DIGSI 4Aktuell

DIGSI 4DIGSI 4

DIGSI 4 Notes.....DIGSI 4 Notes.....DIGSI 4 Notes.....DIGSI 4 Notes.....DIGSI 4 Notes.....

01 2004

s

Deutsch Engl ish

Wechsel im Deutschlandvertrieb Mit Wirkung vom 01.Oktober 2003übernimmt Herr Johannes Arnold(Bild rechts) die Leitung der PTD PA14, Business Development, Protec-tion and Power Qualitiy, Deutschland.Herr Meisberger (Bild links) geht zumgleichen Zeitpunkt in den Ruhestand.

Hr. Arnold begann im November1991 in Erlangen in der AbteilungLeittechnik. Nach einer Zeit in derProjektabwicklung und dem anschlie-ßenden Projektcontrolling wechselteer 1997 in den Bereich Schutztechnikin die Vertriebsgruppe von Hr. Meis-berger. Dort war er zuständig für dieVertriebseinheiten Bayern, Ost undNordost. Viele DIGSI-Anwender ken-nen ihn vom 'DIGSI 4' Kurs oder demKurs 'Anwendung und Praxis'.

Wir wünschen Hr. Arnoldviel Erfolg in seinemneuen Wirkungskreis undHr. Meisberger alles Gutein seinem verdienten Ru-hestand.

Kasachstan erhält moderne Schutz-und Leittechnik

Siemens Power Transmission and Dis-tribution (PTD) hat vom kasachischenNetzbetreiber Kazakhstan ElectricityGrid Operation Company (KEGOC)den Auftrag zur Modernisierung derStationsleit- und Schutztechnik allerUmspannwerke des Stromübertra-gungsnetzes Kasachstans erhalten.Ziel ist es, die Zuverlässigkeit derEnergieübertragung und die Verfüg-barkeit der elektrischen Anlagen imNetz zu verbessern. So wird SiemensPTD alle 68 Umspannwerke der Hoch-und Höchstspannungsebene (110 kVbis 1150 kV) mit digitalen Schutz- undSteuergeräten sowie Stationsleitsys-

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DIGSI 4 NotesDIGSI 4 NotesDIGSI 4 Notes

temen ausrüsten. Mit dem Auftrag inHöhe von mehr als 50 Mio. Euro ist Sie-mens PTD PA Marktführer in Kasachstan.

Im Rahmen des Modernisierungspro-jektes wird Siemens alle bisher in denUmspannwerken vorhandenen analogarbeitenden elektronischen Schutzge-räte durch digitale Schutzsysteme derReihe SIPROTEC ersetzen: Die Gerätewerden in Schaltschränken eingebaut

auf die Baustellen geliefert, dort mon-tiert und in Betrieb genommen. In denSchaltwarten der Umspannwerke wer-den zusätzlich die konventionellen Steu-ertafeln gegen moderne Bildschirmar-beitsplätze für das Wartenpersonal aus-getauscht. Zum Einsatz kommt hier dasStationsleitsystem SICAM SAS. Es stelltauf der Basis der Komponenten SICAMund SIPROTEC eine durchgängige Lö-sung für das Steuern und Überwachen

der elektrotechnischen Übertragungs-und Verteilungsanlagen dar. Auch dieeinfache Handhabung der Systemkom-ponenten, ihre Störunempfindlichkeit,Langlebigkeit und die Möglichkeit, Be-triebs- und Diagnosedaten bereitstellenzu können, waren für den kasachischenBetreiber mit ausschlaggebende Grün-de, sich für die Stationsleit- und Schutz-technik von Siemens zu entscheiden.

Neues DIGSI

Seit Februar ist das neue DIGSI – dieVersion 4.50 – auf dem Markt. Vieleneue Geräte bzw. Geräte mit Firmwareab 4.50 bieten erweiterte Funktionalität,die mit DIGSI 4.50 genutzt werdenkann:

Weiterverarbeitung von Zählwertenund Meldungen mit Wert im CFC-Logikeditor

Neue CFC-Bausteine wie Zählerbau-stein, Vergleichsbaustein (für alleZahlentypen), Speicherbaustein fürganzzahlige Werte, Alarmbaustein(Meldung bei Erreichen eines Zeit-Datums), Flankendetektorbaustein,Kurzzeit-Timer (analog zum Langzeit-Timer, damit Ersparnis eines zweitenTimers), Blinker

Präzise Prüfung der CFC-Grenzen beider Übersetzung

Kommunikation zwischen DIGSI undGerät über Ethernet

Gleichzeitiger Betrieb des SIPROTEC-Web-Browsers und DIGSI Remoteüber eine Modemverbindung

Steigerung der Performance bei derKommunikation zwischen DIGSI undGerät (Übertragen, …)

Aber auch Nutzer der bisher verfügba-ren Geräte können sich über Verbesse-rungen von DIGSI freuen:

Erleichterung der Navigation in derRangiermatrix durch eine farbigeMarkierung (Fadenkreuz)

Testweise Absetzen von Meldungenjetzt auch für Doppelmeldungenmöglich

Anzeige im Gerätedisplay nachStörfall jetzt auch für SIPROTEC 4-Geräte parametrierbar

Intergerätekommunikation: Ausfall-meldung je Teilnehmer (betrifft nur6MD66)

Natürlich erhalten Sie als lizenzierterDIGSI 4-Anwender auch diese Versionwieder kostenlos. Da in der Vergangen-heit jedoch viele der Upgrade-Sendun-gen die Empfänger nicht erreichten,muss DIGSI 4.50 bestellt werden.

Achtung:

Für neue Geräte bzw. Geräte mitFirmware ab V4.50 benötigen Siezwingend DIGSI 4.50. Die demnächst zu erwartenden Ver-sionen von 7SJ61/62/63/64, 6MD63und 7SA522/6x können nicht mitDIGSI V4.40 oder älteren Versionenbedient werden.

So bestellen Sie DIGSI 4.50

Wenden Sie sich einfach an IhrenAnsprechpartner der Firma Siemensin Ihrer Region. Er bestellt gerne dasfür Sie kostenlose Upgrade (Bestell-nummer C53207-A404-D903-8).

Neue Geräte

Die Prüfschaltervariante 7XV7503 fürAbzweigschutz ohne aufgelösten Stern-punkt mit zwei Wandlerkernen oder se-paraten Erdschlusswandler ist seit MitteFebruar zur Lieferung freigegeben. DIGSI-Treiber hierfür wie auch für die hier auf-gelisteten neuen Geräteversionen findenSie wie immer unter www.siprotec.de.

Unter www.powerquality.de findenSie Information zu dem im Februar zur Lieferung freigegebenen PowerMeter SIMEAS P mit analogen unddigitalen Ein- und Ausgabemodulen(7KG7610).

6MD63x V4.437SD5xx V4.30 7SJ61x V4.43 7SJ62x V4.43 7SJ63x V4.43 7SJ64x V4.43 7UT613 V4.01 7UT633 V4.01 7UT635 V4.01

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Online gut beraten

Unter www.siprotec.de bzw. www.siprotec.com wird zurzeit einBereich „Service“ aufgebaut. Bereitsjetzt finden Sie hier ein Formular, mit dem Sie Probleme erfassen undan unsere Hotline senden können.Desweiteren können Sie sich – fallsnoch nicht geschehen – als DIGSI-Lizenznehmer registrieren.

Schon längst etabliert ist die Down-load Area, in der die neuesten Gerä-tetreiber angeboten werden, aberauch viele Tipps und Hinweise zuCFC-Programmierung oder Kommu-nikationstopologien.

Ein Kurs für Service- und Störungs-techniker

In diesem Jahr gibt es gleich mehrereneue Kursangebote. Eines davon rich-tet sich an Mitarbeiter aus dem EVU-und Industriebereich, die sich mit der Inbetriebnahme, Instandhaltungund dem Betreiben von numerischenSchutzgeräten SIPROTEC 1-4 befas-sen.

Die Teilnehmer werden in eine syste-matische Störungsdiagnose von dig.Netz- und Maschinenschutzgerätenvon SIPROTEC 1-4 eingeführt. Sieerhalten wertvolle Hinweise übertypische Servicearbeiten, z.B. Strom-wandleranpassung 1A/5A, sowieTipps zur Durchführung einer effizien-ten Inbetriebsetzung oder Routineprü-fung von numerischen Schutzgeräten.

Inhaltliche Schwerpunkte sind:

Überprüfung der korrekten Verdrah-tung / Messwertüberwachungsfunk-tionalität

Inbetriebsetzungsunterstützungs-hilfen bei SIPROTEC 1-4

Erdschluss- / Kurzschlussrichtungs-prüfung

Hard- und Softwareanpassung beiStromwandlernennstromanpassung1A/5A

Tausch von Kommunikationsmodulen

FAQ (Frequently asked questions) im Service

Auslesen störungsrelevanter Infor-mationen (Fehlerpuffer)

Erstdiagnose und –schritte zur Feh-lerbehebung

Kommunikationsadressen / Ferndiag-nose über IBS-Fernabfragekoffer

Tipps und Tricks für den Praktiker

Praktische Übungen mit SIPROTEC -Geräten

SIPROTEC – Service- und Störungsdi-agnosemanagement (Deutsch)

Nächste Termine: 20.07.2004 05.10.2004

MLFB: 9CA4030-0HD00-0BD4.

Anmeldeformular im Internet unterwww.ptd-training.de.

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Experten) haben die Herausforderungangenommen, u.a. eine einheitlicheSprache für die gesamte Kommunika-tion in Schaltanlagen zu definieren. Anden neuen Standard wurden sehr hoheAnsprüche gestellt:

1.Abdecken aller Informationsinhalte der Stationen bis hin zu kleinen digita-len Einheiten in der Prozessebene (also auch für digitale Wandler oder Sensoren und Aktoren unmittelbar am Prozess).

2.Offenheit für Erweiterungen der zu kommunizierenden Informationen in der Zukunft nach dem Prinzip: alles was bekannt ist wird in die Definitio-nen eingebettet, künftige Anwendun-gen können nach aufgestellten Regelnstandardkonform ergänzt werden.

3.Offenheit für künftige hocheffiziente Übertragungsverfahren.

4.Durchsetzung eines Systemgedan-kens, der sich in dem Begriff „Inter-operabilität“ ausdrückt und die Fest-legungen zur Kodierung von Informa-tionen und zu den Kommunikations-diensten weit übertrifft. Auch Anfor-derungen an das Engineering und die Nachhaltigkeit von Produkten im Sinne von Lebensfähigkeit der mit den Produkten zusammengesetzten Anlagen sind daher im Standard ent-halten.

IEC 61850 – Umsetzung der neuenKommunikationsnorm

(Bericht von Holger Schubert, LeiterVertrieb für die Regionen Asien, Pazifik)

Die Nummer mit Zukunft

Unterhalten sich Menschen, bedarf eseiniger Vorraussetzungen um einanderzu verstehen. Die wohl wichtigsteGrundlage ist die einheitliche Sprache.Anderenfalls müssten Übersetzer ein-gesetzt werden, wodurch jedoch dieUnterhaltung verlängert und dasPotenzial an Missverständnissenwesentlich erhöht würde. Ähnlichverhält es sich mit den Komponenteneines Automatisierungsverbundes.Auch hier ist das oberste Gebot, dasseine gleiche Sprache gesprochen wird,wobei die Gewichtung auf ein gleichesVerständnis einer Sprache der beteilig-ten Komponenten um ein Vielfacheshöher ist als bei menschlicher Kommu-nikation: eine Fehlinterpretation kannhier sofort zu einem unbestimmten,evtl. sogar fatalen Verhalten führen.

Hohe Anforderungen an eine neue Norm

Die internationalen Arbeitsgruppen derIEC 61850 „Kommunikationsnetze und–Systeme in Stationen“ (14 Länder, 60

Vorgestellt

Die folgenden Merkmale beschreibendie IEC 61850:

• Standardisiert ein Protokoll für alle Bereiche in der Schaltanlage

• Deckt alle Schaltanlagenfunktionen vom Schutz über die Steuerung bis zum Monitoring ab

• Bringt Investitionssicherheit durch Offenheit, Erweiterbarkeit und Zukunftssicherheit

• Weltweit gültiger und akzeptierter Standard, also alleiniger, akzeptierter Schlüssel für interoperable Lösungen

• Definiert den Engineeringprozess, den Lebenszyklus und die Qualitäts-sicherung der Geräte und des Sys-tems

• Bietet Unterstützung beim Enginee-ring der gesamten Anlage, hersteller-unabhängiger Engineeringdaten-Aus-tausch

• Erlaubt die Optimierung der Schaltan-lage für unterschiedliche Anlagen-typen (skalierbare Technologie)

• Nutzt verfügbare industrielle Ethernet-technologie und Kommunikations-komponenten

• Gemeinsame Kommunikations-Infra-struktur

Themenfolge zur Fernkommunikation

Fernbedienung über Satellit und

Power Line Carrier in Peru

Modemkommunikation in Anlagen

mit älteren und neuen Geräten

IEC 61850 – Umsetzung der neuen

Kommunikationsnorm

LAN-Kommunikation über Netz-

werkmodems

Standleitung zu 1200 Geräten über

aktiven Sternkoppler

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�

Teure Kommunikationsvielfalt

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Die Lösung

Diese Anforderungen wurden berück-sichtigt, indem sowohl die Erfahrun-gen der Europäer mit der IEC 60870-Reihe wie auch die Erkenntnisse derNordamerikaner eingearbeitet wurden:Um den Anwendern eine langfristigeInvestitionssicherheit zu bieten, wur-den Daten, Funktionen und Kommuni-kation getrennt. Sollte sich in derZukunft eine neue Kommunikations-technologie durchsetzen, ist es somöglich, diese zu adaptieren, ohneDaten oder Funktionen anpassen zumüssen. Für ein durchgängiges, vomHersteller unabhängiges Engineeringbietet die IEC 61850 darüber hinauseine formale, standardisierte Beschrei-bung der Geräte und des Systems –ein Fall für DIGSI.

Die Umsetzung

Der IEC 61850-Standardisierungs-prozess ist seit letztem Monat abge-schlossen, die Norm ist nun interna-tionaler Standard. Viele Interoperabili-tätstests auch zwischen Siemens undanderen Herstellern wurden bereitserfolgreich abgeschlossen. Erste Auf-träge für IEC 61850-fähige Systemesind bereits vorhanden und viele An-

fragen weltweit bestätigen eine breiteAkzeptanz sowie das Vertrauen in dieLeistungsfähigkeit der neuen Kommu-nikation. Für uns ist IEC 61850 dahereine Schlüsseltechnologie: Als ersterHersteller wird Siemens PTD ab Julidiesen Jahres die ersten SIPROTEC-Geräte sowie Leittechnik mit IEC61850-Kommunikation anbieten. Mit DIGSI4.51 können IEC61850-Stationen kon-figuriert werden.

Der Autor arbeitet in folgenden Nor-mungsgremien mit:IEC: Miteditor der IEC 61850DKE: Leiter Arbeitsgruppe "Kommuni-

kation in Schaltanlagen nach IEC 61850"

CIGRE: Miteditor "The automation of new and existing substations:why and how"

IEEE: Miteditor Handbuch "Auto-matisierung von Schaltanal-gen"

UCA int. Users Group: Leiter der Arbeitsgruppe "IEC 61850"

Detaillierte Information zu IEC61850 finden Sie unter www.61850.com.

Tipps & TricksIm Umfeld der Messwertverarbeitungergeben sich einige Applikationen, dietrickreich durch CFC-Programmierungrealisiert werden können. Sind dieMesswerte z.B. sehr klein, sollten sievor einem Grenzwertvergleich größerskaliert werden, um Rundungsfehlergering zu halten.

Um 100% der Ständerwicklung schüt-zen zu können, wird im 7UM62 die 3.Harmonische herangezogen. Die Schutz-funktion bietet nur eine Stufe. Eine

zweite kann allerdings einfach durchProgrammierung ergänzt werden. DiePerformance von maximal 0,6s bei derMesswertverarbeitung in der CFC-Logikist hierfür mehr als ausreichend. EinProblem stellt der Messwertvergleichdar: da die 3. Harmonische beim Erd-schluss in Sternpunktnähe sehr klein ist,ist die Schwellwertabfrage numerisch

recht ungenau. Hier empfiehlt sich, denMesswert “UE3H” vor dem Vergleichmit 100 zu multiplizieren.

Änderungen im Ablaufeditor machendas Leben leichter

Die oben abgebildete Logik ist der rich-tigen Ablaufebene zugeordnet: Alle

Durchgängige Architektur

DIGSI 4 NotesDIGSI 4 NotesDIGSI 4 Notes

6 ...Deutsch.....Deutsch.....Deutsch.....Deutsch.....Deutsch.....Deutsch.....Deutsch..............

Demnächst

4.51. Außerdem erhalten Sie Tipps &Tricks zur Projektierung von Dreistel-lungsschaltern mit DIGSI.

Die nächsten DIGSI 4 Notes

Der nächste Newsletter erscheint imJuni und führt ein in die Projektierungvon IEC61850-Geräten mit der imSommer erwarteten DIGSI-Version

Regel "C:\Siemens") unter“..\Digsi4\SSLib\SSData”.

Kann ich das unter MS Windows XP imExplorer integrierte ZIP-Kompressions-tool für das Archivieren von Projektenverwenden?

Leider nicht. Sie benötigen eines derüblichen Tools wie z.B. WinZIP oderPKZIP.

Die Installation von DIGSI 4.50 (auchDIGSI 4.40) bricht bereits bei der Vorbe-reitung (1. Dialog: Setup) ab. Warumkann ich nicht installieren?

Die Installationsumgebung benötigtein "TEMP" Verzeichnis zum Extrahie-ren der Dateien. Der Pfad für dieses"TEMP" Verzeichnis darf 128 Zeichennicht übersteigen, da sonst Install-Shield die Setupdateien nicht ent-packen kann.

Durch Windows XP (auch Windows2000) wird der Standardpfad auf"%USERPROFILE%" umgesetzt, was"C:\Documents and Settings\ " und da-hinter dem Benutzername entspricht.Bei sehr langen Benutzernamen kanndie 128 Zeichenlänge des "TEMP"überschritten werden.

Ich habe ein Sammelschienenschutz-Zentralgerät (7SS52) per Plug & Playgeöffnet. Warum sind teilweise Sym-bole für Betriebsmittel nicht sichtbar?

Offenbar wurde die Anlage auf einemRechner projektiert, auf dem eigeneSymbole verwendet wurden, die aufIhrem Rechner nicht existieren. (Analo-ges gilt für die Arbeit mit dem DisplayEditor auf verschiedenen Rechnern, s. Newsletter 3/01).

Die Symbolbibliothek können Sie zwi-schen Rechnern kopieren: Sie findensie im Installationsverzeichnis (in aller

Fragen & Antworten

Neue Geräte in Sicht

In der ersten Jahreshälfte werdenneue Versionen der Geräte7SJ61/62/63/64, 6MD63 und7SA522/6x erwartet.

Bausteine laufen in der Messwertbear-beitungsebene. Haben Sie sich hier ver-tan, wechseln Sie in den Ablaufeditor.Dieser wurde mit DIGSI 4.50 im Detail

verbessert: Sie sehen nicht nur die Bau-steine sondern auch die zugehörigenPläne. So können Sie jetzt leicht ganzePläne “umhängen”, z.B. den Plan “SES

2te Stufe” von der Ablaufebene “SFS_Be-arb” in die richtige Ebene ziehen.

Ist die Ablaufreihenfolge falsch, müssenSie die Bausteine nicht wie bisher einzelnumsortieren: Ein Befehl im Menü „Extras“macht das automatisch: Die Ablaufreihen-folge der Bausteine wird geändert unddem Datenfluss entsprechend optimiert.

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TopicsChanges at Sales Germany Since October 1, 2003, Mr. Jo-

hannes Arnold (photo right) has beenthe new head of PTD PA 14, Busi-ness Development, Protection andPower Quality, Germany. Mr. Meis-berger (photo left) retired on thatsame date.

Mr. Arnold started his career in Er-langen in November 1991 in thePower Automation department.After a stint in project processingand project controlling, he moved toMr Meisberger's sales group in Pro-tection in 1997, where he was re-sponsible for the sales units Bavaria,East and Northeast. Many DIGSIusers know him from the 'DIGSI 4'course or the 'Application and Practi-cal Use' course.

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Kazakhstan to get modern protectionand control

Siemens Power Transmission and Dis-tribution (PTD) has received the orderto modernize the substation automa-tion and protection of all transformersubstations in Kazakhstan's powertransmission grid from KazakhstanElectricity Grid Operation Company(KEGOC). The aim is to improvepower transmission reliability and alsothe availability of the electrical grid.Siemens PTD will therefore equip all68 transformer substations at the highand extra high voltage levels (110 kVto 1150 kV) with digital control andprotection equipment and substationautomation systems. This order worthmore than 50 million euros makesSiemens PTD PA the market leader inKazakhstan.

As part of the modernization project,Siemens will replace existing analogelectronic protection units with digitalprotection systems from the SIPRO-

TEC range: The equipment will besupplied mounted in cubicles, in-stalled on site, and commissioned. Inthe control rooms of the transformersubstations, the conventional control

We wish Mr. Arnold everysuccess in his new activityand Mr. Meisberger an en-joyable hard-earned retire-ment.

panels will also be replaced with mod-ern monitor workstations for the oper-ating personnel. The SICAM SAS sub-station automation system will beused for this purpose. It is a complete

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DIGSI 4 NotesDIGSI 4 NotesDIGSI 4 Notes

solution for control and monitoring ofelectrical transmission and distributionsystems based on the componentsSICAM and SIPROTEC. Simple handling

of the system components, theirnoise immunity, long life, and the pos-sibility of providing operating and diag-nostic data were just some of the rea-

sons why the Kazakh operator chosesubstation control and protectiontechnology from Siemens.

New DIGSI

The new DIGSI – Version 4.50 – hasbeen on the market since February.Many new devices and devices withfirmware V 4.50 and later provide ex-tended functionality that can be usedwith DIGSI 4.50:

Further processing of metered val-ues and indications with a value inCFC logic editor

New CFC blocks such as counterblock, comparator block (for all nu-meric types), memory block for in-teger values, alarm block (alarm onreaching a time-date), edge-detec-tor block, short-time timer (analo-gous to the long-time timer, obviat-ing a second timer), flasher

Precise check of the CFC limits incompilation

Communication between DIGSIand device via Ethernet

Simultaneous operation of theSIPROTEC Web browser and DIGSIRemote via a modem link

Boost in performance in communi-cation between DIGSI and the de-vice (transmission, …)

But users of the previously availabledevices can also enjoy improvementsin DIGSI:

Easier navigation in the routing ma-trix due to colored marking(crosshair)

Test output of indications now alsopossible for double indications

Display on device display after faultnow also parameterizable forSIPROTEC 4 devices

Inter-device communication: failureindication per station (only affects6MD66)

Context-sensitive help informationabout every parameter

Of course, as a licensed DIGSI 4 useryou will also receive this version freeof charge. Because in the past, manyupgrades did not reach their recipient,DIGSI 4.50 has to be ordered.

At www.powerquality.de you willfind information about the SIMEAS PPower Meter with analog and digitalinput and output modules (7KG7610)which was released for delivery inFebruary.

New devices

The 7XV7503 test switch variant forfeeder protection without open star-point with two transformer cores orseparate ground-leakage transducershas been released for delivery sincemid February. DIGSI drivers for thisand the new device versions listedhere are as always to be found atwww.siprotec.de.

Note:

For new devices and all devices withfirmware as from V4.50 you requireDIGSI 4.50. The versions of 7SJ61/62/63/64,6MD63, and 7SA522/6x to come outsoon cannot be operated with DIGSIV4.40 or previous.

How to order DIGSI 4.50

Just call your contact at Siemens in your region. He or she will gladlyorder the upgrade for you free ofcharge (order number C53207-A404-D903-8).

6MD63x V4.437SD5xx V4.30 7SJ61x V4.43 7SJ62x V4.43 7SJ63x V4.43 7SJ64x V4.43 7UT613 V4.01 7UT633 V4.01 7UT635 V4.01

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Good advice online

At www.siprotec.de or www.siprotec.com a "service" zoneis under construction. It alreadycontains a form you can fill out toreport problems and send to ourhotline. You can also register as aDIGSI license holder – if you havenot already done so.

The download area in which thelatest drivers are offered has beenthere for a while, as have many tips and information about CFCprogramming and communicationtopologies.

A course for service and incidentdiagnosis technicians

This year there are a number of new courses. One of them is direc-ted at employees serving utilitiesand industry who are concernedwith commissioning, maintenance,and operation of SIPROTEC 1-4numerical protection relays.

Participants will be introduced tosystematic incident diagnosis ofdigital power system and machineprotection devices belonging toSIPROTEC V 1-4. They will beprovided with valuable hints ontypical service work such as 1A/5Acurrent transformer adaptation, aswell as tips on performing efficientcommissioning or routine checkingof numerical protection relays.

Major features:

Checking correct wiring/measuredvalue monitoring functionality

Commissioning support tools forSIPROTEC V 1-4

Ground fault/short-circuit directiontesting

Hardware and software adaptationfor 1A/5A current transformer ratedcurrent adaptation

Replacement of communicationmodules

FAQ (frequently asked questions) in service

Reading out information relevant toincidents (fault buffer)

First diagnosis and steps towardtroubleshooting

Communication addresses/remotediagnosis via the commissioning re-mote querying case

Tips and tricks for the practical user

Practical exercises with SIPROTECdevices

SIPROTEC – Service and incidentdiagnosis management (English)

Next dates: 12.08.200426.10.2004

MLFB: 9CA4040-0HE00-0BD4

The enrollment form is in theInternet at www.ptd-training.de.

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DIGSI 4 NotesDIGSI 4 NotesDIGSI 4 Notes

IEC 61850 – implementation of the newcommunication standard

(Report by Holger Schubert, head ofsales for the Asia, Pacific regions)

The number with a future

When people talk, certain conditionsmust be met for them to understandeach other. The most important ofthese is a common language. Otherwi-se, interpreters have to be used, whichdraws out the discussion and increasesthe possibility of misunderstandings. Itis really no different for the compo-nents of an automation network. Here,too, the most important rule is to speakthe same language. In fact it is muchmore important for automation compo-nents than in human communicationbecause a misunderstanding couldcause unforeseen, possibly even fatalbehavior immediately.

High demands on a new standard

The international workgroups of the IEC61850 "Communication networks andsystems in substations" (14 countries,60 experts) have taken up the challen-ge, incl. defining a common languagefor all communication in the switchgear.Very high demands have been placed

on the new standard:

1.Coverage of all information contents of the substations down to small digital units at the process level (i.e. also for digital transducers or sensorsand actuators immediately in the process).

2.Openness to extensions of the infor-mation items to be communicated in the future according to the principle: everything that is known is included in the definitions, future applications can be added according to defined rules complying with the standard.

3.Openness for future highly efficient transmission methods.

4. Implementation of a system concept of "interoperability" concerning more than definitions for coding informationand communication services. Also engineering requirements and sus-tainability of products in the sense of life of the substations comprising the products are therefore contained in the standard.

The solution

These demands have been taken intoaccount by including both the experien-

Presented

IEC 61850 describes the followingfeatures:

• Standardizes a protocol for all areas in the switchgear

• Covers all switchgear functions from protection via control to moni-toring

• Creates investment security by openness, expandability, future-oriented approach

• Worldwide valid and accepted stan-dard, i.e. sole and accepted key for interoperable solutions

• Defines the engineering process, the life cycle, and the quality assu-rance of the devices and system

• Provides support with engineering of the entire system, non-manu-facturer-specific engineering data exchange

• Permits optimization of the switch-gear for different types of system (scalable technology)

• Uses available industrial Ethernet technology and communication components

• Common communication infrastruc-ture

Series about remote communication

Remote operation via satellite and

power line carrier in Peru

Modem communication in stations

with old and new devices

IEC 61850 – implementing in the

new communications standard

LAN communication with network

modems

Dedicated phone line for 1200

devices using an active star hub

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�

Expensive communications diversity

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ces of the Europeans with the IEC60870 series and the knowledge of theAmericans: to provide users with long-term investment protection, data, func-tions, and communication have beenseparated. If, in the future, a new com-munication technology becomes accep-ted, it is possible to adapt the commu-nication part without having to modifythe data or functions. For integrated,non-manufacturer-specific engineering,IEC 61850 also provides a formal, stan-dardized description of the devices andthe system – a case for DIGSI.

Implementation

The IEC 61850 standardization processwas completed last month, the stan-dard is now an international standard.Many interoperability tests, includingbetween Siemens and other manufac-turers, have been successfully comple-ted. Initial orders for IEC 61850-capablesystems have already been placed andmany inquiries from all over the worldconfirm wide acceptance and trust inthe performance of the new communi-cation. For us, IEC 61850 is therefore akey technology: Siemens PTD will bethe first manufacturer to offer

IEC61850 communication in itsSIPROTEC devices and control equip-ment from this July. With DIGSI 4.51it will be possible to configureIEC61850 substations.

The author works on the followingstandardization committees:

IEC: co-editor of IEC 61850

DKE: head of working party "Commu-nication in substations to IEC 61850"

CIGRE: co-editor "The automation of new and existing substations: why and how"

IEEE: co-editor of manual "Automa-tion of substations"

UCA Int. Users Group: head of working party "IEC 61850"

Detailed information about IEC61850 is available at www.61850.com.

In measured value processing, someapplications can be implemented byingenious CFC programming. For exam-ple, if the measured values are too small,they should be scaled up before a limitvalue comparison to reduce the round-ing error.

To be able to protect the stator winding100%, 7UM62 uses the 3rd harmonic.The protection function only offers onestage. However a second stage can beachieved simply by programming. Theperformance of up to 0.6s in measuredvalue processing in the CFC logic is morethan sufficient for this. One problem is

the measured value comparison: be-cause the 3rd harmonic is very small ona ground fault near the neutral point,the threshold query is numerically veryimprecise. Here it is advisable to multi-ply the measured value “UE3H” by 100before comparison.

Changes in the Runtime Editor makelife easier

The logic shown above is assigned tothe correct priority class: all blocks runin the measured value processing class.

Hints & Tricks

Integrated architecture

If you make a mistake, just switch tothe Runtime Editor. This has been im-proved in DIGSI 4.50: not only can yousee the blocks but also the associatedcharts. That way, you can now easilymove whole charts, e.g. drag the chart“SES 2nd stage” from priority class“SFS_Bearb” to the correct class.

If the run sequence is incorrect, you no longer have to re-sort the blocks asyou did previously: a command in the"Options" menu does that automatically:the run sequence of the blocks is

IMPRESSUMMASTHEAD

Editorial & Publishing:Siemens AGPower Transmission and Distribution (PTD)

Gunther ReichenbachProduct Managerphone.: +49 911 433-7442e-mail: digsi@ptd.siemens.de

Internet:http://www.digsi.dehttp://www.digsi.com

Layout, Design & Print:A&D SE ES4 Media Solutions

J31069-D7065-U001-A11-0018Printed in Germany© Siemens AG. 2004

DIGSI 4 NotesDIGSI 4 NotesDIGSI 4 Notes

Coming soon

changed and the dataflow optimized ac-cordingly.

I have opened a busbar protection mas-ter unit (7SS52) by plug & play. Why aresome symbols for items of equipmentnot visible?

The substation has obviously been con-figured on a computer on which differ-ent symbols have been used that donot exist on your computer. (The sameapplies to working with the display edi-tor on different computers, seeNewsletter 3/01).

You can copy the symbol library betweencomputers: you will find them in the in-stallation directory (usually "C:\Siemens")under “..\Digsi4\SSLib\SSData”.

Questions & AnswersCan I use the ZIP compression tool in-tegrated into the Explorer under MSWindows XP for archiving projects?

Unfortunately not. You require one ofthe usual tools, such as WinZIP or PKZIP.

Installation of DIGSI 4.50 (also DIGSI4.40) terminates during preparation (1stdialog box: Setup). Why can I not install?

The installation environment requires a"TEMP" directory to extract the files.The path for this "TEMP" directory mustnot be more than 128 characters long;otherwise InstallShield cannot unpackthe Setup files.

The next DIGSI 4 Notes

The next newsletter will appear in Juneand will contain an introduction to con-figuring IEC61850 devices with theDIGSI Version 4.51 expected in thesummer. It will also provide hints &tricks on configuring three-positiondisconnectors with DIGSI.

Windows XP (and Windows 2000) con-verts the default path to "%USERPRO-FILE%", which corresonds to "C:\Docu-ments and Settings\ " followed by theuser name. Very long user names cancause the 128 character length limit for"TEMP" to be exceeded.

New devices in view

In the first half of the year, new ver-sions of the 7SJ61/62/63/64, 6MD63,and 7SA522/6x devices are expected.