip-flop). Poprzez łączenie funkcjizabezpieczeniowych przy użyciu bloków funkcjonalnychkonfiguracja przekaźnika może zostać dopasowana dospecyficznych wymagań użytkownika wynikających zzastosowania urządzenia.

Przekaźnik zabezpieczeniowy jest dostarczony fabrycznie zpołączeniami domyślnymi opisanymi na schematachfunkcjonalnych dla wejść binarnych, wyjść binarnych, połączeńfunkcja-funkcja oraz diod alarmowych LED. Częśćobsługiwanych funkcji w REG615 musi zostać dodana zapomocą Konfiguracji aplikacji dostępnej w macierzy sygnałów iw przekaźniku. Dodatni kierunek pomiarów kierunkowychfunkcji zabezpieczeniowych realizowany jest w kierunku szynyzbiorczej.

Zabezpieczenie generatora i połączenia 1MRS758578 AREG615 Wersja produktu: 5.0 FP1 Wydał: 2016-09-02

Korekta: A

ABB 3

Io>>51N-2

ARC50L/50NL

Uo>59G

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3I2f>68

I2>46

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I>>→67-2

3I>→67-1

TCSTCM

OPTSOPTM

2×MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

PRZEKAŹNIK ZABEZPIECZAJĄCY POŁĄCZENIE STANDARDOWA KONFIGURACJA

ZABEZPIECZENIE LOKALNY INTERFEJS HMI

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

IoIo

REG615 A

DOSTĘPNE RÓWNIEŻ

- Rejestratory zakłóceń i usterek- Rejestr zdarzeń i zarejestrowane dane- Moduł wyjściowy o dużej prędkości (opcjonalny)- Lokalny/zdalny przycisk w LHMI- Samokontrola- Synchronizacja czasu: IEEE 1588 v2,

SNTP, IRIG-B- Zarządzanie użytkownikami- Interfejs Web HMI

U2>47O-

U1<47U+

3I

3IUL1, L2, L3

Io

3×

Q>→, 3U<32Q, 27

P>/Q>32R/32O

2×

2×

Zadziałanieurządzenia nadrzędnegoPrzekaźnik blokady

94/86

Io>IEF→67NIEF

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

2×

2×

3U<27

3U>59

U<RT27RT

VS78V

f>/f<,df/dt81

2×

2×

2×2×

6×

3×

U12

Uo

U12

UL1, L2, L3

Io

2×RTD1×mA

MAPMAP

18×

3×

3×

2×

KOMUNIKACJA

Protokoły: IEC 61850-8-1/-9-2LE Modbus®

IEC 60870-5-103 DNP3Interfejsy: Ethernet: TX (RJ45), FX (LC) Szeregowe: Szeregowe światłowodowe (ST), RS-485, RS-232Protokoły redundancji: HSR PRP RSTP

MONITOROWANIE STANU I NADZÓR

ORAND

2×

Obiekt Sterow. 2) Wskaz. 3)

Wyłącznik

Odłącznik

ES1) Porównaj dostępność wejść/wyjść binarnych z dokumentacją technicznąFunkcja sterowania i wskazywania dla obiektu podstawowegoFunkcja wskazywania stanu dla obiektów podstawowych

2)

3)

STEROWANIE I WSKAZANIA 1) POMIAR

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Nadzór nad wartością limitu- Zapis profilu obciążenia- Pomiar RTD/mA (opcjonalnie)- Składowe symetryczne- Dostosowywanie do częstotliwości

4

5

Typy interfejsów analogowych 1)

Przekładnik prądowy

Przekładnik napięciowy1) Konwencjonalne wejścia przekładnikowe

1 -

2 3

1 2

SYNC25

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

PQM3IPQM3I

PQUUBPQVUB

UWAGI

Funkcja opcjonalna

Liczba stopni

Funkcja alternatywna określana podczas zamawiania

OR

Io/Uo

Wartość obliczona

3×

UL1, L2, L3

Io


94/86

GUID-608806E0-EC45-49E7-BBBB-3FD20DD5D84C V1 PL

Rysunek 1. Przegląd funkcji dla konfiguracji standardowej A


4 ABB

Uo

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

2×

Uo>59G

2×Io>>

51N-2G

TCSTCM

OPTSOPTM

2×

FUSEF60

CBCMCBCM

PRZEKAŹNIK ZABEZPIECZENIOWY GENERATORA


RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Io

REG615 C

DOSTĘPNE RÓWNIEŻ




KOMUNIKACJA



3I

UL1, L2, L3

Io


94/86

Uo

POMIAR


4

5




PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

PQM3IPQM3I

2×RTD1×mA

MAPMAP

18×

ORAND

dUo>/Uo3H27/59THD


94/86

U2>47O-

U1<47U+

3U<27

2× 2×2×

3U>59

f>/f<,df/dt81

2× 6×

U/f>24

3I

ARC50L/50NL

3I>>>50P/51P

3I2f>68

3I>/Io>BF51BF/51NBF

P>/Q>32R/32O

3×

3I>51P-1

3I>>51P-2

I2>M46M

X<40

P<32U

2×3×

3Ith>T/G/C49T/G/C

3I(U)>51V

Z<G21G

3×

∆IoIo

UL1, L2, L3

EXC.AVR

STEROWANIE I WSKAZANIA 1)

Obiekt Sterow. 2) Wskaz.3)

Wyłącznik

Odłącznik


2)

3)

1 -

2 3

1 2

UWAGI

Funkcja opcjonalna

Liczba stopni


OR

Io/Uo

Wartość obliczona

3×


94/86

3×2×

PQUUBPQVUB

2×

OOS78

STANDARDOWA KONFIGURACJA

GUID-1536B574-54F9-4C47-BD65-175410DFEE46 V2 PL

Rysunek 2. Przegląd funkcji dla konfiguracji standardowej C


ABB 5

STEROWANIE I WSKAZANIA 1)

Obiekt Sterow. 2) Wskaz. 3)

Wyłącznik

Odłącznik


2)

3)

1 -

2 3

1 2

SYNC25

U12

UL1, L2, L3

3dl>G87G

Uo>59G

2×

ARC50L/50NL

3I>>>50P/51P

3I2f>68

3I>/Io>BF51BF/51NBF

P>/Q>32R/32O

3×

3I>51P-1

3I>>51P-2

I2>M46M

X<40

P<32U

2×

3Ith>T/G/C49T/G/C

3I(U)>51V

Io>>51N-2

G

PRZEKAŹNIK ZABEZPIECZENIOWY GENERATORA


RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Io

UWAGI

Funkcja opcjonalna

Liczba stopni


OR

Io/Uo

Wartość obliczona

3×

REG615 D

DOSTĘPNE RÓWNIEŻ



TCSTCM

OPTSOPTM

2×

FUSEF60

CBCMCBCM


KOMUNIKACJA



3I

3I

UL1, L2, L3

Io


94/86

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

2×

U12

Uo

POMIAR


7

5




PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

PQM3IPQM3I

2×RTD1×mA

MAPMAP

18×

3×

ORAND

3I>→67-1

3I>>→67-2

U2>47O-

U1<47U+

3U<27

2× 2×2×

3U>59

f>/f<,df/dt81

2×

U/f>24

3I

∆Io

Io

UL1, L2, L3

EXC.AVR

2×


94/86


94/86

3×2×

PQUUBPQVUB

4×

2×

OOS78

STANDARDOWA KONFIGURACJA

GUID-309F67A9-5199-4215-95A7-7703EE262635 V2 PL

Rysunek 3. Przegląd funkcji dla konfiguracji standardowej D

Tabela 1. Standardowe konfiguracje

Opis Konfig.standard.

Zabezpieczenie połączenia dla rozproszonego wytwarzania energii A

Zabezpieczenie generatora ze 100% zabezpieczeniem ziemnozwarciowym stojana C

Zabezpieczenie generatora z zabezpieczeniem różnicowym i kierunkowym zabezpieczeniem nadprądowym generatora ikontrolą synchronizmu

D


6 ABB

Tabela 2. Obsługiwane funkcje

Funkcja IEC 61850 A C D

Zabezpieczenie Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopieńzabezpieczeniowy niski

PHLPTOC 1 1

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopieńzabezpieczeniowy wysoki

PHHPTOC 1 1

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopieńzabezpieczeniowy bezzwłoczny

PHIPTOC 1 1 1

Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopieńzabezpieczeniowy niski

DPHLPDOC 2 1 TR

Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopieńzabezpieczeniowy wysoki

DPHHPDOC 1 1 TR

Trójfazowe zabezpieczenie nadprądowe zależne od napięcia PHPVOC 1 1Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopieńzabezpieczeniowy wysoki

EFHPTOC 1 1 1

Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień zabezpieczeniowyniski

DEFLPDEF 2 2 2

Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień zabezpieczeniowywysoki

DEFHPDEF 1 1 1

Zabezpieczenie od zwarć doziemnych przejściowych/przemijających INTRPTEF 1 1)

Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej NSPTOC 2 Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej dla maszyn MNSPTOC 2 2Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej resztkowej ROVPTOV 2 2 2Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe PHPTUV 2 2 2Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe PHPTOV 2 2 2Zabezpieczenie podnapięciowe składowej zgodnej PSPTUV 2 2 2Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej przeciwnej NSPTOV 2 2 2Zabezpieczenie częstotliwościowe FRPFRQ 6 6 4Zabezpieczenie od przewzbudzenia OEPVPH 1 1Trójfazowe zabezpieczenie termiczne pól zasilających, przewodów itransformatorów rozdzielczych

T1PTTR 1

Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe, dwie stałe czasowe T2PTTR 1 1Zabezpieczenie od awarii wyłącznika CCBRBRF 1 1 2) 1 2)

Trójfazowy detektor udaru INRPHAR 1 1 1Zadziałanie urządzenia nadrzędnego TRPPTRC 2

(3) 3)3(3) 3)

3(3) 3)

Zabezpieczenie od zwarć łukowych ARCSARC (3) (3) 2) (3) 2)

Wielozadaniowe zabezpieczenie analogowe MAPGAPC 18 18 18Stabilizowane numerycznie i bezzwłoczne zabezpieczenie różnicowe dlamaszyn

MPDIF 1

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojana wykorzystujące trzeciąharmoniczną

H3EFPSEF 1

Zabezpieczanie podmocowe DUPPDPR 2 2Oddawanie mocy/Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe DOPPDPR 2 3 2Trójfazowe zabezpieczenie od niedowzbudzenia UEXPDIS 1 1Trójfazowe zabezpieczenie podimpedancyjne UZPDIS 1 Zabezpieczenie pozakrokowe OOSRPSB 1 1Funkcje wzajemnych połączeńKierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe z pomiarem mocy biernej DQPTUV 1 Zabezpieczenie z funkcją przetrzymywania niskiego napięcia LVRTPTUV 3 Zabezpieczenie od zmiany wektora napięcia VVSPPAM 1 Jakość energii elektrycznejCałkowite zniekształcenia w prądzie obciążenia CMHAI (1) 4) (1) 4) (1) 4)

Całkowite zniekształcenia harmoniczne napięcia VMHAI (1) 4) (1) 4) (1) 4)

Wahania napięcia PHQVVR (1) 4) (1) 4) (1) 4)

Asymetria napięcia VSQVUB (1) 4) (1) 4) (1) 4)

SterowanieSterowanie wyłącznikiem CBXCBR 1 1 1Sterowanie odłącznikiem DCXSWI 2 2 2


ABB 7

Tabela 2. Obsługiwane funkcje, ciąg dalszyFunkcja IEC 61850 A C D

Sterowanie uziemnikiem ESXSWI 1 1 1Wskazanie położenia odłącznika DCSXSWI 3 3 3Wskazanie uziemnika ESSXSWI 2 2 2Kontrola synchronizmu i zazbrojenia SECRSYN 1 1Monitorowanie stanu i nadzórMonitorowanie stanu wyłącznika SSCBR 1 1 1Nadzór obwodu wyłączania TCSSCBR 2 2 2Nadzór obwodu prądowego CCSPVC 1 Nadzór uszkodzenia bezpiecznika SEQSPVC 1 1 1Licznik czasu działania dla maszyn i urządzeń MDSOPT 1 1 1PomiarRejestrator zakłóceń RDRE 1 1 1Zapis profilu obciążenia LDPRLRC 1 1 1Zapis usterki FLTRFRC 1 1 1Pomiar prądu trójfazowego CMMXU 1 1 2Pomiar składowych prądów CSMSQI 1 1 1Pomiar prądu resztkowego RESCMMXU 1 1 1Pomiar napięcia trójfazowego VMMXU 2 1 2Pomiar napięcia resztkowego RESVMMXU 1 2 1Pomiar składowych napięć VSMSQI 1 1 1Pomiar mocy i energii trójfazowej PEMMXU 1 1 1Pomiar RTD/mA XRGGIO130 (1) (1) (1)Pomiar częstotliwości FMMXU 1 1 1

IEC 61850-9-2 LE Wysyłanie wartości próbkowanej 5)6) SMVSENDER (1) (1) (1)

IEC 61850-9-2 LE Odbieranie wartości próbkowanej (współdzielenienapięcia) 5)6)

SMVRCV (1) (1) (1)

InneLicznik minimalnej długości impulsu (2 szt.) TPGAPC 4 4 4Licznik minimalnej długości impulsu (2 szt., rozdzielczość w sekundach)) TPSGAPC 1 1 1Licznik minimalnej długości impulsu (2 szt., rozdzielczość w minutach) TPMGAPC 1 1 1Licznik minimalnej długości impulsu (8 szt.) PTGAPC 2 2 2Wyłącznik opóźnienia (8 szt.) TOFGAPC 4 4 4Włącznik opóźnienia (8 szt.) TONGAPC 4 4 4Nastawianie-zerowanie (8 szt.) SRGAPC 4 4 4Blok funkcjonalny MOVE (8 szt.) MVGAPC 2 2 2Rodzajowy punkt kontrolny (16 szt.) SPCGAPC 2 2 2Skalowanie wartości analogowej (4 szt.) SCA4GAPC 4 4 4Przenoszenie wartości całkowitej (4 szt.) MVI4GAPC 1 1 11, 2,... = liczba ujętych instancji. Stopnie funkcji zabezpieczeniowej reprezentują liczbę identycznych bloków funkcjonalnych dostępnych w standardowej konfiguracji.( ) = opcjonalnieTR = Blok funkcjonalny ma być stosowany w danej aplikacji po stronie zacisku.

1) Zawsze wykorzystywane jest „zmierzone Io”.2) Zawsze wykorzystywane jest „wyliczone Io”.3) Funkcja zadziałania urządzenia nadrzędnego jest uwzględniona i podłączana do odpowiedniego wyjścia o dużej prędkości w konfiguracji tylko, jeżeli stosowany jest moduł BIO007. Jeżeli

wybrano dodatkową opcję ARC, ARCSARC jest podłączone w konfiguracji do odpowiedniego wejścia zadziałania urządzenia nadrzędnego.4) Opcja pomiaru jakości energii obejmuje całkowite zniekształcenia w prądzie obciążenia, całkowite zniekształcenia harmoniczne napięcia, wahania napięcia i asymetrię napięcia5) Dostępne tylko w IEC 61850-9-26) Dostępne tylko w COM0031...0037


8 ABB

3. Funkcje zabezpieczeniowePrzekaźnik zabezpieczeniowy generatora zapewniafunkcjonalność zabezpieczeniową dla generatorówsynchronicznych, chroniącą napęd od skutków zwarćwewnętrznych i niekorzystnych warunków zewnętrznychsystemów. Główną funkcją standardowej konfiguracji D jestzabezpieczenie różnicowe. Główną funkcją w standardowejkonfiguracji C jest zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojanaoparte na 3. harmonicznej, uzupełniające zakres wykrywaniazwarć przez inne oferowane zabezpieczenie ziemnozwarciowe.Przekaźnik zabezpieczeniowy generatora oferuje równieżzabezpieczenie przed przepływem mocy do tyłu i kierunkowezabezpieczenie od przekroczenia mocy generatora i pracygeneratora z parametrami podobnymi do silnika.Zabezpieczanie podmocowe chroni generatory i ich napędyprzed działaniem bardzo niskich poziomów wyjść mocy.Dedykowana funkcja zabezpieczeniowa wykrywa wszelkiestraty synchronizmu (stan pozakrokowy) między generatorem aresztą systemu energetycznego. Przekaźnik generatoraobejmuje również rezerwowe zabezpieczenie nadprądowe, wtym zabezpieczenie od przekroczenia prądu zależnego odnapięcia oraz, w standardowej konfiguracji D, kierunkowezabezpieczenie nadprądowe, a w standardowej konfiguracji C— zabezpieczenie podimpedancyjne. Zabezpieczenie odprzewzbudzenia (U/f) chroni generatory przed nadmiernągęstością strumienia magnetycznego. Zabezpieczenie odniedowzbudzenia (X<) chroni urządzenie synchroniczne odniedowzbudzenia lub straty stanu pobudzenia. Standardowekonfiguracje C i D oferują również zabezpieczeniaczęstotliwościowe i napięciowe, zabezpieczenieprzeciążeniowe cieplne i zabezpieczenie od niezrównoważenia.

Przekaźnik punktu przyłączenia do sieci i rozproszonejgeneracji mocy jest oferowany w standardowej konfiguracji A,w której główne funkcje to funkcja przetrzymywania niskiegonapięcia, kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe zpomiarem mocy biernej (QU) oraz zabezpieczenie od zmianywektora napięcia. Główne funkcje przekaźnikaprzyłączeniowego mogą być wykorzystywane do zapewnianiastabilności sieci zawodowej i wykrywania stanów przejścia dopracy wyspowej. Zabezpieczenie umożliwia monitorowanierozproszonego wytwarzania energii w trakcie niskiego napięcialub przetrzymywania zwarcia w celu określenia czy i kiedy

należy odłączyć się od sieci. Zabezpieczenie od zmianywektora napięcia wykrywa przejście do pracy wyspowej siecipoprzez ciągły pomiar cyklu napięcia. Dodatkowezabezpieczenie jest oferowane przez zabezpieczeniaczęstotliwościowe i napięciowe. Standardowa konfiguracja Adodatkowo oferuje kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe,kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe i zabezpieczenieprzed przepływem mocy do tyłu i kierunkowe zabezpieczenieod przekroczenia mocy.

Dla domyślnej konfiguracji jako opcjonalne oferowane sąwejścia RTD/mA. Te wejścia mogą być wykorzystywane zfunkcją zabezpieczenia wielozadaniowego dla celówwyłączania i alarmowania. Funkcja zabezpieczeniawielozadaniowego korzysta z danych pomiarowych RTD/mAlub wartości analogowych za pośrednictwem komunikatówGOOSE.

Wzbogacony o opcjonalny sprzęt i oprogramowanie przekaźnikcharakteryzuje się również trzema kanałami detekcji światła dozabezpieczenia wyłącznika, szyny zbiorczej i szafy kablowejaparatury rozdzielczej w obudowie metalowej od zwarćłukowych.

Interfejs sensora zabezpieczeń od zwarć łukowych jestdostępny na opcjonalnym module komunikacyjnym. Szybkiewyłączanie zwiększa bezpieczeństwo personelu i ograniczaszkody materialne w sytuacjach występowania zwarćłukowych. Wejście binarne i moduł wyjść mogą zostać wybranejako opcja — trzy wyjścia binarne o dużej prędkości (HSO)oferują całkowity czas pracy skrócony o 4-6 ms w porównaniu znormalnymi wyjściami mocy.

4. ZastosowanieStandardowa konfiguracja A jest stosowana w punkciewspólnego przyłączenia wygenerowanej energii rozproszonejdo sieci zawodowej. Zapewnia ona stabilność i niezawodnośćsieci zgodnie z aktualnymi instrukcjami IRiESP i poprzezokreślanie, czy i kiedy ma nastąpić rozłączenie zgodnie zokreślonymi nastawami. Typowym przykładem zastosowaniarozproszonej generacji mocy jest elektrownia wiatrowa lubelektrownia słoneczna, ale może być to równieżelektrociepłownia lub elektrownia hydroelektryczna.


ABB 9

G G GG G

U12

3U

3I

Io

G

Punkt wspólnego przyłączenia wygenerowanej energii rozproszonej do sieci zawodowej

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

25

27RT

32Q, 27

32R/32O

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

60

78V

81

SYNC

U<RT

Q>→, 3U<

P>/Q>

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

FUSEF

VS

f</f>, df/dt

A

GUID-FC594C90-D99A-4D1B-89FE-089A640794E4 V1 PL

Rysunek 4. Przykład zastosowania elektrowni wiatrowej jako generacji rozproszonej przyłączanej do sieci zawodowej

Standardowa konfiguracja A nie jest zaprojektowana dokorzystania z wszystkich dostępnych funkcji w jednymprzekaźniku na raz. Funkcja kierunkowego zabezpieczeniaziemnozwarciowego musi zostać dodana w narzędziu do

konfiguracji aplikacji. W celu zapewnienia właściwego działaniaprzekaźnika właściwe dla użytkownika obciążenie konfiguracjijest weryfikowane w narzędziu do konfiguracji aplikacjiPCM600.


10 ABB

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

25

27RT

32Q, 27

32R/32O

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

60

78V

81

SYNC

U<RT

Q>→, 3U<

P>/Q>

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

FUSEF

VS

f</f>, df/dt

A

U12

3U

3I

Io

Punkt wspólnego przyłączenia wygenerowanej energii rozproszonej do sieci zawodowej

G

GUID-B99D5D42-A515-43E9-8F1C-74131A760E33 V1 PL

Rysunek 5. Przykład zastosowania elektrociepłowni i elektrowni hydroelektrycznej jako generacji rozproszonej przyłączanej do siecizawodowej

Standardowe konfiguracje C i D są przeznaczone dostosowania w generatorach synchronicznych, w którychzabezpieczany ma być generator, polowy układ wzbudzenia inapęd. Typowym przykładem są równolegle podłączonegeneratory do silników wysokoprężnych i gazowych zwspólnym transformatorem podwyższającym napięcie, alemoże być to również generator w połączeniu blokowym ztransformatorem. W przypadku generatorów średniej wielkości

wymagany może być niezależny i redundantny systemzabezpieczeń lub cały system zabezpieczeń może wymagaćwięcej niż jednego przekaźnika zabezpieczeniowego wpojedynczej konfiguracji. Dostępne są różne zasady uziemianiai zazwyczaj dobór uziemienia zależy od wymagań całegosystemu, w którym znajduje się generator. Zabezpieczenieziemnozwarciowe zależy głównie od zastosowanej zasadyuziemiania.


ABB 11

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

40

32R/32O

32U

46M

47O-/59

47U+/27

49T/G/C

51P-1/51P-2

51V

59G

60

67N-1/67N-2

81

X<

P>/Q>

P<

I2>M

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>T/G/C

3I>/3I>>

3I(U)>

Uo>

FUSEF

Io>→/Io>>→

f>/f<, df/dt

C

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

40

32R/32O

32U

46M

47O-/59

47U+/27

49T/G/C

51P-1/51P-2

51V

59G

60

67N-1/67N-2

81

X<

P>/Q>

P<

I2>M

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>T/G/C

3I>/3I>>

3I(U)>

Uo>

FUSEF

Io>→/Io>>→f>/f<, df/dt

C

3U

3I

Io

G

Uo

Io

3U

3I

Io

G

Uo

Io

GUID-FA8F2E27-11C7-4B88-8865-414DFB0D71F3 V1 PL

Rysunek 6. Przykład zastosowania dla równoległego transformatora podwyższającego napięcie podłączonego do generatorów diesla/gazowych zabezpieczanych standardową konfiguracją C

Rys. 6 ilustruje kilka zespołów generatora połączonychrównolegle. Każdy zespół jest oddzielnie uziemiony wysoką

rezystancją. Prąd zwarcia doziemnego osiąga małe wartości,typowo wynosi 3...5 A.


12 ABB

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

49T/G/C

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

51V

59G

60

67-1/67-2

87G

MAP

3Ith>T/G/C

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3I(U)>

Uo>

FUSEF

3I>→/3I>>→

3dI>G

MAP

D

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

21G

27/59THD

32R/32O

32U

40

46M

47O-/59

47U+/27

49T/G/C

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

51V

60

67N-1/67N-2

81

Z<G

dUo>/Uo3H

P>/Q>

P<

X<

I2>M

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>T/G/C

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3I(U)>

FUSEF

Io>→/Io>>→

f>/f<, df/dt

C

3U

3I

Io

G

Uo

Uo

Io

3IRTD

3I

GUID-D955F7DE-7A8E-4C73-BBD9-BD81F95A4414 V1 PL

Rysunek 7. Przykład zastosowania zabezpieczenia średniej wielkości generatora w standardowych konfiguracjach C i D

Na Rys. 7 zabezpieczenie zostało wdrożone w dwóchprzekaźnikach zabezpieczeniowych generatora REG615.Jeden REG615 odpowiada za zabezpieczenie generatora ze100% zabezpieczeniem ziemnozwarciowym stojana, a drugiREG615 zapewnia zabezpieczenie różnicowe generatora.

Standardowa konfiguracja D nie jest zaprojektowana dokorzystania z wszystkich dostępnych funkcji w jednym

przekaźniku na raz. Funkcje trójfazowego kierunkowegozabezpieczenia nadprądowego, trójfazowego zabezpieczenianapięciowego, zabezpieczenia składowej zgodnej i składowejprzeciwnej napięcia muszą zostać dodane w narzędzi dokonfiguracji aplikacji. W celu zapewnienia właściwego działaniaprzekaźnika właściwe dla użytkownika obciążenie konfiguracjijest weryfikowane w narzędziu do konfiguracji aplikacjiPCM600.


ABB 13

RET615

Konfig. standard.

ANSI IEC

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

87NL

87T

MAP

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

dIoLo>

3dI>T

MAP

A

REG615

Konfig. standard.

ANSI IEC

21G

24

32R/32O

32U

40

46M

47O-/59

47U+/27

49T/G/C

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

51V

59G

60

67N-1/67N-2

81

MAP

Z<G

U/f>

P>/Q>

P<

X<

I2>M

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>T/G/C

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3I(U)>

Uo>

FUSEF

Io>→/Io>>→f>/f<, df/dt

MAP

C

3U

3I

Io

G

Uo

3I (nn)

RTD

3I (WN)

RTD

Io (WN)

GUID-B27F8FE3-1001-412B-A46B-7257A90AC757 V1 PL

Rysunek 8. Przykład zastosowania zabezpieczenia średniej wielkości generatora połączonego blokowo z transformatorem w standardowejkonfiguracji C i RET615

Na Rys. 8 zabezpieczenie generatora zostało wdrożone wprzekaźniku zabezpieczeniowym generatora REG615.Zabezpieczenie transformatora jest wdrażane za pomocąprzekaźnika zabezpieczenia różnicowego transformatoraobejmującego generator połączony blokowo ztransformatorem. Dla wykonania zabezpieczenia

nadnapięciowego składowej resztkowej, jednofazowyprzekładnik napięciowy jest podłączony do punktu neutralnegogeneratora. Po stronie zacisków napięcia między fazą auziemieniem są podłączone do przekaźnikazabezpieczeniowego generatora.


14 ABB

5. Rozwiązania obsługiwane przez ABBSeria 615 przekaźników zabezpieczeniowych ABB wpołączeniu z urządzeniem zarządzania stacyjnego COM600Sstanowią oryginalne rozwiązanie zgodne z IEC 61850,przeznaczone do niezawodnego przesyłu mocy w systemachużyteczności publicznej i elektroenergetyki przemysłowej. Wcelu ułatwienia projektowania systemu przekaźniki ABB sądostarczane w pakietach połączeń. Pakiety połączeń zawierająkompilacje oprogramowania, informacje właściwe dla danegourządzenia, w tym szablony schematów synoptycznych orazpełny model danych przekaźnika. Model danych zawiera wykazzdarzeń i parametrów. Dzięki wykorzystaniu pakietów łącznościprzekaźniki mogą być łatwo skonfigurowane za pomocąprogramu PCM600 oraz zintegrowane z COM600S lubsystemem sterowania i zarządzania MicroSCADA Pro.

Przekaźniki serii 615 oferują natywną obsługę standardu IEC61850 Wydanie 2, w tym również binarną i analogową poziomąkomunikację GOOSE. Obsługiwana jest również magistralaprocesowa z wysyłaniem wartości próbkowanych prądówanalogowych i napięć i odbieranie wartości próbkowanychnapięć. W porównaniu z tradycyjnymi rozwiązaniamibazującymi na kablowym przekazywaniu sygnałów międzyurządzeniami komunikacja na zasadzie „każdy z każdym” (ang.peer-to-peer) przez sieć Ethernet LAN zapewniazaawansowaną i wszechstronną platformę zabezpieczaniasystemu elektroenergetycznego. Szybka, oparta naoprogramowaniu komunikacja, ciągły nadzór integralnościsystemu zabezpieczeń i komunikacji oraz elastycznośćrekonfiguracji i unowocześniania, to niektóre z wieluspecyficznych cech podejścia do zabezpieczania systemu,możliwych dzięki pełnej implementacji standardu automatykistacyjnej IEC 61850.Ta seria przekaźnikówzabezpieczeniowych optymalnie wykorzystuje współdziałaniezapewniane przez funkcje Wydania 2 IEC 61850.

Aby zaoferować lepszą funkcjonalność na poziomie podstacji,narzędzie COM600S wykorzystuje zawartość danych urządzeńpoziomu pola rozdzielnicy. W COM600S zastosowano oparty

na przeglądarce internetowej interfejs HMI z konfigurowalnymwyświetlaczem graficznym do wizualizacji schematówsynoptycznych dla rozwiązań pól aparatury rozdzielczej.Funkcja schematu synoptycznego jest szczególnie użytecznawtedy, gdy wykorzystywane są przekaźnik serii 615 bezopcjonalnego schematu synoptycznego. Oparty naprzeglądarce internetowej interfejs Web HMI narzędziaCOM600S oferuje przegląd całej podstacji, w tym właściwe dlaprzekaźnika schematy synoptyczne, umożliwiając w tensposób wygodny dostęp do informacji. W celu poprawieniabezpieczeństwa personelu interfejs Web HMI umożliwiarównież zdalny dostęp do urządzeń i procesów podstacji.

Ponadto urządzenie COM600S może być także wykorzystanejako lokalny magazyn dla dokumentacji technicznej stacji orazdla danych zebranych przez urządzenia. Zebrane danesieciowe umożliwiają tworzenie szczegółowych raportów orazszczegółową analizę stanów awarii sieci przy użyciu danychhistorycznych i funkcji rejestrowania zdarzeń narzędziaCOM600S. Dane historyczne mogą być wykorzystywane dodokładnego monitorowania wydajności procesu i urządzeńpoprzez przeprowadzanie obliczeń na wartościachpozyskiwanych w czasie rzeczywistym lub na wartościachhistorycznych. Połączenie pomiarów procesu w czasierzeczywistym ze zdarzeniami mającymi miejsce podczasprodukcji i w czasie obsługi pomaga użytkownikowi wzrozumieniu dynamiki procesów.

Narzędzie COM600S może również pracować jako brama izapewniać płynną łączność między urządzeniami znajdującymisię w obrębie podstacji oraz systemami sterowania izarządzania z poziomu sieci, takimi jak MicroSCADA Pro, czySystem 800xA.

Interfejs analizatora GOOSE w narzędziu COM600 umożliwiaanalizę poziomego protokołu IEC 61850 w czasie rozruchutechnicznego i pracy na poziomie stacji. Interfejs zapisujewszystkie zdarzenia GOOSE występujące w czasie pracypodstacji w celu usprawnienia nadzoru systemu.

Tabela 3. Rozwiązania obsługiwane przez ABB

Produkt Wersja

Jednostka zarządzania stacyjnego COM600S 4.0 z dodatkiem SP1 lub późniejsza

4.1 lub późniejsza (Wydanie 2)

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 z dodatkiem FP2 lub późniejsza

9.4 lub późniejsza (Wydanie 2)

System 800xA 5.1 lub późniejsza


ABB 15

PCM600Przełącznik ethernetowy

System energetyki zawodowej: IEC 60870-5-104System energetyki przemysłowej: OPC

COM600SInterfejs Web HMI

ABBMicroSCADA Pro/

System 800xA

Analogowa i binarna pozioma komunikacja GOOSE IEC 61850

PCM600Przełącznik ethernetowy

COM600SInterfejs Web HMI

Analogowa i binarna pozioma komunikacja GOOSE IEC 61850

GUID-4D002AA0-E35D-4D3F-A157-01F1A3044DDB V4 PL

Rysunek 9. Przykład przemysłowego systemu elektroenergetycznego ABB z przekaźnikami serii Relion, COM600S i systemami MicroSCADAPro/800xA

6. SterowanieUrządzenie REG615 łączy w sobie funkcjonalność sterowaniawyłącznikami za pośrednictwem przedniego panelu interfejsuHMI lub za pośrednictwem elementów zdalnego sterowania.Poza sterowaniem wyłącznikiem przekaźnik został wyposażonyw dwa bloki sterownicze, które są przeznaczone dosilnikowego sterowania odłącznikami lub wózkiem wyłącznikaoraz do wskazywania ich położenia. Ponadto przekaźnikoferuje jeden blok sterujący, którego zadaniem jest sterowaniejednym z uziemników za pomocą silnika oraz wskazywanie jegopołożenia.

W każdym przekaźniku dla każdego sterowalnego urządzeniapodstawowego niezbędne są dwa fizyczne wejścia binarne idwa fizyczne wyjścia binarne. Domyślnie zamykanie wyłącznikanie jest podłączone w standardowych konfiguracjachprzekaźnika zabezpieczeniowego, ponieważ wyłącznikgeneratora zazwyczaj jest zamykany przez zewnętrznysynchronizator. Liczba nieużywanych wejść i wyjść binarnychróżni się w zależności od wybranej standardowej konfiguracji

przekaźnika. Ponadto część standardowych konfiguracjioferuje również opcjonalne moduły sprzętowe zwiększająceliczbę dostępnych wejść i wyjść binarnych.

W przypadku, gdy liczba dostępnych wejść lub wyjść binarnychw wybranej konfiguracji standardowej jest niedostateczna,standardową konfigurację można zmodyfikować w celuzwolnienia części wejść lub wyjść binarnych pierwotnieskonfigurowanych dla innych celów lub też zintegrować zprzekaźnikiem zewnętrzny moduł wejść i wyjść, na przykładRIO600. Wejścia i wyjścia zewnętrznego modułu we/wy mogązostać wykorzystane dla sygnałów binarnych wzastosowaniach, gdzie czas odgrywa mniejszą rolę. Integracjaumożliwia zwolnienie części wstępnie zarezerwowanych wejść iwyjść binarnych przekaźnika w konfiguracji standardowej.

Należy dokładnie sprawdzić przydatność wyjść binarnychprzekaźnika, które zostały wybrane do podstawowegosterowania urządzeniem — np. załączanie i obciążenie orazzdolność wyłączania. Jeżeli wymagania dotyczącepodstawowego obwodu sterowania urządzeniem nie zostaną


16 ABB

spełnione, należy rozważyć korzystanie z zewnętrznychprzekaźników pomocniczych.

Opcjonalny graficzny wyświetlacz LCD interfejsu LHMIprzekaźnika zawiera schemat synoptyczny (SLD) zewskazaniem położenia odpowiednich urządzeńpodstawowych. Schematy blokowania wymagane w danejaplikacji są konfigurowane za pomocą macierzy sygnałów lubfunkcjonalności konfiguracji aplikacji w menedżerze PCM600.W zależności od standardowej konfiguracji przekaźnik oferujerównież funkcję kontroli synchronizmu gwarantującą, żenapięcie, kąt fazowy oraz częstotliwość po obydwu stronachotwartego wyłącznika spełniają warunki do bezpiecznegopowiązania międzysystemowego dwóch sieci.

7. PomiaryPrzekaźnik stale mierzy prądy i napięcia fazowe, składowesymetryczne prądów i napięć oraz prąd i napięcie resztkowe.Przekaźnik wylicza również żądaną wartość prądu w wybranymprzez użytkownika, wcześniej nastawionym przedziale czasuoraz przeciążenie termiczne zabezpieczanego obiektu, a takżeniezrównoważenie fazowe na podstawie stosunku prąduskładowej przeciwnej i składowej zgodnej. Ponadto przekaźnikoferuje trójfazowy pomiar mocy i energii wraz zewspółczynnikiem mocy.

Przekaźnik generatora i połączeń oferuje funkcjęprzystosowania do częstotliwości, która może zostaćzałączona za pomocą parametru nastawy. Przystosowanie doczęstotliwości umożliwia zabezpieczenia i pomiar w szerokimzakresie częstotliwości od 0,2 do 1,4 × Fn poprzez stosowaniewejść napięcia trójfazowego do śledzenia częstotliwościsieciowej.

Mierzone wartości mogą być dostępne lokalnie poprzezinterfejs HMI lub zdalnie poprzez interfejs komunikacyjnyprzekaźnika. Do wartości tych można również dostać sięlokalnie lub zdalnie poprzez interfejs WHMI.

Przekaźnik jest dostarczany ze rejestratorem profiluobciążenia. Funkcja profilu obciążenia przechowuje danearchiwalne zebrane w interwałach czasowych (interwałachzapotrzebowania). Zapisy są dokonywane w formacieCOMTRADE.

8. Jakość energii elektrycznejW normach EN jakość energii elektrycznej jest zdefiniowana zapomocą charakterystyki napięcia zasilania. Stany przejściowe,krótkie i długie wahania napięcia, asymetria i odkształceniaprzebiegów są kluczowymi cechami opisującymi jakość energiielektrycznej. Funkcje monitorowania odkształceń sąwykorzystywane do monitorowania całkowitegozniekształcenia w prądzie obciążenia i całkowitegozniekształcenia harmonicznego napięcia.

Monitorowanie jakości energii elektrycznej jest istotną usługą,którą elektrownie mogą oferować swoim klientom

przemysłowym i kluczowym odbiorcom. Systemmonitorowania nie tylko dostarcza informacji na temat zakłóceńw systemie i ich możliwych przyczyn, ale również wykrywanieprawidłowe warunki pracy w całym systemie zanimdoprowadzą one do skarg klientów, wadliwego działania, czynawet uszkodzenia lub awarii sprzętu. Problemy związane zjakością energii nie występują tylko po stronie elektrowni. Wrzeczywistości większość problemów z jakością energii mamiejsce w obiektach klientów. Tym samym monitorowaniejakości energii elektrycznej jest nie tylko częścią skutecznejstrategii obsługi klienta, ale również sposobem ochronyreputacji elektrowni pod względem jakości oferowanej energii iusług.

Przekaźnik zabezpieczeniowy oferuje następujące funkcjemonitorujące jakość energii.

• Wahania napięcia• Asymetria napięcia• Harmoniczne prądu• Harmoniczne napięcia

Funkcje zabezpieczeń od asymetrii napięcia i wahań napięciasą wykorzystywane do pomiaru krótkotrwałych wahań napięciai monitorowania stanu asymetrii napięcia w sieciachprzesyłowych i rozdzielczych.

Funkcje harmonicznych napięcia i prądu zapewniają metodęmonitorowania jakości energii elektrycznej za pomocąodkształceń fali prądowej i napięciowej. Funkcje zapewniająkrótkotrwałe trzysekundowe średnie i długotrwałezapotrzebowanie na całkowite zniekształcenia w prądzieobciążenia (TDD) i całkowite zniekształcenia harmonicznenapięcia (THD)

9. Rejestrator zakłóceńPrzekaźnik jest wyposażony w rejestrator zakłóceń oferujący do12 kanałów sygnału analogowego i 64 kanałów sygnałubinarnego. Kanały analogowe mogą zostać ustawione albo nazapis przebiegu, albo na zapis trendu mierzonych prądów inapięcia.

Kanały analogowe mogą zostać ustawione na wyzwalaniefunkcji zapisującej, gdy zmierzona wartość spada poniżejnastawionej wartości lub ją przekracza. Kanały sygnałubinarnego mogą być ustawione na rozpoczynanie zapisu nazboczu rosnącym lub zboczu opadającym sygnału binarnego,lub na obu zboczach.

Domyślnie kanały binarne są ustawione na zapis zewnętrznychlub wewnętrznych sygnałów przekaźnika, np. sygnałówuruchomienia lub wyłączenia stopni przekaźnika, sygnałówzewnętrznego blokowania lub sygnałów sterujących. Sygnałybinarne przekaźnika, takie jak zadziałanie zabezpieczenia,sygnał zadziałania lub zewnętrzny sygnał sterujący występującyna wejściu binarnym, mogą zostać wykorzystane douruchomienia rejestrowania.Zapisywane informacje są


ABB 17

zapamiętywane w pamięci trwałej i mogą zostać załadowanedo późniejszej analizy zakłóceń.

10. Rejestr zdarzeńW celu zebrania informacji o występującym ciągu zdarzeńprzekaźnik zawiera pamięć trwałą, w której można przechowaćdo 1024 zdarzeń wraz ze znacznikami czasowymi. Pamięćtrwała zachowuje swoje dane również na wypadek, gdyprzekaźnik zabezpieczeniowy tymczasowo traci dostęp doźródła zasilania. Rejestr zdarzeń ułatwia szczegółową analizęawarii i zakłóceń pola liniowego występujących przed lub powystąpieniu zwarcia. Znacząca pojemność na przetwarzanie igromadzenie danych i zdarzeń w przekaźnikuzabezpieczeniowym ułatwia spełnianie zwiększającego sięzapotrzebowania na informacje dotyczące przyszłychkonfiguracji sieci.

Dostęp do informacji na temat sekwencji zdarzeń możnauzyskać lokalnie z poziomu interfejsu HMI lub zdalnie zapomocą interfejsu komunikacyjnego przekaźnika. Dostęp do

tych informacji można również uzyskać lokalnie lub zdalniepoprzez interfejs WHMI.

11. Zapisane danePrzekaźnik oferuje możliwość przechowywania zapisów zostatnich 128 zdarzeń awarii. Zapisy mogą byćwykorzystywane do analizy zdarzeń występujących w systemieelektroenergetycznym. Każdy zapis zawiera na przykładwartości prądu, napięcia i kątowe i znacznik czasu. Zapiszakłócenia może zostać uruchomiony poprzez sygnałpobudzenia lub wyłączenia z bloku zabezpieczeń, lub przezobydwa te sygnały. Dostępne tryby pomiaru obejmują pomiar zwykorzystaniem dyskretnej transformaty Fouriera sygnału(DFT), pomiar wartości skutecznej (RMS) oraz wartościmiędzyszczytowej (peak-to-peak). Zapisy uszkodzeń zapisująwartości pomiarów przekaźnika w chwili uruchomieniadowolnej funkcji zabezpieczeniowej. Dodatkowo, maksymalnezapotrzebowanie na prąd wraz z stemplem czasowym jestrejestrowany oddzielnie. Zapisy są przechowywane w pamięcitrwałej.


18 ABB

1024

POZIOM PROCESU

POZIOM UŻYTKOWNIKA

Podsumowanie usterki; Znacznik czasowy wyłączenia, Funkcja, Prądy, Napięcia itd.

PODS

TAW

OW

E FU

NKCJ

E

IEC

618

50-8

-1M

odbu

sIE

C 1

03D

NP3

LHM

IW

HM

IPC

M60

0 Zdarzenia procesu (FIFO)

128

Zapisy rejestratora zakłóceń (FIFO)

Zdarzenia systemowe i zdarzenia związane z bezpieczeństwemZmiany konfiguracyjne, Sterowanie, Logowanie itd.

2048

Zdarzenia w dzienniku nadzoru (FIFO)

n…100

Rejestrowanie zakłóceń

...7 lat

Zapis profilu obciążenia

Dane archiwalne zebrane w interwałach czasowych(Interwał zapotrzebowania 1...180 min)

Dane szczegółowe funkcji

Min./maks. prądy zapotrzebowania, Liczniki zadziałań itd.Widok historii

wyzwalanie

GUID-CDF1DC16-AF90-406F-B21B-EF6C7F60BCCA V1 PL

Rysunek 10. Przegląd możliwości zapisu i zdarzeń

12. Monitorowanie warunków pracyFunkcje przekaźnika dotyczące monitorowania stanuwyłącznika monitorują w sposób ciągły wydajność i stanwyłącznika. Monitoring obejmuje czas zbrojenia sprężyny,ciśnienie gazu SF6, czas przełączania i czas nieaktywnościwyłącznika.

Funkcje monitorowania dostarczają informacji na temat historiieksploatacji wyłącznika, która może być wykorzystana doplanowania prewencyjnej konserwacji wyłącznika.

Ponadto przekaźnik zawiera licznik czasu pracy, który służy domonitorowania liczby godzin pracy urządzenia, co umożliwiatworzenie harmonogramu czasowego przeglądów ikonserwacji urządzenia.

13. Nadzór obwodu wyłączaniaUkład nadzoru obwodu otwierania (ang. trip circuit supervision,TCS) monitoruje ciągłą dostępność i możliwość zadziałaniaobwodu wyłączania zwarcia. Możliwe jest także monitorowaniepozycji wyłącznika tzn. czy jest otwarty, czy zamknięty zapomocą funkcji monitorowania otwartego obwodu. Takżewykrywa utratę napięcia sterującego wyłącznikiem.

14. SamokontrolaWbudowany w przekaźnik system samokontroli monitoruje wsposób ciągły stan elementów sprzętowych urządzenia ipoprawność działanie oprogramowania przekaźnika. Wprzypadku wykrycia awarii lub wadliwego działaniazawiadamiany jest operator.

Trwała awaria przekaźnika blokuje funkcje zabezpieczeniowe,aby zapobiec nieprawidłowemu działaniu.


ABB 19

15. Nadzór uszkodzenia bezpiecznikaFunkcja nadzoru uszkodzenia bezpiecznika wykrywauszkodzenia między obwodem pomiarowym napięcia aprzekaźnikiem. Awarie te wykrywane są przez algorytm opartyna składowych przeciwnych lub algorytm napięcia trójkątnego iprądu trójkątnego. Po wykryciu awarii funkcja nadzoruuszkodzenia bezpiecznika aktywuje alarm i zapobieganiezamierzonemu zadziałaniu napięciowych funkcjizabezpieczeń.

16. Kontrola dostępuW celu ochrony przekaźnika przed nieautoryzowanymdostępem i utrzymania integralności informacji, przekaźnik jestdostarczany z czteropoziomowym, opierającym się na podzialeról, systemem uwierzytelniania. Umożliwia to ustawienie przezadministratora indywidualnych haseł dla obsługi, operatorów,inżynierów i administratorów. Kontrola dostępu mazastosowanie do lokalnego interfejsu HMI, interfejsu Web HMI inarzędzia PCM600.

17. Wejścia i wyjściaW zależności od wybranej konfiguracji standardowejprzekaźnik jest wyposażony albo w trzy lub sześć wejść dlaprądu fazowego i jedno wejście prądu resztkowego, trzywejścia napięcia fazowego i jedno wejście napięciaresztkowego oraz jedno wejście napięciowe stosowane dokontroli synchronizmu lub zabezpieczenia ziemnozwarciowegostojana oparte na 3. harmonicznej.

Wejścia do pomiaru prądów fazowych są przystosowane dozakresu 1/5 A. Dostępne są dwa opcjonalne wejścia dla prąduresztkowego wynoszące 1/5 A lub 0,2/1 A. Wejście 0,2/1 Anormalnie jest wykorzystywane w zastosowaniachwymagających czułej ochrony ziemnozwarciowej orazwyposażonych w przekładniki prądowe ze zrównoważonymrdzeniem. Trzy wejścia napięcia fazowego i wejście napięciaresztkowego zawierają się w zakresie napięć znamionowych60...210 V. Podłączane mogą być zarówno napięciamiędzyfazowe, jak i napięcia względem ziemi.

Zakresy 1 A lub 5 A dla wejść prądów fazowych lub 0,2 A lub 1A oraz napięcie znamionowe dla wejścia napięcia resztkowegosą wybierane przy użyciu oprogramowania przekaźnika.Dodatkowo poprzez dobranie odpowiednich nastawparametrów przekaźnika ustalane są wartości progowe dlawejścia binarnego w zakresie 16...176 V DC.

Wszystkie styki wejść i wyjść binarnych mogą być dowolniekonfigurowane za pomocą matrycy sygnałów lub narzędziakonfiguracji aplikacji PCM600.

Przejrzyj tabele wejść i wyjść oraz schemat zacisków w celuuzyskania dodatkowych informacji.

Opcjonalnie można wybrać moduł wejść i wyjść binarnych.Urządzenie jest wyposażone w trzy wyjścia binarne o dużejprędkości (HSO), które oferują całkowity czas pracy skrócony o4...6 ms w porównaniu z normalnymi wyjściami mocy.


20 ABB

Tabela 4. Przegląd wejść i wyjść

Konfig.standard.

Cyfra kodu zamówienia Kanały analogowe Kanały binarne

5-6 7-8 Przekładnikprądowy

Przekładniknapięciowy

BI BO RTD [email protected]

A

AE / AF

AG 4 5 16 4 WYJŚCIAMOCY + 6WYJŚĆSYGNAŁOWYCH

– –

FC 4 5 16 4 wyjściamocy + 2wyjściasygnałowe + 3wyjścia odużejprędkości

– –

FE / FF

AD 4 5 12 4 wyjściamocy + 6wyjśćsygnałowych

2 1

FE 4 5 12 4 wyjściamocy + 2wyjściasygnałowe + 3wyjścia odużejprędkości

2 1

C

AE / AF

AG 4 5 16 4 wyjściamocy + 6wyjśćsygnałowych

– –

FC 4 5 16 4 wyjściamocy + 2wyjściasygnałowe + 3wyjścia odużejprędkości

– –

FE / FF


2 1


2 1


ABB 21

Tabela 4. Przegląd wejść i wyjść, ciąg dalszy

Konfig.standard.

Cyfra kodu zamówienia Kanały analogowe Kanały binarne

5-6 7-8 Przekładnikprądowy

Przekładniknapięciowy

BI BO RTD [email protected]

D

BC / BD


– –


– –

BE / BF

BA 7 5 8 4 wyjściamocy + 6wyjśćsygnałowych

2 1

FD 7 5 8 4 wyjściamocy + 2wyjściasygnałowe + 3wyjścia odużejprędkości

2 1

18. Komunikacja na poziomie stacjiPrzekaźnik obsługuje szereg protokołów komunikacyjnych, wtym Wydanie 2 IEC 61850, IEC 61850-9-2 LE, IEC

60870-5-103, Modbus® oraz DNP3. Protokół komunikacyjnyProfibus DPV1 jest obsługiwany poprzez zastosowaniekonwertera protokołów SPA-ZC 302. Informacje na tematdziałania i sterowania są dostępne przez te protokoły.Jednakże niektóre funkcjonalności komunikacyjne, takie jak np.komunikacja pozioma między przekaźnikami, są uaktywnianetylko przez protokół komunikacyjny IEC 61850.

Protokół IEC 61850 stanowi zasadniczą część przekaźnika,ponieważ aplikacja do zabezpieczania i sterowania w pełniopiera się na standardowym modelowaniu. Przekaźnikobsługuje Wydanie 1 i Wydanie 2 standardu. Wraz z obsługąWydania 2 przekaźnik otrzymał najnowsze modelowanie funkcjidla zastosowań stacyjnych i najlepszy schemat współdziałaniadla nowoczesnych podstacji. Dodatkowo przekaźnik w pełniobsługuje standardowe funkcje trybów urządzenia w różnychzastosowaniach testowych. Aplikacje sterownicze mogąwykorzystywać nowe bezpieczne i zaawansowane funkcjesterowania stacją.

Implementacja protokołu IEC 61850 obsługuje funkcjemonitorowania i sterowania. Ponadto dostęp do nastaw izapisów zakłóceń odbywa się przy użyciu protokołu IEC 61850.

Zapisy zakłóceń są dostępne dla jakiejkolwiek aplikacji opartejna sieci Ethernet w standardowym formacie pliku COMTRADE.Przekaźnik oferuje możliwość równoczesnego przesyłaniaraportów ze zdarzenia do pięciu różnych klientów nastanowisku magistrali. Przekaźnik może wymieniać dane zinnymi urządzeniami, wykorzystując protokół IEC 61850.

Przekaźnik może wysyłać sygnały binarne i analogowe doinnych urządzeń przy wykorzystaniu profilu GOOSE standarduIEC61850-8-1 (ang. Generic Object Oriented Substation Event— Ogólny obiektowo zorientowany system powiadomień ozdarzeniach w podstacji). Komunikaty binarne GOOSE mogąbyć wykorzystane np. do realizacji zabezpieczeń oraz wschematach zabezpieczeń bazujących na blokowaniu.Przekaźnik spełnia wymagania wydajnościowe dla GOOSE wprzypadku aplikacji wyłączających w podstacjachrozdzielczych zgodnie ze standardem IEC 61850 (wymianadanych pomiędzy urządzeniami <10 ms). Przekaźnik obsługujerównież wysyłanie i odbieranie wartości analogowych,wykorzystując do tego celu komunikację GOOSE. Wysyłaniekomunikatów GOOSE w postaci analogowej umożliwia szybkieprzenoszenie analogowych wartości pomiarowych przez szynęstacji, ułatwiając w ten sposób na przykład współdzieleniewartości pomiędzy przekaźnikami podczas sterowaniarównolegle pracującymi przekładnikami.


22 ABB

Przekaźnik obsługuje również magistralę procesową IEC 61850poprzez wysyłanie wartości próbkowanych prądów i napięćanalogowych i odbieranie wartości próbkowanych napięć.Dzięki tej funkcji galwaniczne połączenia przewodowe międzypanelami można zastąpić komunikacją za pośrednictwem sieciEthernet. Zmierzone wartości są przenoszone jako wartościpróbkowane przy wykorzystaniu protokołu IEC 61850-9-2 LE.Przeznaczeniem wartości próbkowanych jest udostępnianienapięć innym urządzeniom serii 615 obsługującym funkcjeoparte o napięcie i protokół IEC 61850-9-2. Przekaźniki serii615 oferujące aplikacje oparte o magistralę procesowąwykorzystują protokół IEEE 1588 dla precyzyjnej synchronizacjiczasu.

W przypadku redundantnej komunikacji ethernetowejprzekaźnik oferuje dwa optyczne lub dwa przewodoweinterfejsy sieci Ethernet. Dostępny jest również trzeci port zprzewodowym interfejsem sieci Ethernet. Trzeci interfejsEthernet umożliwia łączność dowolnego innego urządzeniaethernetowego z szyną stacyjną IEC 61850 wewnątrz polarozdzielnicy, na przykład podłączenie zdalnych We/Wy.Redundancję sieci Ethernet można osiągnąć dziękizastosowaniu protokołów bezprzerwowej redundancji wysokiejdostępności (HSR) lub redundancji równoległej (PRP), lubdzięki samonaprawialnej topologii pierścienia wykorzystującejprotokół RSTP do obsługi zarządzanych przełączników.

Redundantne rozwiązanie ethernetowe może być stosowanedo opartych na sieci Ethernet protokołach IEC 61850, Modbus iDNP3.

Norma IEC 61850 określa redundancję, która usprawniadostępność systemu dla komunikacji na poziomie podstacji.Redundancja sieciowa opiera się na dwóch komplementarnychprotokołach zdefiniowanych w normie IEC 62439-3, tj.protokołach PRP i HSR. Oba protokoły umożliwiają usunięcieawarii łącza lub przełączanie z zerowym czasem przełączania.W przypadku obu protokołów każdy węzeł sieciowy zawieradwa identyczne porty sieci Ethernet przeznaczone do jednegopołączenia sieciowego. Praca protokołów opiera się napowielaniu wszystkich przesyłanych informacji i zapewnianiuzerowego czasu przełączania w przypadku awarii łączy lubprzełączników, tym samym spełniając wszystkie surowebieżące wymagania w czasie układów automatyki podstacji.

W przypadku protokołu PRP każdy węzeł sieciowy jestprzyłączony do dwóch niezależnych, równolegle pracującychsieci. Te sieci są całkowicie oddzielone od siebie w celuzapewnienia niezależności od awarii i mają różne topologie.Sieci pracują równolegle względem siebie, zapewniając w tensposób zerowy czas odzyskiwania po awarii i stałą kontrolęredundancji w celu zapobiegania awarii.


ABB 23

Przełącznik ethernetowyIEC 61850 PRP

Przełącznik ethernetowy

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

GUID-334D26B1-C3BD-47B6-BD9D-2301190A5E9D V1 PL

Rysunek 11. Protokół redundancji równoległej (PRP)

Protokół HSR stosuje obecną w PRP zasadę pracy równoległejdo pojedynczego pierścienia. Dla każdego wysłanegokomunikatu węzeł wysyła dwie ramki, po jednej przez każdy zportów. Obie ramki krążą w pierścieniu w przeciwnychkierunkach. Każdy węzeł przekazuje ramki, które otrzymuje zjednego portu, do kolejnego portu w celu dotarcia do kolejnegowęzła. Gdy wyjściowy węzeł nadawczy otrzyma ramkę, którą

sam wysłał, odrzuca ją, aby uniknąć zapętlenia. Protokół HSR wpostaci pierścieniowej obsługuje połączenie do 30przekaźników serii 615. Jeżeli połączonych ma być więcej niż30 przekaźników, zaleca się podzielenie sieci na kilkapierścieni, aby zagwarantować wydajność dla aplikacji czasurzeczywistego.


24 ABB

Przełącznik ethernetowy

Skrzynka redundancji

(RedBox)

IEC 61850 HSR


(RedBox)


(RedBox)

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADA Urządzenia nieobsługujące protokołu HSRCOM600

GUID-7996332D-7FC8-49F3-A4FE-FB4ABB730405 V1 PL

Rysunek 12. Protokół bezprzerwowej redundancji wysokiej dostępności (HSR)

Wybór pomiędzy protokołami redundancji HSR i PRP zależy odwymaganej funkcjonalności, kosztów i złożoności.

Samonaprawialna topologia pierścienia dla sieci Ethernetpolega na utworzeniu efektywnego kosztowo pierścieniakomunikacyjnego sterowanego za pośrednictwemzarządzanego przełącznika ethernetowego oferującegoobsługę protokołu RSTP (ang. Rapid Spanning Tree Protocol).Zarządzany przełącznik kontroluje integralność pętli, kierujedanymi i dokonuje korekty przepływu danych na wypadek

zmian w komunikacji. Przekaźniki w topologii pierścieniowejzachowują się jak niezarządzane przełączniki przekazująceniepowiązany ruch danych. Sieć Ethernet w postacipierścieniowej obsługuje połączenie do 30 przekaźników serii615. Jeżeli połączonych ma być więcej niż 30 przekaźników,zaleca się podzielenie sieci na kilka pierścieni. Rozwiązanie wpostaci samonaprawialnej topologii pierścienia sieci Ethernetomija problem wystąpienia awarii w pojedynczym punkcie iusprawnia niezawodność komunikacji.


ABB 25

Zarządzany przełącznik ethernetowy z obsługą protokołu RSTP

Zarządzany przełącznik ethernetowy z obsługą protokołu RSTP

Klient BKlient A

Sieć ASieć B

GUID-AB81C355-EF5D-4658-8AE0-01DC076E519C V4 PL

Rysunek 13. Samonaprawialna topologia pierścienia dla sieci Ethernet

Wszystkie złącza komunikacyjne, za wyjątkiem złącza portuprzedniego, są umieszczone na opcjonalnych zintegrowanychmodułach komunikacyjnych. Przekaźnik może zostaćpodłączony do systemów komunikacji opartych na sieciEthernet poprzez złącze RJ-45 (100Base-TX) lub złączeświatłowodowe LC (100Base-FX). Jeżeli wymagana jestkomunikacja szeregowa, można wykorzystać złącze 9-pinoweRS-485. Dostępny jest dodatkowy szeregowy interfejskomunikacyjny RS-232.

Implementacja protokołu Modbus obsługuje tryby RTU, ASCIIoraz TCP. Oprócz standardowych funkcji protokołu Modbusprzekaźnik obsługuje również przesyłanie zdarzeń zeznacznikami czasowymi, zmiany aktywnych grup nastaw orazprzesyłanie zapisów zakłóceń. Jeżeli wykorzystywane jestpołączenie Modbus TCP, to do przekaźnika może zostaćpodłączonych pięciu klientów jednocześnie. Ponadto protokółszeregowy Modbus oraz protokół Modbus TCP mogą byćużywane równolegle, a jeżeli jest to wymagane, możliwe jestwspółdziałanie protokołów IEC 61850 oraz Modbus.

Implementacja standardu IEC 60870-5-103 obsługujepołączenia dwóch równoległych szeregowych szyn do dwóchróżnych urządzeń nadrzędnych. Poza podstawową,standardową funkcjonalnością przekaźnik obsługuje zmianęaktywnej grupy nastaw i ładowanie zapisów zakłóceń wformacie IEC 60870-5-103. Ponadto równocześnie z

protokołem IEC 61850 możliwe jest stosowanie standardu IEC60870-5-103.

Protokół DNP3 obsługuje zarówno tryb szeregowy, jak i TCPdla połączenia maksymalnie pięciu urządzeń nadrzędnych.Obsługiwane są także zmiana aktywnej nastawy i odczytywaniezapisów zakłóceń. Szeregowe DNP i DNP TCP możnastosować równolegle. Jeżeli jest to wymagane, protokoły IEC61850 i DNP to mogą pracować w tym samym czasie.

Seria 615 obsługuje protokół Profibus DPV1 z adapterem SPA-ZC 302. Jeżeli wymagany jest protokół Profibus, przekaźniknależy zamówić z opcją obsługi protokołu szeregowegoModbus. Wdrożenie Modbus obejmuje funkcjonalność emulacjiprotokołu SPA. Ta funkcja umożliwia podłączenie do SPA-ZC302.

Gdy przekaźnik korzysta z szyny RS-485 do komunikacjiszeregowej, to obsługiwane są połączenia dwu- orazczteroprzewodowe. Głowica kablowa (zakończenie) orazrezystory podwyższające i obniżające mogą zostaćskonfigurowane przy użyciu zworek na karcie komunikacyjnej,zatem zewnętrzne rezystory nie są potrzebne.

Przekaźnik obsługuje następujące metody synchronizacji czasuz rozdzielczością znacznika czasowego 1 ms:

Oparty na standardzie Ethernet


26 ABB

• SNTP (Prosty Sieciowy Protokół Czasu)

Ze specjalnym okablowaniem do synchronizacji czasu• IRIG-B (Format kodowania czasu w wersji B)

Przekaźnik obsługuje następujące metody synchronizacji czasuo wysokiej dokładności, z rozdzielczością znacznikaczasowego 4 µs, w szczególności wymaganej w magistralachprocesowych.• PTP (IEEE 1588) wer. 2 z Profilem mocy

Standard IEEE 1588 jest obsługiwany we wszystkichwariantach wykorzystujących moduł redundantnej komunikacjiethernetowej.

Funkcje IEEE 1588 v2• Zwykły zegar z algorytmem najlepszego zegara nadrzędnego• Jednostopniowy zegar transparentny dla topologii

obwodowej opartej na sieci Ethernet• Profil mocy 1588 v2

• Odbiór (urządzenie podrzędne): 1-stopniowy/2-stopniowy• Wysyłanie (urządzenie nadrzędne): 1-stopniowy• Mapowanie warstwy 2• Obliczanie zwłoki komunikacji „każdy z każdym”• Działanie wysyłania grupowego

Wymagana dokładność zegara Grandmaster wynosi +/-1 µs.Przekaźnik może pracować jako zegar nadrzędny wg algorytmuBCM, jeżeli zewnętrzny zegar Grandmaster jest chwilowoniedostępny.

Standard IEEE 1588 jest obsługiwany we wszystkichwariantach wykorzystujących moduł redundantnej komunikacjiethernetowej.

Dodatkowo przekaźnik obsługuje synchronizację czasupoprzez szeregowe protokoły komunikacyjne Modbus, DNP3 iIEC 60870-5-103.

Tabela 5. Obsługiwane interfejsy i protokoły komunikacyjne stacji

Interfejsy/Protokoły Ethernet Szeregowe

100BASE-TX RJ-45 100BASE-FX LC RS-232/RS-485 Światłowód typu ST

IEC 61850-8-1 - -

IEC 61850-9-2 LE - -

MODBUS RTU/ASCII - -

MODBUS TCP/IP - -

DNP3 (szeregowy) - -

DNP3 TCP/IP - -

IEC 60870-5-103 - - = Obsługiwany


ABB 27

19. Dane techniczne

Tabela 6. Wymiary

Opis Wartość

Szerokość Rama 177 mm

Obudowa 164 mm

Wysokość Rama 177 mm (4U)

Obudowa 160 mm

Głębokość 201 mm (153 + 48 mm)

Waga urządzenia Kompletny przekaźnik zabezpieczeniowy 4,1 kg

Tylko jednostka wsuwana 2,1 kg

Tabela 7. Zasilanie

Opis Typ 1 Typ 2

Nominalne napięcie pomocnicze Un 100, 110, 120, 220, 240 V AC, 50 i 60 Hz 24, 30, 48, 60 V DC

48, 60, 110, 125, 220, 250 V DC

Maksymalny czas przerwy zasilaniapomocniczego DC bez resetu przekaźnika

50 ms przy Un

Wahania napięcia pomocniczego 38...110% Un (38...264 V AC) 50...120% Un (12...72 V DC)

80...120% Un (38,4...300 V DC)

Próg rozruchu 19,2 V DC (24 V DC × 80%)

Obciążenie napięcia pomocniczego (Pq) wstanie spoczynku/stanie pracy

DC <13,0 W (znamionowe)/<18,0 W (maks.)AC <16,0 W (znamionowe)/<21,0 W (maks.)

DC <13,0 W (znamionowe)/<18,0 W (maks.)

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

Typ bezpiecznika T4A/250 V

Tabela 8. Wejścia zasilania

Opis Wartość

Częstotliwość znamionowa 50/60 Hz

Wejścia prądowe Prąd znamionowy, In 0,2/1 A1) 1/5 A2)

Wytrzymałość cieplna:

• Ciągła 4 A 20 A

• Przez 1 s 100 A 500 A

Wytrzymałość dla prądów dynamicznych:

• Wartość dla półokresu 250 A 1250 A

Impedancja wejściowa <100 mΩ <20 mΩ

Wejścia napięciowe Napięcie znamionowe 60..10 V AC

Wytrzymałość napięciowa:

• Ciągła 240 V AC

• Przez 10 s 360 V AC

Obciążenie przy napięciu znamionowym <0,05 VA

1) Opcja zamówieniowa dla wejścia prądu zerowego2) Prądy zerowe i/lub fazowe


28 ABB

Tabela 9. Wejścia dwustanowe

Opis Wartość

Zakres roboczy ±20% napięcia znamionowego

Napięcie znamionowe 24...250 V DC

Pobór prądu 1,6...1,9 mA

Pobór mocy 31,0...570,0 mW

Napięcie progowe 16...176 V DC

Czas reakcji < 3 ms

Tabela 10. Pomiar RTD/mA (XRGGIO130)

Opis Wartość

Wejścia RTD Obsługiwane sensory RTD 100 Ω platyna250 Ω platyna100 Ω nikiel120 Ω nikiel250 Ω nikiel10 Ω miedź

TCR 0,00385 (DIN 43760)TCR 0,00385TCR 0,00618 (DIN 43760)TCR 0,00618TCR 0,00618TCR 0,00427

Obsługiwany zakres rezystancji 0...2 kΩ

Maksymalna rezystancjaprzewodu (pomiartrójprzewodowy) 25 Ω / przewód

Izolacja 2 kV (wejścia do ochrony uziemienia)

Czas odpowiedzi <4 s

RTD/prąd pomiaru rezystancji Maksimum 0,33 mA rms

Dokładność zadziałania Rezystancja Temperatura

± 2,0% lub ±1 Ω ±1 °C10 Ω miedź: ±2 °C

Wejścia mA Obsługiwany zakres prądu 0…20 mA

Impedancja wejściowa prądu 44 Ω ± 0,1%

Dokładność zadziałania ±0,5% lub ±0,01 mA

Tabela 11. Wyjście sygnału X100: SO1

Opis Wartość

Napięcie znamionowe 250 V AC/DC

Obciążalność prądowa trwała styku 5 A

Załączanie i obciążenie przez 3,0 s 15 A


Zdolność rozłączeniowa gdy stała obwodu L/R < 40 ms 1 A/0,25 A/0,15 A

Minimalne obciążenie styku 100 mA przy 24 V AC/DC


ABB 29

Tabela 12. Wyjścia sygnałowe i wyjście IRF

Opis Wartość





Zdolność wyłączania przy stałej czasowej obwodu wyłączanego L/R<40ms przy 48/110/220 V DC

1 A/0,25 A/0,15 A


Tabela 13. Dwubiegunowe przekaźnikowe wyjście mocy z funkcją TCS

Opis Wartość





Zdolność rozłączeniowa gdy stała obwodu L/R < 40 ms, przy 48/110/220V DC przy 48/110/220 V DC (dwa styki połączone szeregowo)

5 A/3 A/1 A


Układ nadzoru obwodu otwierania (TCS):

• Zakres napięcia sterującego 20...250 V AC/DC

• Pobór prądu obwodu nadzorującego ~1,5 mA

• Minimalne napięcie na styku TCS 20 V AC/DC (15...20 V)

Tabela 14. Jednobiegunowe wyjście przekaźnikowe

Opis Wartość





Zdolność wyłączania przy stałej czasowej obwodu wyłączanego L/R<40ms przy 48/110/220 V DC

5 A/3 A/1 A



30 ABB

Tabela 15. Wyjście o dużej prędkości HSO z BIO0007

Opis Wartość





Zdolność wyłączania przy stałej czasowej obwodu wyłączanego L/R < 40ms przy 48/110/220 V DC

5 A/3 A/1 A

Czas zadziałania < 1 ms

Zerowanie < 20 ms, obciążenie rezystancyjne

Tabela 16. Przednie interfejsy Ethernet

Interfejs Ethernet Protokół Kabel Szybkość transmisjidanych

Przedni Protokół TCP/IP Standardowy kabel dla sieci Ethernet CAT 5 ze złączem RJ-45 10 Mbitów/s

Tabela 17. IRIG-B

Opis Wartość

Format IRIG kodowania czasu B004, B0051)

Izolacja 500 V 1 min.

Modulacja Niemodulowana

Poziom logiki 5 V TTL

Pobór prądu < 4 mA

Pobór mocy <20 mW

1) Zgodnie ze standardem IRIG 200-04

Tabela 18. Stopień ochrony dla przekaźników montowanych podpanelowo

Opis Wartość

Przednia strona IP 54

Tylna strona z zaciskami IP 20

Tabela 19. Warunki środowiskowe

Opis Wartość

Zakres temperatury roboczej -25...+55 ºC (ciągła)

Zakres temperatury dla krótkich czasów działania -40...+85 ºC (<16h)1)2)

Wilgotność względna < 93%, bez kondensacji

Ciśnienie atmosferyczne 86...106 kPa

Wysokość wzniesienia Do 2000 m

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

1) Degradacja wyrażona w MTBF oraz działanie HMI poza zakresem temperaturowym -25...+55 ºC2) Dla przekaźników z interfejsem komunikacyjnym LC maksymalna temperatura pracy wynosi +70ºC


ABB 31

Tabela 20. Testy kompatybilności elektromagnetycznej (EC)

Opis Typ wartości testowej Odniesienie

Test zakłóceniowy 1 MHz/100 kHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, klasa IIIIEEE C37.90.1-2002

• Tryb wspólny 2,5 kV

• Tryb różnicowy 2,5 kV

Test serii zakłóceń 3 MHz, 10 MHz i 30 MHz IEC 61000-4-18IEC 60255-26, klasa III

• Tryb wspólny 2,5 kV

Test na wyładowania elektrostatyczne IEC 61000-4-2IEC 60255-26IEEE C37.90.3-2001

• Wyładowanie metaliczne 8 kV

• Wyładowanie łukowe 15 kV

Test zakłóceń częstotliwości radiowych

10 V (rms)f = 150 kHz - 80 MHz

IEC 61000-4-6IEC 60255-26, klasa III

10 V/m (rms)f = 80 - 2700 MHz

IEC 61000-4-3IEC 60255-26, klasa III

10 V/mf = 900 MHz

ENV 50204IEC 60255-26, klasa III

20 V/m (rms)f = 80 - 1000 MHz

IEEE C37.90.2-2004

Szybkozmienne zakłócenia przejściowe IEC 61000-4-4IEC 60255-26IEEE C37.90.1-2002

• Wszystkie porty 4 kV

Test odporności udarowej IEC 61000-4-5IEC 60255-26

• Komunikacja 1 kV, względem ziemi

• Inne porty 4 kV, względem ziemi2 kV, międzyprzewodowe

Test częstotliwości magnetycznej pola (50 Hz) IEC 61000-4-8

• Ciągłe• 1-3 s

300 A/m1000 A/m

Test odporności na impulsowe poleelektromagnetyczne

1000 A/m6,4/16 µs

IEC 61000-4-9

Odporność na oscylacje tłumione polamagnetycznego

IEC 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 stanów nieustalonych/s

Przysiady napięcia i krótkie przerwy 30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11


32 ABB

Tabela 20. Testy kompatybilności elektromagnetycznej (EC), ciąg dalszy


Test odporności częstotliwości sieciowej Tylko wejścia binarne IEC 61000-4-16IEC 60255-26, klasa A

• Tryb wspólny 300 V rms

• Tryb różnicowy 150 V rms

Zaburzenia wspólne asymetryczneprzewodzone

15 Hz - 150 kHzPoziom badań 3 (10/1/10 V rms)

IEC 61000-4-16

Testy emisji EN 55011, klasa AIEC 60255-26CISPR 11CISPR 12

• Przewodzone

0,15 - 0,50 MHz < 79 dB (µV) quasi-szczytowe< 66 dB (µV) średnie

0,5 - 30 MHz < 73 dB (µV) quasi-szczytowe< 60 dB (µV) quasi-szczytowe

• Promieniowane

30 - 230 MHz < 40 dB (μV/m) quasi-szczytowe, zmierzoneprzy dystansie 10 m

230 - 1000 MHz < 47 dB (μV/m) quasi-szczytowe, zmierzoneprzy dystansie 10 m

1…3 GHz < 76 dB (µV/m) szczytowe< 56 dB (μV/m) średnia, zmierzona w odl. 3 m

3…6 GHz < 80 dB (µV/m) szczytowe< 60 dB (μV/m) średnia, zmierzona w odl. 3 m

Tabela 21. Test izolacji


Testy dielektryczne 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, komunikacja

IEC 60255-27

Test napięcia impulsowego 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, komunikacja

IEC 60255-27

Pomiary rezystancji izolacji >100 MΩ, 500 V DC IEC 60255-27

Rezystancja połączenia wyrównawczego <0,1 Ω, 4 A, 60 s IEC 60255-27

Tabela 22. Testy mechaniczne

Opis Odniesienie Wymaganie

Test na wibracje (sinusoidalne) IEC 60068-2-6 (test Fc)IEC 60255-21-1

Klasa 2

Test udaru i uderzenia IEC 60068-2-27 (test Ea udar)IEC 60068-2-29 (test Eb uderzenie)IEC 60255-21-2

Klasa 2

Test sejsmiczny IEC 60255-21-3 Klasa 2


ABB 33

Tabela 23. Testy klimatyczne


Odporność na ciepło (test suchy) • 96 h przy +55 ºC IEC 60068-2-2

Odporność na niskie temperatury (test suchy) • 96 h przy -25 ºC• 16 h przy -40 ºC

IEC 60068-2-1

Odporność na ciepło i wilgoć • 6 cykli (12 h + 12 h) przy +25 °C…+55 °C,wilgotność >93%

IEC 60068-2-30

Test zmiany temperatury • 5 cykli (3 h + 3 h)przy -25 °C...+55 °C

IEC60068-2-14

Test temperaturowy składowania • 96 h przy -40 ºC• 96 h przy +85 ºC

IEC 60068-2-1IEC 60068-2-2

Tabela 24. Bezpieczeństwo użytkowania produktu

Opis Odniesienie

Dyrektywa niskonapięciowa (LVD) 2006/95/WE

Norma EN 60255-27 (2013)EN 60255-1 (2009)

Tabela 25. Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC)

Opis Odniesienie

Dyrektywa kompatybilności elektromagnetycznej (EMC) 2004/108/WE

Norma EN 60255-26 (2013)

Tabela 26. Zgodność z RoHS

Opis

Urządzenie zgodne z dyrektywą RoHS (2002/95/WE)


34 ABB

Funkcje zabezpieczeniowe

Tabela 27. Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (PHxPTOC)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu: fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × In

PHHPTOCiPHIPTOC

±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In(dla prądów w zakresie 0,1...10 × In)±5,0% nastawionej wartości(dla prądów w zakresie 10...40 × In)

Czas uruchomienia 1)2) Minimum Typowa Maksimum

PHIPTOC:Izwarcia = 2 × nastawa WartośćstartowaIzwarcia = 10 × nastawa Wartośćstartowa

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC i PHLPTOC:Izwarcia = 2 × nastawa Wartośćstartowa

23 ms

26 ms

29 ms

Czas powrotu Typowo 40 ms

Współczynnik powrotu Typowo 0,96

Czas opóźnienia < 30 ms

Dokładność czasu zadziałania w trybie niezależnym ±1,0% nastawionej wartości lub ±20 ms

Dokładność czasu zadziałania w trybie zależnym ±5,0% wartości teoretycznej lub ±20 ms 3)

Tłumienie harmonicznych RMS: brak tłumieniaDFT: -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5,…Międzyszczytowo: brak tłumieniaMiędzyszczytowo + zapas: brak tłumienia

1) Nastawa Opóźnienie zadziałania = 0,02 s, Typ krzywej działania = IEC niezależna, Tryb pomiaru = domyślny (w zależności od stopnia), wartość prądu przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz,prąd zakłóceniowy z częstotliwością znamionową podawaną z losowego przesunięcia fazowego; wyniki opierają się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Zawiera opóźnienie styku wyjściowego mocy

Tabela 28. Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (PHxPTOC), nastawy główne

Parametr Funkcja Wartość (Zakres) Krok

Wartość startowa PHLPTOC 0,05...5,00 × In 0.01

PHHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

PHIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Mnożnik czasu PHLPTOC i PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHLPTOC i PHHPTOC 40...200 000 ms 10

PHIPTOC 40...200 000 ms 10

Typ krzywej działania1) PHLPTOC Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

PHHPTOC Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Czas niezależny

1) Aby uzyskać dodatkowe informacje, zapoznaj się z tabelą charakterystyki działania.


ABB 35

Tabela 29. Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (DPHxPDOC)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu/napięcia: fn ±2 Hz

DPHLPDOC Prąd:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × InNapięcie:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × UnKąt przesunięcia fazowego: ±2°

DPHHPDOC Prąd:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In(dla prądów w zakresie 0,1...10 × In)±5,0% nastawionej wartości(dla prądów w zakresie 10...40 × In)Napięcie:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × UnKąt przesunięcia fazowego: ±2°

Czas uruchomienia1)2) Minimum Typowa Maksimum

Izwarcia = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa

39 ms 43 ms 47 ms




Dokładność czasu zadziałania w trybie charakterystyki DT z niezależnymczasem zwłoki

±1,0% nastawionej wartości lub ±20 ms

Dokładność czasu zadziałania w trybie zależnym ±5,0% wartości teoretycznej lub ±20 ms3)

Tłumienie harmonicznych DFT: -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5,…

1) Tryb pomiaru i Wielkość polaryzująca = domyślny prąd przed zwarciem = 0,0 × In, napięcie przed zwarciem = 1,0 × Un, fn = 50 Hz, prąd zwarciowy w jednej fazie o częstotliwości znamionowej

wprowadzony z losowego kąta fazowego; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Maksymalna Wartość startowa = 2,5 × In, Wartość startowa mnoży się w przedziale 1,5...20

Tabela 30. Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (DPHxPDOC) – nastawy główne


Wartość startowa DPHLPDOC 0,05...5,00 × In 0.01

DPHHPDOC 0,10...40,00 × In 0.01

Mnożnik czasu DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania DPHxPDOC 40...200 000 ms 10

Tryb kierunkowy DPHxPDOC 1 = Bezkierunkowe2 = Do przodu3 = Do tyłu

–

Kąt charakterystyczny DPHxPDOC -179...180° 1

Typ krzywej działania1) DPHLPDOC Niezależna lub zależna czasowoTyp krzywej: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DPHHPDOC Niezależna lub zależna czasowoTyp krzywej: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17



36 ABB

Tabela 31. Trójfazowe zabezpieczenie nadprądowe zależne od napięcia (PHPVOC)

Charakterystyka Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu i napięcia:fn ±2 Hz

Prąd:±1,5% wartości ustawionej lub ±0,002 × InNapięcie:±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × Un

Czas uruchomienia1)2) Typowo 26 ms

Czas zerowania Typowo 40 ms

Współczynnik zerowania Typowo 0,96


Dokładność czasu zadziałania w trybie zależnym ±5,0% wartości ustawionej lub ±20 ms

Tłumienie harmonicznych -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5,…

1) Tryb pomiaru = domyślnie, prąd przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz, prąd ziemnozwarciowy w jednej fazie o częstotliwości znamionowej wprowadzony z losowego kąta fazowego; wynik

opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów.2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego

Tabela 32. Trójfazowe zabezpieczenie nadprądowe zależne od napięcia (PHPVOC), nastawy główne


Wartość startowa PHPVOC 0,05...5,00 × In 0.01

Wartość startowa dolna PHPVOC 0,05...1,00 × In 0.01

Górny limit napięcia PHPVOC 0,01...1,00 × Un 0.01

Dolny limit napięcia PHPVOC 0,01...1,00 × Un 0.01

Monożnik wartości startowej PHPVOC 0.8...10.0 0.1

Mnożnik czasu PHPVOC 0.05...15.00 0.01

Typ krzywej działania1) PHPVOC Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

Opóźnienie zadziałania PHPVOC 40...200 000 ms 10



ABB 37

Tabela 33. Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (EFxPTOC)

Cecha Wartość


EFLPTOC ±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × In

EFHPTOCiEFIPTOC

±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In(dla prądów w zakresie 0,1...10 × In)±5,0% nastawionej wartości(dla prądów w zakresie 10...40 × In)


EFIPTOC:Izwarcia = 2 × nastawa WartośćstartowaIzwarcia = 10 × nastawa Wartośćstartowa

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC i EFLPTOC:Izwarcia = 2 × nastawa Wartośćstartowa

23 ms

26 ms

29 ms







Tłumienie harmonicznych RMS: brak tłumieniaDFT: -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5,…Międzyszczytowy: brak tłumienia

1) Tryb pomiaru = domyślnie (zależnie od stopnia), prąd przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz, prąd ziemnozwarciowy o częstotliwości znamionowej wprowadzony z losowego kąta fazowego;

wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Maksymalna Wartość startowa = 2,5 × In, Wartość startowa mnoży się w przedziale 1,5 do 20

Tabela 34. Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (EFxPTOC), główne nastawy


Wartość startowa EFLPTOC 0,010...5,000 × In 0.005

EFHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

EFIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Mnożnik czasu EFLPTOC i EFHPTOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania EFLPTOC i EFHPTOC 40...200 000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Typ krzywej działania1) EFLPTOC Niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

EFHPTOC Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Czas niezależny



38 ABB

Tabela 35. Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (DEFxPDEF)

Cecha Wartość


DEFLPDEF Prąd:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × InNapięcie±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × UnKąt przesunięcia fazowego:±2°

DEFHPDEF Prąd:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In(dla prądów w zakresie 0,1...10 × In)±5,0% nastawionej wartości(dla prądów w zakresie 10...40 × In)Napięcie:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × UnKąt przesunięcia fazowego:±2°


DEFHPDEFIzwarcia = 2 × nastawa Wartośćstartowa

42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIzwarcia = 2 × nastawa Wartośćstartowa

58 ms 62 ms 66 ms







Tłumienie harmonicznych RMS: brak tłumieniaDFT: -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5,…Międzyszczytowy: brak tłumienia

1) Ustawiona wartość nastawy Opóźnienie zadziałania = 0,06 s,Typ krzywej zadziałania = IEC char. niezależna Tryb pomiaru = domyślnie (zależnie od stopnia), prąd przed zwarciem = 0,0 × In, fn= 50 Hz, prąd ziemnozwarciowy o częstotliwości znamionowej wprowadzony z losowego kąta fazowego; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Maksymalna Wartość startowa = 2,5 × In, Wartość startowa mnoży się w przedziale 1,5 do 20


ABB 39

Tabela 36. Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (DEFxPDEF) – nastawy główne


Wartość startowa DEFLPDEF 0,010...5,000 × In 0.005

DEFHPDEF 0,10...40,00 × In 0.01

Tryb kierunkowy DEFLPDEF i DEFHPDEF 1 = Bezkierunkowe2 = Do przodu3 = Do tyłu

–

Mnożnik czasu DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania DEFLPDEF 50...200 000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10

Typ krzywej działania1) DEFLPDEF Niezależna lub zależna czasowoTyp krzywej: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DEFHPDEF Niezależna lub zależna czasowoTyp krzywej: 1, 3, 5, 15, 17

Tryb działania DEFxPDEF 1 = Kąt fazowy2 = IoSin3 = IoCos4 = Kąt fazowy 805 = Kąt fazowy 88

–


Tabela 37. Zabezpieczenie od zwarć doziemnych przemijających/przejściowych (INTRPTEF)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania (kryterium Uo dla zabezpieczeniaprzejściowego)

W zależności od częstotliwości mierzonego prądu: fn ±2 Hz

±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × Uo

Dokładność czasu zadziałania ±1,0% nastawionej wartości lub ±20 ms


Tabela 38. Zabezpieczenie od zwarć doziemnych przemijających/przejściowych (INTRPTEF), nastawy główne


Tryb kierunkowy INTRPTEF 1 = Bezkierunkowe2 = Do przodu3 = Do tyłu

-

Opóźnienie zadziałania INTRPTEF 40...1 200 000 ms 10

Wartość startowa napięcia INTRPTEF 0,05...0,50 × Un 0.01

Tryb zadziałania INTRPTEF 1 = Przemijające zwarciedoziemne2 = Przejściowe zwarcie doziemne

-

Limit liczby szczytów INTRPTEF 2...20 1

Minimalny prąd zadziałania INTRPTEF 0,01...1,00 × In 0.01


40 ABB

Tabela 39. Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej NSPTOC

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu: fn

±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × In


Izwarcia = 2 × nastawa WartośćstartowaIzwarcia = 10 × nastawa Wartośćstartowa

23 ms15 ms

26 ms18 ms

28 ms20 ms








1) Prąd składowej przeciwnej przed zwarciem wynosi = 0,0, fn=50 Hz; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Maksymalna Wartość startowa = 2,5 × In, Wartość startowa mnoży się w przedziale 1,5...20

Tabela 40. Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej (NSPTOC), nastawy główne


Wartość startowa NSPTOC 0,01...5,00 × In 0.01

Mnożnik czasu NSPTOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania NSPTOC 40...200 000 ms 10

Typ krzywej działania1) NSPTOC Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19



ABB 41

Tabela 41. Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej dla maszyn (MNSPTOC)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu: fn


Czas uruchomienia1)2) Minimalna Typowa Maksymalna

Izwarcia = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa

23 25 ms 28 ms





Dokładność czasu zadziałania w trybie zależnym ±5,0% wartości teoretycznej lub ±20 ms3)


1) Składowa przeciwna prądu wynosi = 0,0, fn =50 Hz; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

2) Zawiera opóźnienie sygnału styku wyjściowego3) Wartość startowa mnoży się w zakresie 1,10 do 5,00

Tabela 42. Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej dla maszyn (MNSPTOC), główne nastawy


Wartość startowa MNSPTOC 0,01...0,50 × In 0.01

Typ krzywej zadziałania MNSPTOC Niezależna lub zależna czasowoTyp krzywej: 5, 15, 17, 18

Opóźnienie zadziałania MNSPTOC 100...120 000 ms 10

Działanie MNSPTOC 1 = Zał.5 = Wył.

-

Czas chłodzenia MNSPTOC 5...7200 s 1

Tabela 43. Zabezpieczenie zerowonapięciowe (ROVPTOV)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego napięcia: fn ±2 Hz

±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × Un


Uzwarcia = 2 × nastawa Wartośćstartowa

48 ms 51 ms 54 ms




Dokładność czasu zadziałania w trybie charakterystyki z niezależnymczasem zwłoki DT



1) Wartość napięcia resztkowego przed zwarciem = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, napięcie resztkowe przy częstotliwości znamionowej jest wprowadzone z losowego kąta fazowego, wyniki opierają się

na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego


42 ABB

Tabela 44. Zabezpieczenie zerowonapięciowe (ROVPTOV), główne nastawy


Wartość startowa ROVPTOV 0,010...1,000 × Un 0.001

Opóźnienie zadziałania ROVPTOV 40...300 000 ms 1

Tabela 45. Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe (PHPTUV)

Cecha Wartość




Uzwarcia = 0,9 × nastawa Wartośćstartowa

62 ms 66 ms 70 ms


Współczynnik powrotu W zależności od nastawy Histereza względna




Dokładność czasu zadziałania w trybie charakterystyki z zależnymczasem zwłoki IDMT

±5,0% wartości teoretycznej lub ±20 ms3)


1) Wartość startowa = 1,0 × Un, Napięcie przed zwarciem = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, obniżona wartość napięcia międzyfazowego o częstotliwości znamionowej wprowadzonej z losowego kąta

fazowego, wyniki opierają się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Minimum Wartość startowa = 0,50, Wartość startowa mnożnik mieści się w zakresie 0,90 do 0,20

Tabela 46. Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe (PHPTOV), nastawy główne


Wartość startowa PHPTUV 0,05...1,20 × Un 0.01

Mnożnik czasu PHPTUV 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHPTUV 60...300000 ms 10

Typ krzywej działania1) PHPTUV Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 5, 15, 21, 22, 23



ABB 43

Tabela 47. Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe (PHPTOV)

Cecha Wartość




Uzwarcia = 1,1 × nastawa Wartośćstartowa

23 ms 27 ms 31 ms


Współczynnik powrotu W zależności od nastawy Względna histereza




Dokładność czasu zadziałania w trybie charakterystyki z zależnymczasem zwłoki IDMT

±5,0% wartości teoretycznej lub ±20 ms3)


1) Wartość startowa = 1,0 × Un, Napięcie przed zwarciem = 0,9 x Un, fn = 50 Hz, przekroczenie wartości napięcia międzyfazowego częstotliwości znamionowej wprowadzonej z losowego kąta

fazowego, wyniki oparte na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego3) Maksymalna Wartość startowa = 1,20 × Un, Wartość startowa mnoży się w przedziale od 1,10 do 20,00

Tabela 48. Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe (PHPTOV), nastawy główne


Wartość startowa PHPTOV 0,05...1,60 × Un 0.01

Mnożnik czasu PHPTOV 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHPTOV 40...300000 ms 10

Typ krzywej działania1) PHPTOV Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 5, 15, 17, 18, 19, 20



44 ABB

Tabela 49. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej zgodnej (PSPTUV)

Cecha Wartość




Uzwarcia = 0,99 × nastawa WartośćstartowaUzwarcia = 0,9 × nastawa Wartośćstartowa

52 ms44 ms

55 ms47 ms

58 ms50 ms


Współczynnik powrotu W zależności od nastawy Względna histereza




1) Wartość startowa = 1,0 × Un, napięcie składowej zgodnej przed zwarciem = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, obniżona wartość napięcia składowej zgodnej o częstotliwości znamionowej wprowadzonej z

losowego kąta fazowego, wyniki oparte na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego

Tabela 50. Zabezpieczenie podnapięciowe składowej zgodnej (PSPTUV), nastawy główne


Wartość startowa PSPTUV 0,010...1,200 × Un 0.001

Opóźnienie zadziałania PSPTUV 40...120 000 ms 10

Wartość blokowania napięciowego PSPTUV 0,01...1,00 × Un 0.01

Tabela 51. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej przeciwnej (NSPTOV)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego napięcia: fn



Uzwarcia = 1,1 × nastawa WartośćstartowaUzwarcia = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






1) Wartość napięcia składowej przeciwnej przed zwarciem = 0,0 × Un, fn= 50 Hz. Nadnapięcie składowej przeciwnej przy częstotliwości znamionowej jest wprowadzone z losowego kąta

fazowego, wyniki oparte na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego


ABB 45

Tabela 52. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej przeciwnej (NSPTOV), nastawy główne


Wartość startowa NSPTOV 0,010...1,000 × Un 0.001

Opóźnienie zadziałania NSPTOV 40...120 000 ms 1

Tabela 53. Zabezpieczenie częstotliwościowe (FRPFRQ)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania f>/f< ±5 mHz

df/dt ±50 mHz/s (w zakresie |df/dt| < 5 Hz/s)±2,0% nastawionej wartości (w zakresie 5 Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Czas uruchomienia f>/f< < 80 ms

df/dt < 120 ms

Czas powrotu < 150 ms


Tabela 54. Główne nastawy zabezpieczenia częstotliwościowego (FRPFRQ)


Tryb działania FRPFRQ (1) = Podcz.2 = Nadcz.3 = df/dt4 = Podcz. + df/dt5 = Nadcz. + df/dt6 = Podcz. LUB df/dt7 = Nadcz. LUB df/dt

–

Wartość startowa, zabezpieczenienadczęstotliwościowe

FRPFRQ 0,9000...1,2000 × fn 0.0001

Wartość startowa, zabezpieczeniepodczęstotliwościowe

FRPFRQ 0,8000...1,1000 × fn 0.0001

Wartość startowa df/dt FRPFRQ -0,2000...0,2000 × fn/s 0.005

Czas zadziałania – częstotliwość FRPFRQ 80...200000 ms 10

Czas zadziałania – df/dt FRPFRQ 120...200000 ms 10


46 ABB

Tabela 55. Zabezpieczenie od przewzbudzenia (OEPVPH)

Cecha Wartość


±3,0% ustawionej wartości

Czas uruchomienia1)2) Zmiana częstotliwości:Typowo 200 ms

Zmiana napięcia:Typowo 40 ms





Dokładność czasu zadziałania w trybie zależnym ±5,0% wartości teoretycznej lub ±50 ms

1) fn = 50 Hz, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego

Tabela 56. Zabezpieczenie od przewzbudzenia (OEPVPH), nastawy główne


Wartość startowa OEPVPH 100...200% 1

Typ krzywej działania OEPVPH Niezależna lub zależna czasowoTyp krzywej: 5, 15, 17, 18, 19, 20

Mnożnik czasu OEPVPH 0,1...100,0 0,1

Opóźnienie zadziałania OEPVPH 200...200 000 ms 10

Czas chłodzenia OEPVPH 5...10 000 s 1

Tabela 57. Trójfazowe zabezpieczenie cieplne pól zasilających, przewodów i transformatorów rozdzielczych (T1PTTR)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości mierzonego prądu: fn ±2 Hz

Pomiar prądu: ±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × In (przy zakresieprądu od 0,01 do 4,00 × In)

Dokładność czasu zadziałania 1) ±2,0% wartości teoretycznej lub ±0,50 s

1) Przeciążenie prądowe > 1,2 × Poziom temperatury zadziałania


ABB 47

Tabela 58. Trójfazowe zabezpieczenie cieplne pól zasilających, przewodów i transformatorów rozdzielczych (T1PTTR) — Nastawy główne


Temperatura otoczenia — nastawa T1PTTR -50...100°C 1

Prąd odniesienia T1PTTR 0,05...4,00 × In 0.01

Wzrost temperatury T1PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Stała czasowa T1PTTR 60...60 000 s 1

Temperatura maksymalna T1PTTR 20,0...200,0°C 0.1

Wartość alarmowa T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Temperatura ponownegozałączenia

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Mnożnik prądu T1PTTR 1...5 1

Temperatura początkowa T1PTTR -50,0...100,0°C 0.1

Tabela 59. Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe cieplne z modelem dwuwykładniczym (T2PTTR)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości mierzonego prądu: fn ±2 Hz

Pomiar prądu: ±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × In (przy zakresieprądu od 0,01 do 4,00 × In)

Dokładność czasu zadziałania1) ±2,0% wartości teoretycznej lub ±0,50 s

1) Przeciążalność prądowa > 1,2 x poziom zadziałania temperaturowego

Tabela 60. Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe cieplne z modelem dwuwykładniczym (T2PTTR), główne nastawy


Wzrost temperatury T2PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Maksymalna temperatura T2PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Temperatura zadziałania T2PTTR 80,0...120,0% 0.1

Krótka stała czasowa T2PTTR 6...60 000 s 1

Współczynnik obciążenia p T2PTTR 0.00...1.00 0.01

Prąd odniesienia T2PTTR 0,05...4,00 × In 0.01

Działanie T2PTTR 1 = Zał.5 = Wył.

-

Tabela 61. Lokalna rezerwa wyłącznikowa (LRW) CCBRBRF

Cecha Wartość







48 ABB

Tabela 62. Lokalna rezerwa wyłącznikowa LRW (CCBRBRF), główne nastawy


Wartość prądu CCBRBRF 0,05...2,00 × In 0.05

Wartość prądu resztkowego CCBRBRF 0,05...2,00 × In 0.05

Tryb LRW CCBRBRF 1 = Prąd2 = Stan wyłącznika3 = Oba

-

Tryb wył. awaryjnego od LRW CCBRBRF 1 = Wyłączone2 = Bez sprawdzenia3 = Ze sprawdzeniem prądu

-

Czas ponownego impulsuwyłączającego

CCBRBRF 0...60 000 ms 10

Opóźnienie LRW CCBRBRF 0...60 000 ms 10

Opóźnienie wykrycia uszkodzeniawyłącznika

CCBRBRF 0...60 000 ms 10

Tabela 63. Trójfazowy detektor udaru (INRPHAR)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Przy częstotliwości f = fn

Pomiar prądu:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × InWspółczynnik pomiarowy I2f/I1f:±5,0% nastawionej wartości

Czas powrotu +35 ms / -0 ms


Dokładność czasu zadziałania +35 ms / -0 ms

Tabela 64. Trójfazowy detektor udaru (INRPHAR) — nastawy główne


Wartość startowa INRPHAR 5...100% 1

Opóźnienie zadziałania INRPHAR 20...60 000 ms 1


ABB 49

Tabela 65. Zabezpieczenie od zwarć łukowych (ARCSARC)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania ±3% ustawionej wartości lub ±0,01 × In

Czas zadziałania Minimum Typowa Maksimum

Tryb działania = „Błysk + prąd”1)2) 9 ms3)

4 ms4)12 ms 3)

6 ms4)15 ms 3)

9 ms4)

Tryb działania = „Tylko błysk”2) 9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

7 ms4)



1) Fazowa wartość startowa = 1,0 × In, prąd przed zwarciem = 2,0 × nastawa Fazowa wartość startowa, fn = 50 Hz, zwarcie z częstotliwością znamionową, wyniki opierają się na rozkładzie

statystycznym 200 pomiarów2) Zawiera opóźnienie styku wyjściowego mocy3) Normalne wyjście mocy4) Wyjście o dużej prędkości

Tabela 66. Główne nastawy zabezpieczenia od zwarć łukowych (ARCSARC)


Wartość startowa fazy ARCSARC 0,50...40,00 × In 0.01

Wartość startowa uziemienia ARCSARC 0,05...8,00 × In 0.01

Tryb działania ARCSARC 2 = Tylko błysk3 = Sterowanie z wejścia binarnego

–

Tabela 67. Wielofunkcyjne zabezpieczenie analogowe (MAPGAPC)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania ±1,0% nastawionej wartości lub ±20 ms

Tabela 68. Zabezpieczenie wielozadaniowe (MAPGAPC) — nastawy główne


Wartość startowa MAPGAPC -10000,0...10000,0 0.1

Opóźnienie zadziałania MAPGAPC 0...200000 ms 100

Tryb działania MAPGAPC 1 = Nad2 = Pod

-


50 ABB

Tabela 69. Stabilizowane numerycznie i bezzwłoczne zabezpieczenie różnicowe dla maszyn (MPDIF)

Cecha Wartość


±3% nastawionej wartości lub ±0,002 x In

Czas zadziałania 1)2) Minimalna Typowa Maksymalna

Stopień niski 36 ms 40 ms 42 ms

Stopień wysoki 18 ms 22 ms 27 ms

Czas powrotu < 40 ms



1) Fn = 50 Hz, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

2) Zawiera wartość opóźnienia styku wyjściowego mocy

Tabela 70. Stabilizowane numerycznie i bezzwłoczne zabezpieczenie różnicowe dla maszyn (MPDIF), nastawy główne


Dolna wartość zadziałania MPDIF 5...30%Ir 1

Górna wartość zadziałania MPDIF 100...1000%Ir 10

Nachylenie sekcji 2 MPDIF 10...50% 1

Koniec sekcji 1 MPDIF 0...100%Ir 1

Koniec sekcji 2 MPDIF 100...300%Ir 1

Zał. ograniczanie pr. stałego MPDIF 0 = Fałsz1 = Prawda

–

Typ połączenia przekładnikaprądowego

MPDIF 1 = Typ 12 = Typ 2

–

Kor. przekładni przekł. prąd., linia MPDIF 0,40...4,00 0,01

Kor. przekładni przekł. prąd., punktzero

MPDIF 0,40...4,00 0,01

Tabela 71. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojana wykorzystujące trzecią harmoniczną (H3EFPSEF)


Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego napięcia:fn ±2 Hz

±5% ustawionej wartości lub ±0,004 × Un



Współczynnik zerowania Typowo 0,96 (tryb różnicowy)Typowo 1,04 (tryb podnapięciowy)





ABB 51

Tabela 72. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojana wykorzystujące trzecią harmoniczną (H3EFPSEF), nastawy główne


Beta H3EFPSEF 0.50...10.00 0.01

Ogr. 3 harm. nap. w punkcie N H3EFPSEF 0.005...0,200 × Un 0.001

Opóźnienie zadziałania H3EFPSEF 20...300 000 ms 10

Wybór napięcia H3EFPSEF 1 = Brak napięcia1 = Zmierzone Uo3 = Obliczone Uo4 = Faza 15 = Faza 26 = Faza 3

–

Współczynnik otwieraniawyłącznika

H3EFPSEF 1.00...10.00 0.01

Tabela 73. Zabezpieczenie podmocowe (DUPPDPR)


Dokładność zadziałania 1) W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu i napięcia:fn ±2 Hz

Dokładność pomiaru mocy ±3% nastawionej wartości lub ±0,002 × SnKąt przesunięcia fazowego: ±2°






1) Tryb pomiaru = „Skł. zgodna” (domyślnie)2) U = Un, Fn = 50 Hz, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów


Tabela 74. Zabezpieczenie podmocowe (DUPPDPR), nastawy główne


Wartość startowa DUPPDPR 0,01...2,00 × Sn 0.01

Opóźnienie zadziałania DUPPDPR 40...300 000 ms 10

Odwrócenie polaryzacji DUPPDPR 0 = Fałsz1 = Prawda

-

Czas wyłączenia DUPPDPR 0...60 000 ms 1000


52 ABB

Tabela 75. Oddawanie mocy/Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe (DOPPDPR)

Wartość Wartość

Dokładność zadziałania 1)

W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu i napięcia:f = fn ±2 Hz

Dokładność pomiaru mocy ±3% ustawionej wartości lub ±0,002 × SnKąt przesunięcia fazowego: ±2°






1) Tryb pomiaru = „Skł. zgodna” (domyślnie)2) U = Un, fn = 50 Hz; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów.


Tabela 76. Oddawanie mocy/Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe (DOPPDPR), nastawy główne


Wartość startowa DOPPDPR 0,01...2,00 × Sn 0.01

Opóźnienie zadziałania DOPPDPR 40...300 000 ms 10

Tryb kierunkowy DOPPDPR 2 = Do przodu3 = Do tyłu

-

Kąt obciążenia DOPPDPR -90...90° 1

Tabela 77. Trójfazowe zabezpieczenie od niedowzbudzenia (UEXPDIS)


Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu i napięcia:f = fn ±2 Hz

±3,0% wartości ustawionej lub ±0,2% Zb




Czas opóźnienia Całkowity czas opóźnienia w trakcie powrotu impedancji z okręguzadziałania w czasie < 40 ms



1) fn= 50 Hz, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów



ABB 53

Tabela 78. Trójfazowe zabezpieczenie od niedowzbudzenia (UEXPDIS), nastawy główne


Średnica UEXPDIS 1...6000%Zn 1

Offset UEXPDIS -1000...1000%Zn 1

Przemieszczenie UEXPDIS -1000...1000%Zn 1

Opóźnienie zadziałania UEXPDIS 60...200 000 ms 10

Wł. zewn. wykr. utraty UEXPDIS 0 = Wyłącz1 = Załącz

–

Tabela 79. Trójfazowe zabezpieczenie podimpedancyjne (UZPDIS)


Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu i napięcia: fn ±2 Hz

±3,0% ustawionej wartości lub ±0,2%Zb








Tabela 80. Trójfazowe zabezpieczenie podimpedancyjne (UZPDIS), nastawy główne


Zasięg procentowy UZPDIS 1...6000% Zn 1

Opóźnienie zadziałania UZPDIS 40...200 000 ms 10

Tabela 81. Zabezpieczenie pozakrokowe OOSRPSB


Zasięg impedancji W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu: fn ±2 Hz

±3,0% osiągniętej wartości lub ±0,2% Un/(√3 ⋅ In)

Czas zerowania ±1,0% ustawionej wartości lub ±40 ms


Tłumienie harmonicznych DFT: -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5...


54 ABB

Tabela 82. Zabezpieczenie pozakrokowe (OOSRPSB), nastawy główne


Tryb wyłączania OOS OOSRPSB 1 = Wejście2 = Wyjście3 = Adaptacyjne

–

Zasięg do przodu OOSRPSB 0,00...6000,00 Ω 0,01

Zasięg do tyłu OOSRPSB 0,00...6000,00 Ω 0,01

Wewnętrzna charakterystykaograniczająca prawa

OOSRPSB 1,00...6000,00 Ω 0,01

Zewnętrzna charakterystykaograniczająca prawa

OOSRPSB 1,01...10 000,00 Ω 0,01

Kąt impedancji OOSRPSB 10,0...90,0° 0,1

Czas kołysania OOSRPSB 20...300 000 ms 10

Opóźnienie wyłączenia OOSRPSB 20...60 000 ms 10

Zasięg strefy 1 OOSRPSB 1...100% 1

Tabela 83. Charakterystyki zadziałania

Parametr Wartość (Zakres)

Typ krzywej zadziałania 1 = ANSI Ekstremalnie zależna2 = ANSI Silnie zależna3 = ANSI Normalnie zależna4 = ANSI Średnio zależna5 = ANSI Niezależna czasowo6 = Ekstremalnie zależna z wydłużonym czasem7 = Silnie zależna z wydłużonym czasem8 = Zależna z wydłużonym czasem9 = IEC Normalnie zależna10 = IEC Silnie zależna11 = IEC zależna12 = IEC Ekstremalnie zależna13 = IEC Zależna ze skróconym czasem14 = IEC Zależna z wydłużonym czasem15 = IEC Niezależna czasowo17 = Programowana18 = Typ RI19 = Typ RD

Typ krzywej działania (zabezpieczenie napięciowe) 5 = ANSI Niezależna czasowo15 = IEC Niezależna czasowo17 = Zależna Krzywa A18 = Zależna Krzywa B19 = Zależna Krzywa C20 = Programowana21 = Zależna Krzywa A22 = Zależna Krzywa B23 = Programowana


ABB 55

Funkcje wzajemnych połączeń

Tabela 84. Kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe z pomiarem mocy biernej (DQPTUV)

Wartość Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości zmierzonego prądu i napięcia:fn ±2 HzMoc bierna w zakresie |PF| < 0,71

Moc:±3,0% lub ±0,002 × QnNapięcie:±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × Un


Czas zerowania <50 ms




1) Wartość startowa = 0,05 × Sn, Moc bierna przed zwarciem = 0,8 × Wartość startowa, dwukrotne przekroczenie mocy biernej, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów


Tabela 85. Kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe z pomiarem mocy biernej (DQPTUV), główne nastawy


Wartość startowa napięcia DQPTUV 0,20...1,20 × Un 0.01

Opóźnienie zadziałania DQPTUV 100...300 000 ms 10

Min. moc bierna DQPTUV 0,01...0,50 × Sn 0.01

Min prąd skł zgod. DQPTUV 0,02...0,20 × In 0.01

Redukcja sektora mocy DQPTUV 0...10° 1

Tabela 86. Zabezpieczenie z funkcją przetrzymywania niskiego napięcia (LVRTPTUV)

Wartość Wartość




Czas zerowania Opiera się na maksymalnej wartości nastawy Czas odblokowania .



1) Testowane pod kątem Liczba faz pobudzenia = 1 z 3, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera opóźnienie sygnałowego styku wyjściowego


56 ABB

Tabela 87. Zabezpieczenie z funkcją przetrzymywania niskiego napięcia (LVRTPTUV) — nastawy główne


Wartość startowa napięcia LVRTPTUV 0,05...1,20 × Un 0.01

Liczba faz uruchomienia LVRTPTUV 4 = Dokładnie 1 z 35 = Dokładnie 2 z 36 = Dokładnie 3 z 3

–

Wybór napięcia LVRTPTUV 1 = Najwyższe między fazą aziemią2 = Najniższe między fazą a ziemią3 = Najwyższe międzyfazowe4 = Najniższe międzyfazowe5 = Skł. zgodna

–

Aktywne współrzędne LVRTPTUV 1...10 1

Poziom napięcia 1 LVRTPTUV 0,00...1,20 ms 0.01










Czas odblokowania 1 LVRTPTUV 0...300 000 ms 1










Tabela 88. Zabezpieczenie od zmiany wektora napięcia (VVSPPAM)

Wartość Wartość


±1°

Czas zadziałania1)2) Typowo 53 ms

1) fn = 50 Hz; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów



ABB 57

Tabela 89. Zabezpieczenie od zmiany wektora napięcia (VVSPPAM), główne nastawy


Wartość startowa VVSPPAM 2,0...30,0° 0.1

Wart. blok. nadnap. VVSPPAM 0,40...1,50 × Un 0.01

Wart. blok. podnap. VVSPPAM 0,15...1,00 × Un 0.01

Nadzór fazy VVSPPAM 7 = Faza 1 + 2 + 38 = Skł. zgodna

–


58 ABB

Funkcje jakości energii

Tabela 90. Wahania napięcia (PHQVVR)


Dokładność zadziałania ±1,5% wartości ustawionej lub ±0,2% napięcia odniesienia

Współczynnik resetu Typowo: 0,96 (Wzrosty), 1,04 (Zapady, Przerwy)

Tabela 91. Asymetria napięcia (VSQVUB)

Wartość Wartość

Dokładność zadziałania ±1,5% nastawionej wartości lub ±0,002 × Un

Współczynnik resetu Typowo 0,96


ABB 59

Funkcje sterownicze

Tabela 92. Kontrola synchronizmu i zazbrojenia (SECRSYN)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości mierzonego napięcia: fn ±1 Hz

Napięcie:±3,0% ustawionej wartości lub ±0,01 × UnCzęstotliwość:±10 mHzKąt przesunięcia fazowego:±3°

Czas powrotu <50 ms




Tabela 93. Główne nastawy funkcji kontroli synchronizmu i zasilania (SECRSYN)


Tryb czynny/nieczynny SECRSYN -1 = Wył.1 = Oba nieczynne2 = L. czynna, Sz. nieczynna3 = L. nieczynna, Sz. czynna4 = Sz. nieczynna, L. dowolnie5 = L. nieczynna, Sz. dowolnie6 = Jedna czynna, nieczynna7 = Jedna lub więcej nieczynna

–

Różnica napięć SECRSYN 0,01...0,50 × Un 0.01

Różnica częstotliwości SECRSYN 0,001...0,100 × fn 0.001

Różnica kątów SECRSYN 5...90° 1

Tryb kontroli synchronizmu SECRSYN 1 = Wyłączone2 = Synchroniczna3 = Asynchroniczna

–

Wartość dla nieczynnej linii SECRSYN 0,1...0,8 × Un 0.1

Wartość dla czynnej linii SECRSYN 0,2...1,0 × Un 0.1

Maks. napięcie zazbrojenia SECRSYN 0,50...1,15 × Un 0.01

Tryb sterowania SECRSYN 1 = Ciągła2 = Polecenie

–

Impuls zamykający SECRSYN 200...60000 ms 10

Przesunięcie fazowe SECRSYN -180...180° 1

Min. czas do synchronizacji SECRSYN 0...60000 ms 10

Maks. czas do synchronizacji SECRSYN 100...6000000 ms 10

Czas zazbrojenia SECRSYN 100...60000 ms 10

Czas zamykania wyłącznika SECRSYN 40...250 ms 10


60 ABB

Funkcje nadzoru

Tabela 94. Monitorowanie stanu wyłącznika (SSCBR)

Cecha Wartość

Dokładność pomiaru prądu ±1,5% lub ±0,002 × In(dla prądów w zakresie 0,1...10 × In)±5,0%(dla prądów w zakresie 10...40 × In)


Pomiar czasu przesuwu +10 ms / -0 ms

Tabela 95. Nadzór obwodu prądowego (CCSPVC)

Cecha Wartość

Czas zadziałania1) < 30 ms

1) Zawiera opóźnienie styku wyjściowego.

Tabela 96. Nadzór obwodu prądu (CCSPVC) — nastawy główne


Wartość startowa CCSPVC 0,05...0,20 × In 0.01

Maks. prąd zadziałania CCSPVC 1,00...5,00 × In 0.01

Tabela 97. Nadzór uszkodzenia bezpiecznika (SEQSPVC)

Cecha Wartość

Czas zadziałania1) Funkcja z Kryterium składowejprzeciwnej (NPS)

Uzwarcia = 1,1 × nastawa Napięcieskł. przeciwnej – poziom

< 33 ms

Uzwarcia = 5,0 × nastawa Napięcieskł. przeciwnej – poziom

< 18 ms

Funkcja z Kryterium prądu inapięcia trójkątnego

ΔU = 1,1 × nastawa Tempo zmianynapięcia

< 30 ms

ΔU = 2,0 × nastawa Tempo zmianynapięcia

<24 ms

1) Zawiera opóźnienie sygnału styku wyjściowego, fn = 50 Hz, napięcie zakłóceniowe o częstotliwości znamionowej wymuszane z losowego kąta fazowego, wyniki opierają się na rozkładzie

statystycznym 1000 pomiarów

Tabela 98. Licznik czasu działania dla maszyn i urządzeń (MDSOPT)

Opis Wartość

Dokładność pomiaru czasu pracy silnika1) ±0,5%

1) Odczyt, samodzielny przekaźnik zabezpieczeniowy, bez synchronizacji czasu


ABB 61

Funkcje pomiarowe

Tabela 99. Pomiar prądów fazowych (CMMXU)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Zależy od częstotliwości mierzonego prądu: fn ±2 Hz

±0,5% lub ±0,002 × In(przy zakresie prądu 0,01 - 4,00 × In)

Tłumienie harmonicznych DFT: -50 dB przy f = n × fn, gdzie n = 2, 3, 4, 5,…RMS: brak tłumienia

Tabela 100. Pomiar składowych prądów (CSMSQI)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania W zależności od częstotliwości mierzonego prądu: f/fn= ±2 Hz

±1,0% lub ±0,002 × Inprzy zakresie prądu 0,01 - 4,00 × In


Tabela 101. Pomiar prądu resztkowego (RESCMMXU)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Zależy od częstotliwości zmierzonego prądu: f/fn = ±2 Hz

±0,5% lub ±0,002 × Inprzy zakresie prądu 0,01...4,00 × In


Tabela 102. Pomiar napięcia trójfazowego (VMMXU)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Zależy od częstotliwości mierzonego napięcia: fn ±2 HzPrzy napięciach w zakresie 0,01-1,15 × Un

±0,5% lub ±0,002 × Un


Tabela 103. Pomiar napięcia resztkowego (RESVMMXU)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Zależy od częstotliwości mierzonego prądu: f/fn ±2 Hz

±0,5% lub ±0,002 × Unn



62 ABB

Tabela 104. Pomiar składowych napięć (VSMSQI)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Zależy od częstotliwości mierzonego napięcia: fn ±2 HzPrzy napięciach w zakresie 0,01-1,15 × Un

±0,5% lub ±0,002 × Un


Tabela 105. Pomiar mocy i energii trójfazowej (PEMMXU)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania Przy wszystkich trzech prądach w zakresie 0,10…1,20 × InPrzy wszystkich trzech napięciach w zakresie 0,50…1,15 × UnPrzy częstotliwości fn ±1 Hz

±1,5% dla mocy pozornej S±1,5% dla mocy czynnej P i energii czynnej1)

±1,5% dla mocy biernej Q i energii biernej2)

±0,015 dla współczynnika mocy


1) |PF| > 0,5 co równa się |cosφ| > 0,52) |PF| < 0,86 co równa się |sinφ| > 0,5

Tabela 106. Pomiar RTD/mA (XRGGIO130)

Opis Wartość

Wejścia RTD Obsługiwane sensory RTD 100 Ω platyna250 Ω platyna100 Ω nikiel120 Ω nikiel250 Ω nikiel10 Ω miedź

TCR 0,00385 (DIN 43760)TCR 0,00385TCR 0,00618 (DIN 43760)TCR 0,00618TCR 0,00618TCR 0,00427

Obsługiwany zakres rezystancji 0...2 kΩ

Maksymalna rezystancjaprzewodu (pomiartrójprzewodowy) 25 Ω / przewód

Izolacja 2 kV (wejścia do ochrony uziemienia)

Czas odpowiedzi <4 s

RTD/prąd pomiaru rezystancji Maksimum 0,33 mA rms

Dokładność zadziałania Rezystancja Temperatura

± 2,0% lub ±1 Ω ±1 °C10 Ω miedź: ±2 °C

Wejścia mA Obsługiwany zakres prądu 0…20 mA

Impedancja wejściowa prądu 44 Ω ± 0,1%

Dokładność zadziałania ±0,5% lub ±0,01 mA

Tabela 107. Pomiar częstotliwości (FMMXU)

Cecha Wartość

Dokładność zadziałania ±5 mHz(w zakresie pomiarowym 35-75 Hz)


ABB 63

Inne funkcje

Tabela 108. Licznik impulsowy (PTGAPC)

Cecha Wartość


Tabela 109. Wyłącznik opóźnienia (8 szt.) (TOFPAGC)

Cecha Wartość


Tabela 110. Włącznik opóźnienia (8 szt.) (TONGAPC)

Cecha Wartość



64 ABB

20. LHMI – Lokalny Interfejs HMIPrzekaźnik jest dostępny z dwoma opcjonalnymiwyświetlaczami – dużym i małym. Duży wyświetlacz jestodpowiedni do instalacji przekaźnika, w których interfejsużytkownika na przednim panelu jest często używany iwymagany jest schemat synoptyczny. Mały wyświetlacz jestodpowiedni do zdalnie sterowanych podstacji, gdzie dostęp doprzekaźnika poprzez interfejs użytkownika na przednim panelujest sporadyczny.

Obydwa wyświetlacze LCD oferują funkcjonalność interfejsuużytkownika na przednim panelu z nawigacją po menu iwidokami menu. Jednakże duży wyświetlacz oferujezwiększoną użyteczność przedniego panelu dziękiograniczeniu konieczności przewijania menu i lepszemuprzeglądowi informacji. Dodatkowo duży wyświetlacz zawierakonfigurowalny przez użytkownika schemat synoptyczny (SLD)z wizualizacją pozycji dla powiązanych urządzeń głównych. Wzależności od wybranej konfiguracji standardowej przekaźnikwyświetla powiązane wartości pomiarowe, z wyjątkiemdomyślnego schematu synoptycznego. Dostęp do widoku

schematu synoptycznego można uzyskać również przy użyciuinterfejsu użytkownika opartego na przeglądarce internetowej.Domyślny schemat synoptyczny może zostać zmodyfikowanyzgodnie z wymaganiami użytkownika przy użyciu edytora zgraficznym wyświetlaczem w menedżerze PCM600.Użytkownik może tworzyć do 10 stron schematusynoptycznego.

Lokalny interfejs człowiek-maszyna zawiera przycisk (L/R) dolokalnego/zdalnego sterowania przekaźnikiem. Gdy przekaźnikpracuje w trybie lokalnym, może on być obsługiwany tylko przyużyciu lokalnego interfejsu użytkownika na przednim paneluurządzenia. Gdy przekaźnik pracuje w trybie zdalnym, może onwykonywać polecenia wysłane ze zdalnej lokalizacji. Przekaźnikobsługuje zdalne wybieranie trybu lokalnego/zdalnego poprzezwejście dwustanowe. Właściwość ta ułatwia na przykładwykorzystanie zewnętrznego przełącznika w podstacji w celuzagwarantowania, że wszystkie przekaźniki znajdują się wtrybie lokalnym podczas prac konserwacyjnych oraz żewyłączniki nie mogą być sterowane zdalnie z centrumsterowania siecią.

IECA070904 V3 PL

Rysunek 14. Mały wyświetlacz

IECA070901 V3 PL

Rysunek 15. Duży wyświetlacz

Tabela 111. Mały wyświetlacz

Wielkość znaku1) Wierszy w widoku Znaków na wiersz

Mały, jednoprzestrzeniowy (6 × 12 pikseli) 5 20

Duży, zmienna szerokość (13 × 14 pikseli) 3 8 lub więcej

1) W zależności od wybranego języka

Tabela 112. Duży wyświetlacz

Wielkość znaku1) Wierszy w widoku Znaków na wiersz

Mały, jednoprzestrzeniowy (6 × 12 pikseli) 10 20

Duży, zmienna szerokość (13 × 14 pikseli) 7 8 lub więcej

1) W zależności od wybranego języka


ABB 65

21. Metody montażuZa pomocą odpowiednich akcesoriów montażowychstandardowa obudowa przekaźnika może być osadzonapłasko, półpłasko lub przyściennie. Obudowy montowanepłasko i przyściennie mogą być osadzane również w pozycjiprzechylonej (pod kątem 25°) przy użyciu specjalnychakcesoriów.

Ponadto przekaźniki mogą być montowane w dowolnejstandardowej szafce przyrządowej 19’’ za pomocą panelimocujących 19’’, dostępnych z wycięciami na jeden lub na dwaprzekaźniki.Alternatywnie przekaźniki mogą zostaćzamontowane w szafkach przyrządowych 19’’ przy użyciu ramymontażowej 4U Combiflex.

W celu przeprowadzenia rutynowych badań obudowyprzekaźniki mogą zostać wyposażone w przełączniki testowetypu RTXP 18, które mogą być montowane obok obudowyurządzenia.

Metody montażu• Montaż podpanelowy• Montaż częściowo podpanelowy• Półpłasko w pozycji nachylonej pod kątem 25°• Montaż na stojaku• Montażu naścienny• Montaż urządzenia na 19-calowym stojaku• Montaż w jednego przekaźnika zabezpieczeniowego i

jednego testowego przełącznika RTXP 18 na 19-calowymstojaku

Wycięcia w przegrodzie do montażu na płasko• Wysokość: 161,5 ±1 mm• Szerokość: 165,5 ±1 mm

48

177

160

177

153

164

IECA070900 V4 PL

Rysunek 16. Montaż podpanelowy

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 PL

Rysunek 17. Montaż częściowopodpanelowy

230

107

25°

133

190

IECA070902 V4 PL

Rysunek 18. Montaż częściowopodpanelowy z pochyleniempod kątem 25°

22. Obudowa przekaźnika i jednostka wsuwanaObudowy przekaźnika są przypisane do określonego typujednostki wsuwanej. Ze względów bezpieczeństwa obudowyprzekaźników przeznaczone dla urządzeń mierzących prąd sązaopatrzone w działające automatycznie styki zwierająceobwód wtórny przekładnika prądowego w momencie wyjęciaprzekaźnika z obudowy. Obudowa przekaźnika jest ponadtowyposażona w mechaniczny system kodowania zapobiegającywsunięciu mierzącego prąd urządzenia do obudowyprzeznaczonej dla przekaźnika mierzącego napięcie.

23. Dane dotyczące wyboru urządzenia i składania zamówieńAby uzyskać dostęp do informacji na temat doboru izamawiania, i wygenerować numer zamówienia, należyskorzystać z Biblioteki ABB.

Narzędzie do wyboru produktu (PST), nowej generacjinarzędzie do obsługi numerów zamówienia, obsługuje funkcjętworzenia kodu zamówieniowego dla produktów z rodzinyautomatyki dystrybucyjnej ABB z naciskiem na, aleniewyłącznie, rodzinę produktów Relion. Narzędzie PST jestprostym w obsłudze narzędziem w trybie online, które zawszezawiera najnowsze informacje o produkcie. Pełny kodzamówienia można utworzyć na podstawie szczegółowejspecyfikacji, a wyniki można wydrukować i przesłać pocztą.Wymagana jest rejestracja.


66 ABB

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS758396&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

https://abbtm.fi.abb.com/PST/#/

24. Akcesoria i dane dotyczące zamawiania

Tabela 113. Kable

Pozycja Numer zamówienia

Czujnik optyczny do zabezpieczenia od zwarć łukowych, długość kabla 1,5 m 1MRS120534-1.5

Czujnik optyczny do zabezpieczenia od zwarć łukowych, długość kabla 3,0 m 1MRS120534-3








Tabela 114. Akcesoria montażowe

Pozycja Numer zamówienia

Zestaw do montażu częściowo podpanelowego 1MRS050696

Zestaw do montażu naściennego 1MRS050697

Zestaw do montażu naściennego pochylonego 1MRS050831

Zestaw do montażu na 19-calowym stojaku z wycięciem na jeden przekaźnik 1MRS050694

Zestaw do montażu na 19-calowym stojaku z wycięciem na dwa przekaźniki 1MRS050695

Wspornik montażowy dla jednego przekaźnika z testowym przełącznikiem RTXP w 4U Combiflex (RHGT 19”wariant C)

2RCA022642P0001

Wspornik montażowy dla jednego przekaźnika w 4U Combiflex (RHGT 19” wariant C) 2RCA022643P0001

Przybory do montażu w 19 calowej ramie jednego przekaźnika i jednego testowego przełącznika RTXP18(przesyłka nie zawiera testowego przełącznika)

2RCA021952A0003

Przybory do montażu w 19 calowej ramie jednego przekaźnika i jednego testowego przełącznika RTXP24(przesyłka nie zawiera testowego przełącznika)

2RCA022561A0003

Funkcjonalny kołnierz uziemiający dla modułów RTD1) 2RCA036978A0001

Zestaw zamienny dla przekaźników serii Strömberg SP_J40 (wycięcie w środku płyty montażowej) 2RCA027871A0001

Zestaw zamienny dla przekaźników serii Strömberg SP_J40 (wycięcie po lewej lub prawej stronie płytymontażowej)

2RCA027874A0001

Zestaw zamienny dla przekaźników serii Strömberg SP_J3 2RCA027880A0001

Zestaw zamienny na stojaku 19-calowym dla przekaźników serii Strömberg SP_J3/J6 (jedno wycięcie) 2RCA027894A0001

Zestaw zamienny na stojaku 19-calowym dla przekaźników serii Strömberg SP_J3/J6 (dwa wycięcia) 2RCA027897A0001

Zestaw zamienny dla przekaźników serii Strömberg SP_J6 2RCA027881A0001

Zestaw zamienny dla przekaźników serii BBC S_ 2RCA027882A0001

Zestaw zamienny dla przekaźników serii SPA 300 2RCA027885A0001

1) Nie można użyć, jeżeli przekaźnik zabezpieczeniowy jest montowany w 19-calowej ramce Combiflex (2RCA032826A0001)


ABB 67

25. NarzędziaPrzekaźnik zabezpieczeniowy jest dostarczany jako jednostkawstępnie skonfigurowana. Domyślne wartości nastaw mogązostać zmienione z poziomu interfejsu użytkownika (LHMI) naprzednim panelu przekaźnika zabezpieczeniowego, z interfejsuopartego na przeglądarce internetowej (WHMI) lub z poziomumenedżera zabezpieczeń i sterowania PCM600,współdziałającego ze właściwym dla danego przekaźnikapakietem połączeń.

PCM600 oferuje szeroką gamę funkcji konfiguracyjnychprzekaźnika. Na przykład, w zależności od przekaźnikazabezpieczeniowego, sygnały przekaźnika, aplikację,wyświetlacz graficzny i schemat synoptyczny oraz komunikacjęIEC 61850, w tym poziomą komunikację GOOSE, możnamodyfikować w narzędziu PCM600.

Gdy wykorzystywany jest interfejs użytkownika WHMI, dostępdo przekaźnika zabezpieczeniowego można uzyskać lokalnielub zdalnie, wykorzystując przeglądarkę internetową (Internet

Explorer). Ze względów bezpieczeństwa interfejs WHMI jestdomyślnie wyłączony, ale może zostać załączony za pomocąlokalnego interfejsu HMI. Funkcjonalność interfejsu Web HMImoże zostać ograniczona do dostępu tylko do odczytu.

Pakiet łączności przekaźnika jest zbiorem oprogramowania iwłaściwych dla danego przekaźnika informacji, któreumożliwiają urządzeniom systemowym oraz programomnarzędziowym połączenie z przekaźnikiem zabezpieczeniowymi wzajemną interakcję. Pakiety połączeń redukują ryzykowystąpienia błędów w integracji systemu, minimalizująckonfigurację urządzenia i czasy rozruchu. Ponadto pakietypołączeń dla tej serii przekaźników zabezpieczeniowychobejmują elastyczne narzędzie uaktualniania umożliwiającedodanie jednego dodatkowego języka do lokalnego interfejsuHMI przekaźnika. Narzędzie uaktualniania jest aktywowaneprzy użyciu menedżera PCM600 i umożliwia wielokrotneuaktualnianie dodatkowych języków interfejsu HMI stosowniedo przyszłych potrzeb.

Tabela 115. Narzędzia

Opis Wersja

PCM600 2.6 (wyd. 20150626) lub późniejsza

Przeglądarka internetowa IE 8.0, IE 9.0, IE 10.0 lub IE 11.0

Pakiet Połączeń REG615 5.1 lub późniejsza


68 ABB

Tabela 116. Obsługiwane funkcje

Funkcja Interfejs Web HMI PCM600

Nastawy przekaźnika

Zapis parametrów nastaw przekaźnika w urządzeniu

Monitorowanie sygnałów

Obsługa rejestratora zakłóceń

Przeglądanie diod alarmowych LED

Zarządzanie kontrolą dostępu

Konfiguracja sygnałów przekaźnika (matryca sygnałów) -

Konfiguracja komunikacji Modbus® (zarządzanie komunikacją) -

Konfiguracja komunikacji DNP3 (zarządzanie komunikacją) -

Konfiguracja komunikacji IEC 60870-5-103 (zarządzanie komunikacją) -

Zapis parametrów nastaw przekaźnika w narzędziu -

Analiza zapisów zakłóceń -

Eksport/import parametru XRIO

Konfiguracja wyświetlacza graficznego -

Konfiguracja aplikacji -

Konfiguracja komunikacji IEC 61850, GOOSE (konfiguracja komunikacji) -

Podgląd wykresów wskazowych -

Podgląd zdarzeń

Zapisywanie danych dotyczących zdarzeń na komputerze użytkownika

Monitorowanie w trybie online - = Obsługiwany

26. CyberbezpieczeństwoPrzekaźnik obsługuje uwierzytelnianie i uprawnieniaużytkowników w oparciu o przypisane role. Może onprzechowywać 2048 dzienników nadzoru użytkownika wpamięci trwałej. Pamięć trwała jest oparta na typie pamięci,który nie wymaga rezerwy bateryjnej ani regularnej wymianyczęści do zachowania przechowywanych w pamięci danych.

FTP i interfejs WHMI korzystają z szyfrowania TLS co najmniej128‑bitowym kluczem zabezpieczającym przesyłane dane. Wtym przypadku stosowanymi protokołami komunikacyjnymi sąFTPS i HTTPS. Wszystkie tylne porty komunikacyjnej iopcjonalne usługi protokołów mogą zostać wyłączone zgodniez żądaną konfiguracją systemu.


ABB 69

27. Schematy zacisków

Wejście czujnika światła 1

Opcjonalne



Urządzenie zostało wyposażone w mechanizm automatycznie wyłączający zwarcia w złączu przekładnika prądowego CT w przypadku wyciągnięcia jednostki wsuwanej.

Alternatywny moduł AIM0003

Alternatywny moduł BIO0007 (8 WEJŚCIA BINARNE + 3 WYJŚCIA O DUŻEJ PRĘDKOŚCI)

GUID-4BA6AD56-1833-4BA6-B3CC-3C44FD9767BF V1 PL

Rysunek 19. Schemat zacisków dla konfiguracji standardowej A


70 ABB


Opcjonalne






GUID-7E974B34-D8B8-4114-A24A-40F38BECF594 V1 PL

Rysunek 20. Schemat zacisków dla konfiguracji standardowej C


ABB 71


Opcjonalne






GUID-6756612D-B6DA-4B52-822D-B2794FADCC23 V1 PL

Rysunek 21. Schemat zacisków dla konfiguracji standardowej D


72 ABB

28. CertyfikatyDNV GL wydało Wydanie 2 IEC 61850 Poziom Certyfikatu A1

dla serii Relion® 615. Numer certyfikatu: 7410570I-OPE/INC15-1136.

DNV GL wydało Wydanie 1 IEC 61850 Poziom Certyfikatu A1

dla serii Relion® 615. Numer certyfikatu: 74105701-OPE/INC15-1145.

Dodatkowe certyfikaty można znaleźć na stronie produktu.

29. Materiały referencyjnePortal www.abb.com/substationautomation zapewniainformacje na temat całej gamy produktów i usług w zakresieautomatyki rozdzielczej.

Aktualne informacje na temat przekaźnika zabezpieczeniowegoREG615 i przekaźnika sterującego można znaleźć nastrony produktu. Przewiń w dół strony, aby przeglądać i pobraćpowiązaną dokumentację.


ABB 73

http://new.abb.com/distribution-automation/numerical-relays/power-generator-protection-and-control/generator-and-interconnection-protection-reg615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/distribution-automation/numerical-relays/power-generator-protection-and-control/generator-and-interconnection-protection-reg615-iec

30. Funkcje, kody i oznaczenia

Tabela 117. Funkcje zawarte w konfiguracji przekaźnika

Funkcja IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Zabezpieczenie

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenienadprądowe, stopień zabezpieczeniowy niski

PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenienadprądowe, stopień zabezpieczeniowy wysoki

PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenienadprądowe, stopień bezzwłoczny

PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenienadprądowe, stopień zabezpieczeniowy niski

DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1)

DPHLPDOC2 3I> -> (2) 67-1 (2)

Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenienadprądowe, stopień zabezpieczeniowy wysoki

DPHHPDOC1 3I>> -> (1) 67-2 (1)

Trójfazowe zabezpieczenie nadprądowe zależne odnapięcia

PHPVOC1 3I(U)> (1) 51V (1)

Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe,stopień zabezpieczeniowy wysoki

EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe,stopień zabezpieczeniowy niski

DEFLPDEF1 Io> -> (1) 67N-1 (1)

DEFLPDEF2 Io> -> (2) 67N-1 (2)

Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe,stopień zabezpieczeniowy wysoki

DEFHPDEF1 Io>> -> (1) 67N-2 (1)

Zabezpieczenie od zwarć doziemnychprzejściowych/przemijających

INTRPTEF1 Io> -> IEF (1) 67NIEF (1)

Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)

NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnejdla maszyn

MNSPTOC1 I2>M (1) 46M (1)

MNSPTOC2 I2>M (2) 46M (2)

Zabezpieczenie nadnapięciowe składowejresztkowej

ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

Zabezpieczenie podnapięciowe składowej zgodnej PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1)

PSPTUV2 U1< (2) 47U+ (2)

Zabezpieczenie nadnapięciowe składowejprzeciwnej

NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1)

NSPTOV2 U2> (2) 47O- (2)


74 ABB

Tabela 117. Funkcje zawarte w konfiguracji przekaźnika, ciąg dalszy


Zabezpieczenie częstotliwościowe FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1)

FRPFRQ2 f>/f<,df/dt (2) 81 (2)





Zabezpieczenie od przewzbudzenia OEPVPH1 U/f> (1) 24 (1)

Trójfazowe zabezpieczenie termiczne pólzasilających, przewodów i transformatorówrozdzielczych

T1PTTR1 3Ith>F (1) 49F (1)

Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe, dwiestałe czasowe

T2PTTR1 3Ith>T/G/C (1) 49T/G/C (1)

Zabezpieczenie od awarii wyłącznika CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

Trójfazowy detektor udaru INRPHAR1 3I2f> (1) 68 (1)

Zadziałanie urządzenia nadrzędnego TRPPTRC1 Zadziałanie urządzenianadrzędnego (1)

94/86 (1)

TRPPTRC2 Zadziałanie urządzenianadrzędnego (2)

94/86 (2)


94/86 (3)


94/86 (4)


94/86 (5)


94/86 (6)

Zabezpieczenie od zwarć łukowych ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)

ARCSARC2 ARC (2) 50L/50NL (2)

ARCSARC3 ARC (3) 50L/50NL (3)


ABB 75



Wielozadaniowe zabezpieczenie analogowe MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Stabilizowane numerycznie i bezzwłocznezabezpieczenie różnicowe dla maszyn

MPDIF1 3dI>G/M (1) 87G/M (1)

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojanawykorzystujące trzecią harmoniczną

H3EFPSEF1 dUo>/Uo3H (1) 27/59THD (1)

Zabezpieczanie podmocowe DUPPDPR1 P< (1) 32U (1)

DUPPDPR2 P< (2) 32U (2)

Oddawanie mocy/Kierunkowe zabezpieczenienadmocowe

DOPPDPR1 P>/Q> (1) 32R/32O (1)

DOPPDPR2 P>/Q> (2) 32R/32O (2)

DOPPDPR3 P>/Q> (3) 32R/32O (3)

Trójfazowe zabezpieczenie od niedowzbudzenia UEXPDIS1 X< (1) 40 (1)

Trójfazowe zabezpieczenie podimpedancyjne UZPDIS1 Z<G (1) 21G (1)

Zabezpieczenie pozakrokowe OOSRPSB1 OOS (1) 78 (1)

Funkcje wzajemnych połączeń

Kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe zpomiarem mocy biernej

DQPTUV1 Q> ->,3U< (1) 32Q,27 (1)

Zabezpieczenie z funkcją przetrzymywania niskiegonapięcia

LVRTPTUV1 U<RT (1) 27RT (1)



Zabezpieczenie od zmiany wektora napięcia VVSPPAM1 VS (1) 78V (1)

Jakość energii elektrycznej

Całkowite zniekształcenia w prądzie obciążenia CMHAI1 PQM3I (1) PQM3I (1)


76 ABB



Całkowite zniekształcenia harmoniczne napięcia VMHAI1 PQM3U (1) PQM3V (1)

Wahania napięcia PHQVVR1 PQMU (1) PQMV (1)

Asymetria napięcia VSQVUB1 PQUUB (1) PQVUB (1)

Sterowanie

Sterowanie wyłącznikiem CBXCBR1 I <-> O CB (1) I <-> O CB (1)

Sterowanie odłącznikiem DCXSWI1 I <-> O DCC (1) I <-> O DCC (1)

DCXSWI2 I <-> O DCC (2) I <-> O DCC (2)

Sterowanie uziemnikiem ESXSWI1 I <-> O ESC (1) I <-> O ESC (1)

Wskazanie położenia odłącznika DCSXSWI1 I <-> O DC (1) I <-> O DC (1)

DCSXSWI2 I <-> O DC (2) I <-> O DC (2)

DCSXSWI3 I <-> O DC (3) I <-> O DC (3)

Wskazanie uziemnika ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)

ESSXSWI2 I <-> O ES (2) I <-> O ES (2)

Kontrola synchronizmu i pobudzania SECRSYN1 SYNC (1) 25 (1)

Monitorowanie stanu i nadzór

Monitorowanie stanu wyłącznika SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

Nadzór obwodu wyłączania TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Nadzór obwodu prądowego CCSPVC1 MCS 3I (1) MCS 3I (1)

Nadzór uszkodzenia bezpiecznika SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Licznik czasu działania dla maszyn i urządzeń MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

Pomiar

Rejestrator zakłóceń RDRE1 DR (1) DFR (1)

Zapis profilu obciążenia LDPRLRC1 LOADPROF (1) LOADPROF (1)

Zapis usterki FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

Pomiar prądu trójfazowego CMMXU1 3I (1) 3I (1)

CMMXU2 3I (2) 3I (2)

Pomiar składowych prądów CSMSQI1 I1, I2, I0 (1) I1, I2, I0 (1)

Pomiar prądu resztkowego RESCMMXU1 Io (1) In (1)

Pomiar napięcia trójfazowego VMMXU1 3U (1) 3V (1)

VMMXU2 3U (2) 3V (2)

Pomiar napięcia resztkowego RESVMMXU1 Uo (1) Vn (1)

RESVMMXU2 Uo (2) Vn (2)

Pomiar składowych napięć VSMSQI1 U1, U2, U0 (1) V1, V2, V0 (1)

Pomiar mocy i energii trójfazowej PEMMXU1 P, E (1) P, E (1)

Pomiar RTD/mA XRGGIO130 X130 (RTD) (1) X130 (RTD) (1)

Pomiar częstotliwości FMMXU1 f (1) f (1)

IEC 61850-9-2 LE Wysyłanie wartości próbkowanej SMVSENDER SMVSENDER SMVSENDER


ABB 77



IEC 61850-9-2 LE Odbieranie wartości próbkowanej(współdzielenie napięcia)

SMVRCV SMVRCV SMVRCV

Inne

Licznik minimalnej długości impulsu (2 szt.) TPGAPC1 TP (1) TP (1)

TPGAPC2 TP (2) TP (2)



Licznik minimalnej długości impulsu (2 szt.,rozdzielczość w sekundach))

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

Licznik minimalnej długości impulsu (2 szt.,rozdzielczość w minutach)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

Licznik minimalnej długości impulsu (8 szt.) PTGAPC1 PT (1) PT (1)

Licznik impulsowy (8 szt.), stopień 2 PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Wyłącznik opóźnienia (8 szt.) TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



Włącznik opóźnienia (8 szt.) TONGAPC1 TON (1) TON (1)

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



Nastawianie-zerowanie (8 szt.) SRGAPC1 SR (1) SR (1)

SRGAPC2 SR (2) SR (2)



Blok funkcjonalny MOVE (8 szt.) MVGAPC1 MV (1) MV (1)

MVGAPC2 MV (2) MV (2)

Rodzajowy punkt kontrolny (16 szt.) SPCGAPC1 SPC (1) SPC (1)

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)

Skalowanie wartości analogowej SCA4GAPC1 SCA4 (1) SCA4 (1)

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



Przenoszenie wartości całkowitej MVI4GAPC1 MVI4 (1) MVI4 (1)


78 ABB

31. Historia zmian w dokumencie

Aktualizacja/data dokumentu Wersja produktu Historia

A/2016-09-02 5.0 FP1 Przetłumaczone z angielskojęzycznego dokumentu1MRS758279 w wersji A


ABB 79

Skontaktuj się z nami

ABB OyProdukty dla średnich napięć,Distribution AutomationP.O. Box 699FI-65101 VAASA, FinlandTelefon +358 10 22 11Faks +358 10 22 41094

www.abb.com/mediumvoltage

www.abb.com/substationautomation

ABB India Limited,Distribution AutomationManeja WorksVadodara-390013, IndiaTelefon +91 265 6724402Faks +91 265 6724423

www.abb.com/mediumvoltage

www.abb.com/substationautomation

1MR

S75

8578

A©

Cop

yrig

ht 2

016

AB

B. W

szel

kie

praw

a za

strz

eżon

e.

Zabezpieczenie generatora i połączenia REG615 Katalog produktów · 2018. 5. 9. · 1. Opis...

Documents

Transcript of Zabezpieczenie generatora i połączenia REG615 Katalog produktów · 2018. 5. 9. · 1. Opis...