ELIN DRS-BB Technisches Manual 1. Funktionsbeschreibung · 1 Funktionsbeschreibung ELIN DRS-BB PE /...

1 Funktionsbeschreibung ELIN DRS-BB

PE / VIE_SCJ (Josef Schwarz) DIB-010-1.00

Ausgabe: 13.01.2003 0. Deckblatt.doc Seite 1 /24

ELIN DRS-BB

Technisches Manual1. Funktionsbeschreibung

Änderung: 0

Verfasser: 13.01.2003 Schwarz, Pairits

Gesehen: 13.01.2003 Schreiber

Freigabe: 13.01.2003 Reitinger

Registriert: 13.01.2003 Hantsch

Erstausgabe: 13.01.2003



Seite 2 /24 0. Deckblatt.doc Ausgabe: 13.01.2003

WARNUNG

Aufstellung, Montage, Inbetriebsetzung und Betrieb von diesem Produkt darf nur durch

besonders geschultes Personal *

erfolgen. Wir übernehmen ausdrücklich keine Verantwortung für jene Schäden, die durchfehlerhafte Bedienung, Konfiguration oder Montage unserer Produkte entstehen. InterneGeräteänderungen sind ausnahmslos nur durch Fachpersonal erlaubt, das ausdrücklich dazu vonder

VA TECH SAT GmbH & Co / Bereich PE.

beauftragt wurde.

Bei der Inbetriebnahme des Produktes sind neben den Produktvorschriften unbedingt dieörtlichen Sicherheitsvorschriften einzuhalten.

* Definition: besonders geschultes Personal sind Personen, die u.a.

• mit Aufstellung, Montage, Inbetriebsetzung und Betrieb des Gerätes und des Systems, in dases eingebaut wird, vertraut sind;

• gemäß den Standards der Sicherheitstechnik unterwiesen sind in Pflege und Gebrauch vonSicherheitsausrüstungen;

• in Soforthilfemaßnahmen ( Erste Hilfe ) geschult sind.



Ausgabe: 13.01.2003 1Funktionsbeschreibung1.doc Seite 3/24

INHALTSVERZEICHNIS

1.Funktionsweise

1.1 Funktionsübersicht

1.2 Aufbau

1.2.1 Feldeinheit

1.2.2 Zentraleinheit

1.2.3 Signalübertragung

1.3 Funktionen der Feldeinheiten

1.3.1 Abtastrate und Bewertung

1.3.2 Wandlersättigung

1.3.3 Kriterium der Stromfreigabe

1.3.4 Trennerstellung

1.3.5 Gerätestörung oder Ausfall

1.3.6 Revisionsschalter

1.3.7 Schalterversager

1.3.8 Auslöselogik

1.3.9 Signalumleitung

1.4 Funktionen der Zentraleinheit

1.4.1 Allgemeines

1.4.2 Master Funktion

1.4.3 Check-Zone Funktion

1.4.4 Sektionsfunktionen

2.Zusätzliche Funktionen

2.1 Messung

2.2 Datenaufzeichnung

2.2.1 Aufgezeichnete Kurven

2.3 Störschreibfunktion

2.4 Selbstüberwachung

2.5 Passwort

2.6 Eingangszuweisungen

2.7 Konfiguration der Ausgangsrelais

2.8 LED Anzeigen

2.8.1 Betriebs LED

2.8.2 Fehler LED

2.8.3 Programmierbare LEDs

2.9 Örtliche Bedienung

2.10 Kommunikation

2.10.1 Feldeinheit


3.Hardware Beschreibung

3.1 Feldeinheit

3.1.1 Ausgangskontakte

3.1.2 Digitale Eingänge

3.1.3 Analog Eingänge

3.2 Zentraleinheit

ELIN DRS-BB 1 Funktionsbeschreibung


Seite 4/24 1Funktionsbeschreibung1.doc Ausgabe: 13.01.2003

EINLEITUNG

Der ELIN DRS-BB ist ein dezentralerniederohmiger Sammelschienenschutz nach demDifferentialstromprinzip. Er ist das Ergebnis derlangjährigen Erfahrung auf dem Gebiet desSammelschienenschutzes.

Der ELIN DRS-BB vereinigt die Vorteile der 3-phasigen Differentialstrommessmethode dereinzelnen unabhängigen Sektionen und derCheck-Zone mit integriertem Reserveüberstrom-und Schalterversagerschutz. Zusätzlichbeinhaltet der ELIN DRS-BB informativeFunktionen wie aktuelle Messwerte, Störschrieb-speicherung und Ereignisprotokollierung.Überwachungs- und Selbstüberwachungs-funktionen machen dieses Systemaußergewöhnlich verlässlich. Eine Reihe vonMenüs, sowie das vollgraphische PCBedienprogramm DRS-WIN sichern anwender-freundlichen Zugang zu Einstellparametern,Messung und Störaufzeichnungen.

Kurzschlüsse auf Sammelschienen habenbesonders schwerwiegende Auswirkungeninfolge ihrer zentralen Position im Netzsystem.Ein Sammelschienenfehler gefährdet dieNetzstabilität mehr als irgend eine andereFehlerart. Der Hauptzweck einerSammelschienen-Schutzeinrichtung ist es,Netzzusammenbrüche durch Abschaltung derfehlerbehafteten Sammelschienensektion zuvermeiden, bevor andere Netzelemente ausfallenkönnen.

Infolge der Komplexität der meisten Anlagen istdie schnelle und selektive Erfassung vonSammelschienenfehlern eine Herausforderungan die Schutztechnik. Umso mehr, daKurzschlussströme an Sammelschienen generellsehr hoch sind und daher schwere Zerstörungenanrichten können, wenn sie nicht rechtzeitigabgeschaltet werden. Speziell inInnenraumanlagen sind Sammelschienenfehlerauch eine Gefahr für das Betriebspersonal.

Neben der Anforderung an die Empfindlichkeitmuss beim Sammelschienenschutz auch einehohe Sicherheit gegen Fehlauslösen bei externenFehler gewährleistet sein.

Die praktische Erfahrung hat gezeigt, dass dieAnlagenkonfiguration während der Bauzeit undauch nach Fertigstellung oft geändert wird.Folglich muss auch die Sammelschienen-schutzkonfiguration darauf angepasst werden.Eine Sammelschienenschutzeinrichtung, welchesoftwaremäßig auf die baulichen Änderungeneiner Schaltanlage konfiguriert werden kann, istdeshalb wünschenswert.

Dies wird durch die Anwendung eines digitalenSammelschienenabbilds erreicht. Falls dieHardware für eine Vergrößerung der Anlage nichtausreicht, ist es möglich, zusätzlicheKomponenten hinzuzufügen.

Die dezentrale Ausführung unter Verwendungvon Lichtwellenleiter(LWL)-Verbindungen bringtfolgende zusätzliche Vorteile:

• Eine teure und zeitaufwendige Verkabelungwie bei der traditionellen zentralen Ausführungdes Sammelschienenschutzes wird dadurchvermieden und die Anwendung einerringförmigen LWL Verbindung minimiert dieerforderlichen Kabellängen.

• Dieser ringförmige Aufbau bringt auch denzusätzlichen Vorteil, dass bei Leitungsbruchan einer Stelle - sogar wenn beideRingleitungen unterbrochen wurden - jederLeitungsabzweig noch immer erfasst wird undder Betrieb kontinuierlich aufrecht erhaltenwerden kann.

• Die Feldeinheiten, welche den dezentralenAufbau des Sammelschienenschutzesdarstellen, sind auch zusätzlich Reserve-Schutzeinrichtung für den betreffendenAbzweig und als solches voneinander und vonder Zentraleinheit unabhängige Schutz-Einrichtungen.

SS Abschnitt 1 SS Abschnitt 2 SS Abschnitt 3

SS Abschnitt 4

1 2 3 4 5 6 7

Abb. 1 Beispiele für unterschiedliche Schaltfelder




• Eine Verminderung der Anzahl erforderlicherSchutzschränke bedeutet auch eineReduktion der Gesamtsystemkosten.

1. Funktionsweise

Abb.1 zeigt ein Beispiel einer Sammelschienen-anordnung. Es ist kein realistischer Aufbau, aberes werden verschiedene Schaltfelder gezeigt,welche u.a. mit dem ELIN DRS-BB geschütztwerden können.

• Feld 1, 2, 5 und 7 sind herkömmlicheAbzweige, welche über zwei Trenner auf eineder beiden Sammelschienensektionengeschalten werden können. Wenn beideTrenner geschlossen werden, sind dieentsprechenden zwei Sektionen durch eineGabelschaltung verbunden.

• Feld 3 zeigt eine Längskupplung mitüberlappenden Sammelschienensektionenaufgrund zweier Wandlersätze.

• Feld 4 ist eine Querkupplung mitLeistungsschalter und nur einem Wandlersatz.

Sowohl bei der Längs- als auch bei derQuerkupplung können Konfigurationen miteinem oder zwei Stromwandlersätzeneingesetzt werden.

• Feld 6 ist eine Längstrennung ohneLeistungsschalter.

Die gezeigte Sammelschiene ist eineDoppelsammelschiene; jedoch kann der ELINDRS-BB für verschiedenste Sammelschienen-anordungen wie Einfachsammelschiene, 1½Leistungsschaltermethode, Mehrfachsammel-schiene, Ringanrodnung, etc. eingesetzt werden.Durch die universell anwendbare VA TECH SAT-Methode zur Bildung des Anlagenabbildeskönnen diese vielfältigen Methoden realisiertwerden. Pro Feldeinheit können bis zu 6 Trennereingekoppelt werden.

1.1 Funktionsübersicht

Es wird das Differentialstromprinzip angewendet.Demzufolge erhält jede Sammelschienensektionein eigenes Software-Messsystem, in welchemdie Momentanwerte der Ströme aller Abzweige,welche entweder direkt oder über Verbindungenohne Wandler auf die betreffende Sektiongeschaltet sind, summiert werden und inwelchem die Stromsumme auf Überschreitungdes Einstellwertes überprüft wird.

Das werksseitig parametrierte Anlagenabbildstellt - basierend auf der Graphen-Theorie - eininternes Äquivalent des tatsächlichenAnlagenabbildes her.

Dieses Abbild verwendet die Trennerpositionenum jene Ströme zu summieren, welche für dieMesssysteme der jeweiligen Sektion zugeordnetwerden.

Wenn ein Messsystem einen Sammelschienen-fehler feststellt, werden die Auslösungenentsprechend dem Anlagenabbild auf diedazugehörigen Leistungsschalter all jenerAbzweige abgesetzt, welche direkt oder indirektüber leistungsschalterlose Verbindungen an dieSektion angeschlossen sind.

Zur Erhöhungen der Sicherheit werden schnelleÜberstromfunktionen (I> Freigabe) bei allenAbzweigen verwendet und zusätzlich auch einesogenannte Check-Zone. Die Check-Zonesummiert alle Ströme, die zur oder von derSammelschiene fließen. Deshalb arbeitet dieCheck-Zone unabhängig von denTrennerstellungen.

Abb. 2 zeigt eine prinzipielle Übersicht desZusammenwirkens der Hauptfunktionenzwischen den einzelnen Geräteplattformen.

1.2 Aufbau

Der Sammelschienenschutz besteht aus einerZentraleinheit und aus Peripheriegeräten,sogenannten Feldeinheiten, welche sich meist imjeweiligen Leitungsabzweig befinden. DieZentraleinheit ihrerseits setzt sich aus Master-und Slave- Modulen zusammen. DieFeldeinheiten sind mit der Zentraleinheit übereinen doppelten LWL Ring verbunden.

B.A.

ÜberstromI>

Freigabe

Primär-Wandler-

Faktor

Sättigungs-Erkennung

SVS

Revisions-Schalter

Auslöselogik

Check-Zone

Anlagenabbild

Sektion m

Sektion m+1

TrennerFunktion

Master

Slave l

Feldeinheit n

B.E.

///

///

///

///

///

///

///

///

In

Abb. 2 Funktionsübersicht mittels Blockdiagramm




Es ist möglich, ein System mit bis zu 80Feldeinheiten und bis zu 16 Sektionen zukonfigurieren.

1.2.1 Feldeinheit

Diese Geräte vom Hardwaretyp ELIN DRS-LIGHT (DRS-LBB) sind mit einerProzessorhauptplatine und einem zusätzlichenModul für die Schutzkommunikation ausgestattet.Die Feldeinheiten sind jeweils einem Abzweigzugeordnet und erfüllen für denSammelschienenschutz diejenigen Funktionen,die an die Peripherie verlagerbar sind.

Alle abzweigbezogenen Größen wie Ströme,Trennerstellungen, Auslöse- und Meldekontaktesind der jeweiligen Feldeinheit zugeordnet.Zusätzlich ist in der Feldeinheit eineReserveüberstrom- und eine Schalterversager-schutzfunktion integriert.

Die Feldeinheit ist mit einer örtlichen LCDAnzeige und einem 6-Tasten Bedienterminal zumEinstellen und Auslesen der Relaisparameterausgestattet.

Das PC Bedienprogramm DRS-WIN ermöglichthohen Bedienkomfort bei der Parametrierung undBedienung der Feldeinheit. Die Feldeinheit kannvollständig von der zentralen Bedienschnittstellean der Zentraleinheit als auch über die lokaleserielle Schnittstelle der Feldeinheit vor Ortbedient werden.


Die Hauptaufgabe der Zentraleinheit ist derAufbau des Anlagenabbildes und die Ableitungder Auslösesignale von den Stromsummen.

Die Zentraleinheit ist ein modulares,erweiterbares System, welche folgendeKomponenten beinhaltet:

• Spannungsversorgung – durch Verdoppelungder Module kann eine 100% Redundanz fürdie interne Spannungsversorgung projektiertwerden.

• Je ein Paar bestehend aus MRB3 und DRS-BBM Mikroprozessormodulen übernimmt dieAufgaben der Master - bzw. der Slavefunktion.In Abhängigkeit von der Anlagengrößekönnen an den Master bis zu 10 Slavesangeschlossen sein.

• Die Zentraleinheit ist, ähnlich derFeldeinheiten, mit einer örtlichen Anzeige undeinem 6-Tasten Bedienfeld versehen. Allesystemrelevanten Daten werden damitangezeigt.

• Alarmrelaismodule und zusätzliche LED-Anzeigemodule bilden die erweiterbarePeripherie der Zentraleinheit.

• Optische Schnittstelle zur Ankopplung an dieLeittechnik nach IEC 60870-5-103.

Mittels Anwendersoftware DRS-WIN und einerzentralen Bedienschnittstelle könnenEinstellwerte, Messwerte, Störschriebe undaufgezeichnete Kurven der Zentraleinheit undauch aller Feldeinheiten ausgelesen werden.

1.2.3 Signalübertragung

Der prinzipielle Übertragungsweg für denSchutzdatenaustausch besteht aus 2 Lichwellen-leiter-Ringen (LWL-Ringen). Alle FeldeinheitenDRS-LBB und die Master- sowie Salvemoduleder Zentraleinheit sind mit beiden LWL-Ringenverbunden. Die doppelte Ausführung bewirktRedundanz im Falle einer Unterbrechung.

Folgende schutzspezifischen Informationenwerden über die Lichtwellenleiter übertragen:

Momentanwerte aller Ströme zum Zweck derSummierung, Signale für Wandlersättigung,Überstromfreigaben, Trennerstellungsmeldung,Leistungsschalterauslösebefehle und dasAnlagenabbild, welches die Abzweige denSektionen zuordnet.

• Weiters eine Reihe von Signalenaußerhalb der primären Schutzfunktion wie

• Einstellwerte, Messwerte undStöraufzeichnungen.

1.2.3.1 Telegramm Struktur

Die Zentraleinheit erzeugt Synchronisierimpulseim Abstand von 1 Millisekunde. Ein Telegrammwird von jeder Feldeinheit für jeden empfangenenPuls von der Zentraleinheit übertragen. Esbeinhaltet:

• Die momentanen Stromwerte der 3 Phasen

• Sättigungssignale der 3 Phasen

• Trennerstellungen für maximal 6 Trenner

• Signale:Antivalenzüberwachung, Revision, TrennerLaufzeitüberschreitung, Feldeinheit Störung,Trennerhilfsspannung, Leistungsschalter-versageranregung und die Binäreingangs-überwachung des Schalterversagerschutzes.




1.3 Funktionen der Feldeinheiten

1.3.1 Abtastrate und Bewertung

Jede Millisekunde werden die 3 Phasenströmeabgetastet und dann in einem Analog/Digitalkonverter digitalisiert. Diese Digitalwertewerden in der Sammelschienenschutzfunktionenweiterverarbeitet.

Für den Sammelschienenschutz werden dieseDigitalwerte unter Berücksichtigung derWandlerübersetzung des jeweiligen Abzweigesgewichtet. Auf diese Weise können verschiedeneWandlerübersetzungen eingesetzt werden unddie Verwendung von Zwischenstromwandler istnicht notwendig.

Unabhängig von der synchronisierten Abtastungläuft jede Feldeinheit für sich mit einer von derNetzfrequenz bestimmten Abtastperiode mit 12Abtastungen je Periode, d.h. asynchron undautark von den anderen Einheiten und derSammelschienenfunktion. Diese Werte werdenvon der UMZ bzw. AMZ Reserveschutzfunktionweiterverarbeitet.

Im Gegensatz dazu erfolgt die Berechnung undWeitergabe der normierten Stromwerte an denLWL-Ring synchron zu einem von derZentraleinheit ausgegebenen Impuls, welcherauch für die simultane Abtastung der Stromwertesorgt.

1.3.2 Wandlersättigung

Sobald Wandlersättigung in einer der 3 PhasenL1, L2, L3 auftritt, wird das betreffende Signal andie jeweilige Sektionsfunktion der Zentraleinheitgemeinsam mit den Strommomentanwerten

übermittelt. Die im Telegramm der Feldeinheitübertragenen Stromwerte, welche einSättigungssignal aufweisen, können zu keinerAuslösung der betroffenen Sektionsfunktion(en)führen.

Das Sättigungserfassungsprinzip ist in derAbbildung 3 dargestellt. Es ist Teil der Softwarein der Feldeinheit DRS-LBB.

Abb. 3a) zeigt einen sinusförmigen Verlauf desWandlerstromes (Primärstrom I1 und bezogenerWandlersekundärstrom I2 sind gleichförmig). Dasgleichgerichtete Signal wird wie bei einerKondensatorentladung gefiltert und gewichtet(siehe Verlauf Ic). Durch Vergleich der beidenGrößen in der Art Ic>I2 erhält man dasSättigungssignal "SAT" als binären Zeitverlauf.Man erkennt in Abb. 3a, dass bei diesemVerfahren auch bei sinusförmigen Verläufen einSättigungssignal generiert wird. Da sich beimAuftreten des Sättigungssignals der Strom imBereich des Nulldurchganges befindet, und dieAmplitude klein ist, hat diese Überfunktion keinenegativen Auswirkungen.

Abb. 3b): Bei gesättigtem Stromverlauf (I2≠I1)wird die Zeit, in der das "SAT"-Signal erzeugtwird, dem Grad der Sättigung entsprechenddeutlich größer.

Da dieses Sättingungssignal mit jeder Abtastungneu überprüft wird, ist eine Schutzblockierungstets nur im gesättigten Teil des Stromverlaufsbzw. nahe dem Stromnulldurchgang gegeben.

Im Falle eines internen Fehlers der Sektion wirdder Auslösebefehl noch vor derSättigungserfassung abgesetzt.

1.3.3 Kriterium der Stromfreigabe

Abb. 3b)Abb. 3a) Sättigungserkennung

I2= I1

I2

I2

I2

I1

IC IC




Die Stromfreigabe der Sammelschienen-schutzeinrichtung erfordert, dass zumindest aneinem Abzweig der Sektion ein Überstrom auftritt,bevor die Auslösung freigegeben wird.

Die Überströme werden pro Phase erfasst, unddie jeweiligen Signale in das Telegramm derFeldeinheit eingetragen.

Der Algorithmus der Stromfreigabe verwendeteine Kombination von Momentan- undDifferentialmessmethode, um ein für denSammelschienenschutz nötiges schnellesAnsprechen zu gewährleisten.

Falls erforderlich, kann diese Freigabe imSoftwaremenü deaktiviert werden, z.B beibestimmten (Verbraucher) Abzweigen, die zumKurzschlussstrom nicht beitragen können.

Ferner kann per Einstellparamter (Bezeichnung"Abfrage I> vor Ausl.") ausgewählt werden, dassein Abzweig im Falle einer Sammelschienen-Schutzauslösung nur bei Vorhandensein vonÜberstrom mit ausgelöst wird.

1.3.4 Trennerstellung

Der Sammelschienenschutz ordnet die Strömeden jeweiligen Sektionen entsprechend derTrennerstellung der Abzweige zu.

Zusätzlich werden auch die Stellungsantivalenzund optional die Trennerlaufzeit, sowie dieAbfragespannung überwacht.

Für die Stellungsantivalenz werden für jedenTrenner 2 direkte Hilfskontakte mit folgendenEigenschaften benötigt:

S1: 1 Offen, wenn Trenner offenS2: 1 Geschlossen, wenn Trenner offen

Für die Laufzeitüberwachung kann ein dritterHilfskontakt eingekoppelt werden:

S3: 1 Geschlossen, wenn Trenner zu

Die Funktionsweise der Eingänge ist in Abb. 4dargestellt.

Die Trennerstellung wird vom Kontakt (Öffner S1)abgeleitet und für die Antivalenzüberwachungwerden die Kontakte S1 und S2 herangezogen.

Da die Trennstrecke erst bei ganz geöffnetemTrenner gegeben ist, sollte ausSicherheitsgründen die Schaltschwelle desÖffnerkontaktes S1 nahe bei der Offen-Stellungdes Trenners liegen, jedenfalls bevor einFunkenüberschlag möglich ist. Somit wirdsichergestellt, dass für das Anlagenabbild desSammelschienenschutzes der Trenner als "EIN"betrachtet wird, sobald er die Offen-Stellungverläßt.

1.3.4.1 Stellungseinkopplung

Jede Feldeinheit kann die Positionen von bis zu 6Trenner überwachen, wobei für jeden 2 binäreEingänge erforderlich sind. Diese werden in dasgesendete Telegramm der Feldeinheit an dieZentraleinheit eingetragen.

Die Verknüpfung der physikalischen Eingängemit den Funktionseingängen der Trennerfunktionwird mittels Softwarematrix durchgeführt.

1.3.4.2 Stellungsantivalenz

Jeder Trenner wird mit einem Ereignisdetektorüber ein EX-OR Glied und eine Zeitstufe aufStellungsantivalenz überwacht.

TRENNER

HILFSKONTAKTE

Ö

S

S

S 1

S 2

S 3

schließen

öffnen1

0

10

10

Laufzeitüberwachung

t> Antivalenz

Abb. 4 Trennerstellungsüberwachung




Sowohl Antivalenz EIN (S1= 1 & S2=1) als auchAntivalenz AUS (S1=0 & S2=0) werdenberücksichtigt.

Im Falle von Antivalenz liefert die Zeitstufe nachAblauf ein Signal in das Telegramm an dieZentraleinheit. Dort kann dieses Ereignis alsAnzeige-, Melde- und/oder Schutzblockiersignalper Bediensoftware rangiert werden.

1.3.4.3 Laufzeitüberwachung

Jeder Trenner besitzt in der Software einendritten Digitaleingang, welcher für dieTrennerlaufzeitüberwachung verwendet werdenkann.

Nach Ablauf einer für diesen Zweckvorgesehenen Zeitstufe wird ein entsprechendesSignal in das Telegramm an die Zentraleinheiteingetragen.

Diese Überwachung wird nur für eine Meldungverwendet und hat keinerlei Einfluss auf dieArbeitsweise der Schutzeinrichtung.

1.3.4.4 Ausfall der Trennerhilfsspannung

Wie oben im Abschnitt 1.3.4.2 beschrieben, liefertein Ausfall der Abfragespannung derTrennerhilfskontakte eine Stellungsantivalenz(S1=0 & S2=0).

Wird die Trennerhilfsspannung einemBinäreingang zugeführt, so kann die Speicherungder Trennerstellung vor Ausfall dieser Spannung

parametriert werden. Der Schaltzustand desTrenners darf nach Ausfall derTrennerhilfsspannung nicht mehr geändertwerden (etwa im Handbetrieb), da es sonst zuFehlauslösungen kommen kann.

1.3.5 Gerätestörung oder Ausfall

Die Programmablauf und Hardwareselbst-überwachungsroutinen der Feldeinheit bewirkeneinen Meldeeintrag an die Zentraleinheit undgleichzeitig Blockierung des Sammelschienen-schutzes.

1.3.6 Revisionsschalter

Die Sammelschienenschutzfunktion derFeldeinheit besitzt einen Binäreingang für dieAbzweigrevision. Solange dieser Funktions-eingang per Schalterkontakt oder per DRS-WINBediensoftware gesetzt ist, werden von derbetreffenden Feldeinheit keine Strommesswertean die Zentraleinheit weitergegeben.

Bei Fehlen der Versorgungsspannung für dieFeldeinheit kommt es zur Gerätestörung mitAuswirkung, siehe Kap. 1.3.5 .

Als Alternative zur Standardausführung, könnendie Revisionsschalter auch an der Zentraleinheiteingekoppelt werden.

1.3.7 Schalterversager

Die Feldeinheit überwacht das Versagen desLeistungsschalters hinsichtlich Strom-

≥1

L1 SVS Start 1

L1 SVS Start 2t3

≥1

Phase L3

Phase L2

t1

t2≥1

Phase L3

Phase L2

SVSStufe 1 L1 AUS

SVSStufe 2 L1 AUS

I>SVS

I>SVSintern / überbrückt

1

Strom PhaseL1

Abb. 5 Logikschema der Schalterversagerfunktion

SVSBinäreingangs-überwachung

Funktionsausgangdes Abzweiges

Auslösung derSektion über dieSammelschienen-schutzauslösung

&




unterbrechung nach erfolgter Auslösung. DasLogikdiagramm in Abb. 5 zeigt das Prinzip.

Zwei Zeitstufen für Wiederauslösung und/oderMitnahmeauslösung sind vorgesehen.

Die Zeitstufe 1 (Bezeichnung "t> SVS AUSAbzweig") setzt die Funktionsausgänge deseigenen Abzweiges. Damit können lokale LEDsoder Relaisausgänge in der Feldeinheitangesteuert werden. Diese Zeitstufe 1 kann zumAuslösen der 2. Spule oder für die Mitnahme desLeistungsschalters des entfernten Leitungsendesverwendet werden.

Die Zeitstufe 2 (Bezeichnung "t> SVS AUSSektion") setzt nach Ablauf ein Signal an dieZentraleinheit ab. Diese schaltet entsprechenddem Trennerabbild die betroffene Sektion ab.D.h. für die anderen ausgelösten Feldeinheitenist dies eine Sammelschienenschutzauslösung.Zusätzlich kann der Funktionsausgang wie fürStufe 1 parametriert werden.

Für den Anwurf der Schalterversagerfunktion(SVS) stehen zwei Funktionseingänge je Phasezur Verfügung. Falls der Fehlerstrom nach Ablaufder Zeitstufen noch über dem Einstellwert liegt,werden die entsprechenden Auslösesignalegesetzt.

Das Überstromglied ist mit einer kurzenRückfallzeit versehen, um bei ordnungsgemäßerStromunterbrechung keine Möglichkeit einerFehlauslösung zu schaffen.

Der Algorithmus ist phasenweise aufgebaut,jedoch mit gemeinsamer Auslösung der Sektionbei der 2. Stufe.

Bei Verwendung externer Schalterversagerrelaiskann durch entsprechende Parameterauswahldie interne Stromerfassung deaktiviert werden. Indiesem Fall wird das Kriterium desSchalterversagens von einem externen Relaisgebildet und der DRS-BB dient nur alsAuslöselogik entsprechend dem Trennerabbild.

1.3.7.1 Binäreingangsüberwachung

Mittels der Zeitstufe t3 in Abb. 5 kann ein Alarmabgesetzt werden, sobald das Startkriteriumlänger als eine eingestellte Zeit am Binäreingangansteht. Diese Funktion erleichtert das Auffindenvon Fehlern in der Anlage. Eine Auslösung beievtl. vorhandenem Strom kann nicht verhindertwerden.

1.3.8 Kupplungsfunktion

Bei Schaltanlagen mit Längs- oder Querkupplungund nur einem Stromwandler in der Kupplungwerden die digitalisierten Phasenströme an beideSektionsfunktionen der Zentraleinheit übermittelt.

Die normierten Strommesswerte werden dabeieinmal normal und einmal invertiert für dieStromsummenbildung zur Verfügung gestellt.

Zum Zweck der eindeutigen Zuordnung derinvertierten Strommesswerte in derentsprechenden Sektionsfunktion derZentraleinheit, enthält die Kupplungsfunktioneinen eigenen Adressparameter „Stationsadresse2“.

Der Einbauort des Wandlers ist die physikalischeGrenze für Fehler in den angrenzendenSektionen. Bei einem Fehler in der sogenntentoten Zone zwischen Wandler undLeistungsschalter, werden die Strommesswertenach einer einstellbaren Zeit unterdrückt. PerEinstellparameter „Zeitverzögerung“ wird dabeidie Öffnungszeit (in Abhängikeit von dereingekoppelten Leistungsschalterstellung)berücksichtigt.

Somit ist für diesen Fehlerfall gewährleistet, daßauch die den Fehler speisende Sektionentsprechend zeitverzögert ausgelöst wird.

Hingegen werden bei einer Kupplung mit zweiWandlersätzen die Ströme beider angrenzendenSektionen überlappend erfasst und bei einemFehler zwischen einem der Wandler undLeistungsschalter zeitgleich ausgelöst. Bei diesenSchaltanlagen wird je Wandler eine Feldeinheiteingesetzt und die Kupplungsfunktion wird mittelsSoftwareparameter „Kupplungsfunktion EIN/AUS“deaktiviert.

1.3.9 Endfehlerschutz

Diese als Option in der Feldeinheit verfügbareFunktionalität dient der Handhabung einesFehlers auf dem Endstück zwischenLeistungsschalter und Wandler imLeitungsabzweig. Der Endfehlerschutz wird inzwei Konfigurationen ausgeführt je nachSituierung des Wandlers im Leitungsabzweig.

1.3.9.1 Wandler Leitungsseitig

Bei Abzweigen die den Leistungsschalter imSchutzbereich des Sammelschienenschutzeshaben, wird folglich auch ein Fehler, der zischenWandler und Leistungsschalter auftritt wie einSammelschienenfehler behandelt. DerLeitungsschutz und/oder bei entsprechenderKommunikation der Schalterversagerschutz(siehe Abschnitt 1.3.7) lösen sodann denentfernten Leistungsschalter aus.

Bei offenem Leistungsschalter vor Fehlereintrittkann mit der Funktion „Endfehler“ eine Auslösungdes Sammelschienenschutzes verhindertwerden, indem wie bei der Kupplungsfunktion(siehe obiger Abschnitt 1.3.8) bei offenem




Leistungsschalter der Strom im Abzweigausgeblendet wird. Der Funktionsausgang„Endfehler Aus.“ kann hierbei zur Blockierung derzweiten Stufe des Schalterversagers „t> SVSAUS Sektion“ verwendet werden.

1.3.9.2 Wandler Schienenseitig

Bei Einbau des Wandlers zwischenSammelschiene und Leistungsschalter, liegt einFehler zwischen Wandler und Leistungsschaltergrundsätzlich außerhalb des Schutzbereichesdes Sammelschienenschutzes.

Zunächst wird ein solcher Fehler vomAbzweigschutz erkannt. Der Schalterversager-schutz (siehe Abschnitt 1.3.7) schaltet sodannselektiv die den Fehler speisendeSammelschienensektion ab. Ist jedoch derLeistungsschalter vor Fehlereintritt offen, so regtder Abzweigschutz u.U. nicht an. Damit fürdiesen Fall nicht die Auslösezeit desAbzweigreserveschutzes abgewartet werdenmuss, wird in der Schutzfunktion „Endfehler“ - sowie bei der Kupplungsfunktion (siehe Abschnitt1.3.8) - in Abhängikeit von der Leistungs-schalterstellung und mit einer einstellbarenVerzögerung der Abzweigstrom ausgeblendet. ImGegensatz zur Funktion in der Kupplung wirdhiebei grundsätzlich das Prinzip der Check-Zoneumgangen.

1.3.10 Auslöselogik

Auslösesignale werden in besonders sicherenTelegrammen der Zentraleinheit an dieFeldeinheiten ausgegeben.

Die Verknüpfung zum eigentlichen AUS-Befehlan den Leistungsschalter geschieht jedochdezentral in den Feldeinheiten, siehe Abb.6.

Damit die Feldeinheit das Signal akzeptiert undeine Auslösung setzt, müssen folgendeBedingungen erfüllt sein:

• Auslösebefehl von der Sektionsfunktion(Slave)UNDFreigabe von der Check-Zone (Master)UNDFreigabe durch lokale Überstromfunktionoder

• Auslösebefehl von der Sektionsfunktion(Slave)UNDSchalterversager vorhanden (Master).

Es ist möglich, die Stromfreigabe der erstenBedingung im Menü zu deaktivieren.

Nach Abschaltung eines Sammelschienen-fehlers wird das Auslösesignal im Telegrammebenfalls rückgesetzt und die Auslösekontakteder Feldeinheit fallen zurück. Um jedoch einsicheres Abschalten zu gewährleisten, wird derAuslöseimpuls um 500ms verlängert.

&

Check Zone

SVS

Abfrage I> vorAuslösung:

Abfrage I>vorAuslösungüberbrücktbei Addr. 4

Start derStöraufzeichnung

FunktionsausgangSammelschienen-

Schutz AUS

AUS Befehlvon:

≥1

I>

Strom Phase L1

&

≥1

Sektions-Funktion

Abb. 6 Auslöselogik des Sammelschienenschutzes in der Feldeinheit




1.3.11 Signalumleitung

1.3.11.1 Lichtwellenleiter Unterbrechung

Die redundante Ausführung der Lichtwellen-leiterverbindungen ermöglicht einenuneingeschränkten und verzögerungslosenBetrieb bei Unterbrechung eines Ringes. DerAusfall eines der LWL Ringe A oder B wird in derZentraleinheit gemeldet.

Infolge der ringförmigen Konfiguration der

Lichtwellenleiterverbindungen kann selbst beiUnterbrechung beider Ringe an einer Stelle diebetriebsmäßige Funktion der Sammelschienen-schutzeinrichtung nach kurzer Zeitverzögerungdurch Signalumleitung wiederhergestellt werden.

Dies wird in Abb. 7 dargestellt.

An den beiden Ringe A und B ist dieKommunikationsrichtung verschieden (einmal imUhrzeigersinn, einmal im Gegenuhrzeigersinn).Wenn die Lichtwellenleiter an einer Stelleunterbrochen sind (Abb 7b), erkennen die beidenbenachbarten Geräte die Unterbrechung undleiten den Datenverkehr auf den anderen Ringum. Die beiden redundanten Ringe reduzierensich dann auf einen einzigen. Der Ausfall einesRinges wird in der Zentraleinheit gemeldet.

Bis die Umschaltung aktiviert ist (Dauer einigems), tritt der DRS-BB in Schnellblockierung.

1.3.11.2 Anzeige derUnterbrechungsstelle

Zur Erleichterung der Fehlerbehebung wird beiUmleitung die benachbarte Geräteadresse derUnterbrechung am Display der Zentraleinheitangezeigt.

1.3.11.3 Ausfall einer Feldeinheit

Beim Ausfall einer Feldeinheit wird derSammelschienenschutz sofort blockiert um

mögliche Fehlauslösungen durch die fälschlichauftretenden Differenzströme zu unterbinden.

Fällt eine Feldeinheit aus, bestehen zweiMöglichkeiten für das Betriebspersonal:

a) Der Sammelschienenschutz wird weiterhinblockiert belassen, bis der Fehler behobenist.

b) Der betreffende Abzweig wird abgeschaltetund bis zur Fehlerbehebung außer Betriebgesetzt.

Für den Fall, dass ein Revisionsschalter proAbweig in der Zentraleinheit eingekoppelt ist,kann durch Betätigen des entsprechendenRevisionsschalters eine Signalumleitungherbeigeführt werden, die den Schutz wiederbetriebsbereit macht (siehe Abschnitt 1.3.6).Eine weitere Möglichkeit besteht im Kuppeln derLWL Ringe – siehe Kapitel Wartung und Service.

RXB

ZENTRALEINHEIT FELDEINHEIT 1

FELDEINHEIT 2

ZENTRALEINHEIT FELDEINHEIT 1

FELDEINHEIT 2

Abb. 7a) Signalwege im Normalbetrieb 7b) Umleitung bei Unterbrechung beider Ringe

RXA

TXA

RXB

TXB TXB

RXA

TXA

RXA

TXA

RXB

TXB

RXA

TXA

RXB

TXB

RXA

TXA

RXB

TXB

RXA

TXA

RXB

TXB




1.3.11.4 LWL Unterbrechung undSicherheit

Bei Signalumleitung wird die Übertragungs-sicherheit reduziert, da alle Telegramme in nureinem Ring gesendet werden können und nicht inzwei wie im Normalbetrieb. Es besteht jedochkeine Einschränkung hinsichtlich derFunktionstüchtigkeit desSammelschienenschutzes.

Wenn zwei oder mehr Unterbrechungengleichzeitig und sogar an verschiedenen Stellenauftreten, kann eine Umleitung nicht durchgeführtwerden, da von den Feldeinheiten innerhalb derTrennstellen keine Telegramme gesetzt werdenkönnen. Die Meldung “Telegramm Fehler” wirdabgesetzt und es erfolgt ein automatischesBlockieren des SS-Schutzes.

Deshalb wird bei Unterbrechung durch Ausfalleiner Feldeinheit empfohlen, dass nachAußerbetriebsetzung des betreffenden Abzweigsdiese Feldeinheit mit LWL Kupplungen aus demRing genommen wird. Beim Auftreten einesneuerlichen Fehlers wird dann eineSignalumleitung wie üblich eingeleitet werden.

1.4 Funktionen der Zentraleinheit

1.4.1 Allgemeines

1.4.1.1 Funktionszuordnung zu denGeräten

Die Zentraleinheit besteht aus einemsogenannten "Master" -Teil und einem "Slave"-Teil. Beide bestehen aus einer identischenHardwareplattform, bestehend je aus einemMRB3 und einem DRS-BBM Mikroprozessor-modul. In Abhängigkeit von der Anzahl derSektionen und der Anzahl der Abzweige sindmehrere Slaves zu bestücken (bis maximal 10Slaves).

Im Master-Teil der Zentraleinheit wird die“Master Funktion” und die “Check-Zone Funktion”ausgeführt. Im Slave-Teil werden dieSektionsfunktionen verarbeitet.

1.4.1.2 Sektionszuteilung

Eine der Grundfunktionen des Sammelschienen-schutzes ist die Summierung der Momentan-stromwerte gemäß der jeweiligenSammelschienensektion. Die "Sektionszuteilung"ist ein digitaler Ausdruck, der angibt, welcheAbzweige direkt oder indirekt über andereSektionen an der betreffenden Sektionangeschlossen sind.

Die Sektionszuteilung wird mit der MasterFunktion im Master-Modul bestimmt, welches einAbbild der Trennerstellungen enthält. DieseZuordnungen werden dann zu denSektionsfunktionen über den LWL-Ringübertragen.

1.4.2 Master Funktion

1.4.2.1 Anlagenabbild

Bis zu 6 Trennerstellungen können je Abzweigabgefragt werden. Aus der Summe dieserInformationen werden die Sektionszuteilungenermittelt. Diese bestimmen, welche Abzweige aneine Sektion angeschlossen sind; entweder direktoder indirekt über Verbindungen ohne Wandlerund/oder Leistungsschalter.

Spezielle Anlagenkonfigurationen, welche füreine Sektionszuordnung berücksichtigt werden,sind:

• Ströme von Kupplungen, welche parallel mitSektionen ohne Wandler verbunden sind,werden in der Strommessung nichtberücksichtigt werden, z.B. Ströme vonQuerkupplungen einer Doppelsammel-schiene, wenn beide Trenner eines Abzweigsgeschlossen sind.

• Trennerantivalenz: Liefern die Hilfskontakteeines Trenners ein antivalentes Signal (siehe1.3.4.2) so wird dieser im Anlagenabbild ausSicherheitsgründen als "EIN" betrachtet,unabhängig davon ob es sich um eine EIN –Antivalenz (11) oder eine AUS – Antivalenz(00) handelt. Im Falle der parametriertenStellungsspeicherung (siehe 1.3.4.4) wird derWert vor Ausfall der Trennerspannung für dasAnlagenabbild herangezogen. Nach einerNeuinitialisierung der Zentraleinheit werdengrundsätzlich die aktuellen Werte für dasTrennerabbild herangezogen.

Wenn Trenner - Kupplungen ohne Leistungs-schalter und Wandler zwei Sammelschienenverbinden, werden sämtliche Abzweige derjeweiligen Sektion beiden Sektionen zugeordnet.Beide Sektionen berechnen die Summendifferenzohne Veränderung der Einstellwerte und im Falleeiner Auslösung wird die Anzeige der Auslösungfür beide gesetzt.

1.4.2.2 Schalterversagen

Wenn ein Telegramm mit Schalterversagersignalvon einem der Feldeinheiten empfangen wird,dann werden alle Sektionsfunktionen mittelsLWL-Ring informiert. Unter Verwendung derSektionszuordnungen wird diese Informationausgewertet und in ein Auslösesignal




umgewandelt, welches jene Abzweige abschaltet,die entweder direkt oder indirekt zu derfehlerbehafteten Sektion gehören.

1.4.2.3 Anlagenstatus

Die Master-Funktion überwacht fehlendeTelegramme einer Feldeinheit unterBerücksichtigung der Revisionsschalterstellung.Wenn ein Telegramm fehlt, wird sofort derSammelschienenschutz blockiert. Wenn jedochdie Telegramme wieder ankommen, wird derSchutz nach kurzer Zeitverzögerung wiederdeblockiert.

1.4.2.4 Synchronisierpulse

Die Master-Funktion sendet über den LWL-Ringjede Millisekunde einen Synchronisationspulszum gleichzeitigen Abtasten der Momentanwerteder Feldeinheiten.

1.4.3 Check-Zone Funktion

1.4.3.1 Allgemein

Die Check-Zone ist ein Differenzialschutz überdie gesamte Schaltanlage, welche unabhängigvom Anlagenstatus und deshalb auch von denTrennerpositionen arbeitet. Es ist eine spezielleSektionsfunktion, welche alle Abzweigströme derAnlage zusammenfasst und die Auslösung derjeweiligen Sektionen freigibt, wenn derAnsprechwert den Haltewert überschreitet.

Zwei Differentialstufen sind vorgesehen: Stufe 1wird für den Hauptsammelschienenschutzverwendet und ist ein Differentialschutz mitHaltecharakteristik. Stufe 2 ist eine empfindlicheStufe für kompensierte Netze, welche mittelsFourieranalyse nur die Grundschwingungbewertet und zeitverzögert ist.

Eine empfindliche Alarmstufe ist für dieÜberwachung der sekundären Wandlerkreisevorhanden.

Die Charakteristik dieser Stufen wird in Abb. 8dargestellt.

Die Check-Zone Funktion befindet sich im selbenModul wie die Master Funktion.

1.4.3.2 Check-Zonen Summierung –Stufe 1

Die Ströme jedes Abzweigs, welcher sich nicht inRevision befindet, werden für eine phasenweiseSummierung der Check-Zone verwendet.

Für die Ströme wird folgenderHaltedifferentialalgorithmus angewendet:

max

n

rr

n

rr iii .K und I

1stufe1

1

≥≥ ∑∑==

(1)

ir ist der Strom in Abzweig r, n ist die Anzahl derAbzweige innerhalb der Check-Zone, Istufe1 ist dieDifferentialstromeinstellung für Stufe 1 der

Check-Zone, K ist die Haltesteilheit der Check-Zone und imax ist der größte Abzweigstrom. DieFormel (1) verwendet die Momentanwerte derStromfunktionen.

Die Funktion des Check-Zonen Messsystems istähnlich jener der Sektionenfunktion (siehe 1.4.4).Der einzige Unterschied ist, dass der Absolutwertdes größten Wandlerstroms für die Haltesteilheitverwendet wird und nicht die Summe derAbsolutwerte. Der Grund dafür ist, dass dieSumme der normalen Lastströme von denSektionen, welche nicht durch denSammelschienenfehler beeinflusst sind zu einersehr hohen Stabilisierung bei einer großenAnzahl von Abzweigen führen würde.

1.4.3.3 Check-Zonen-Summierung –Stufe 2

Diese empfindliche Stufe ist für die Anwendungbei kompensierten und gelöschten Netzenvorgesehen. Sie hat ein Fourier-Filter um höhereharmonischen Frequenzen, außer derGrundfrequenz, auszufiltern und besitzt eineMindestzeitverzögerung von 100 ms. Diese Stufeist zusätzlich mit einer einstellbaren Zeitstufeausgestattet.

Der Haltedifferentialalgorithmus ist wie folgt:

Alarm Stufe

Auslösebereich Stufe 2

Auslösebereich Stufe 1

Sum

men

stro

m

I Stufe 1

I Stufe 2

I Alarm

Haltestrom

Abb. 8 Summenstromstufen 1, 2 und Alarm Stufe




max

n

rr

n

rr iii .K und I

1stufe2

1

≥≥ ∑∑==

(2)

Istufe2 ist Differentialeinstellwert der Check-Zonefür die Stufe 2. Die anderen Parameter sindäquivalent zu Gleichung 1.

1.4.3.4 Check-Zonen-Summierung –Alarmstufe

Diese Stufe wird für eine phasenweiseÜberwachung der Wandlerkreise mitempfindlicher Einstellung verwendet. DieCharakteristik hat keine Haltesteilheit und ist miteiner Zeitstufe versehen.

1.4.3.5 Blockiersignale

Schnelle Blockierung

Eine schnelle Blockierung wird bei Fehlern derTelegrammübertragung, bei fehlenderSektionszuteilung oder Gerätefehler einerFeldeinheit über den LWL-Ring angewendet. Indiesen Fällen werden die Check-Zone Funktion,die Leistungsschalterversagerfunktion und dieSektionsfunktionen sofort blockiert.

Verzögerte Blockierung

Eine verzögerte Blockierung kann durch folgendePunkte veranlasst werden:

• Wandlerkreisüberwachung

• Trennerantivalenz

• Manuelle Blockierung des Sammelschienen-schutzes

• Manuelle Blockierung des Schalterversager-schutzes

Diese Signale werden in der Check-ZoneFunktion gesammelt und über den LWL-Ring analle Sektionsfunktionen übertragen.

In den beiden ersten Fällen ist es möglich, einenBlockiervorgang und eine Meldung oder nur eineMeldung zu selektieren.

1.4.4 Sektionsfunktionen

1.4.4.1 Allgemein

Jede Sektionsfunktion repräsentiert einenDifferentialschutzfunktion für den jeweiligenangehörigen Sammelschienenabschnitt. Eswerden alle Ströme jener Abzweige, welchedirekt oder indirekt an diese Sektionangeschlossen sind, summiert.

Ein Auslösesignal an die Feldeinheiten derjeweiligen Abzweige wird abgesetzt, wenn derAnsprechwert den Haltewert überschreitet.

Die Sektionsfunktionen befinden sich in ein odermehreren Slave-Modulen (abhängig von derAnlagengröße).

1.4.4.2 Sektionszuteilung

Jede Sektionsfunktion erhält von derMasterfunktion zyklisch eine Sektionszuteilung.

1.4.4.3 Messsystem

Die Ströme jedes Abzweigs einer Sektion werdenphasenweise für die Sektionssummierungverwendet (basierend auf der Sektionszuteilungund dem Anlagenabbild).

Innerhalb der Sektionssummierung gibt es dreiStufen – Stufe 1, Stufe 2 und Alarmstufe –äquivalent zur Check-Zone, dargestellt in Abb. 8.Jedoch wird der Haltedifferentialalgorithmusunterschiedlich berechnet:

Stufe 1:

∑∑∑===

≥≥n

rr

n

rr

n

rr iii

11stufe1

1

.K und I (3)

Stufe 2:

∑∑∑===

≥≥n

rr

n

rr

n

rr iii

11stufe2

1

.K und I (4)

Wobei ir der Strom in Abzweig r, n die Anzahlder Abzweige der Sammelschienensektion, Istufe1

der Sektionsdifferentialeinstellwert Stufe 1, Istufe2der Sektionsdifferentialeinstellwert Stufe 2 und Kdie Sektionshaltesteilheit sind. Wie bei derCheck-zone verwendet die Stufe 1 dieMomentanwerte des Stromes, die Stufe 2 und dieAlarmstufe verarbeiten die fouriertransformiertenWerte.

Der Haltedifferentialalgorithmus stellt dieStabilisierung bei hohen Durchgangsfehlern dar.

Wenn der Ansprechwert dem Haltewert in einigenaufeinanderfolgenden Schutzzyklen übersteigt,wird ein Auslösesignal initiert.

Wenn ein Sättigungssignal von einem derbetreffenden Abzweige empfangen wird, ist derjeweilige Schutzzyklus ungültig und wird nichtbetrachtet. Weiters ist für ein Auslösesignalnotwendig, dass ein Stromfreigabesignal vonzumindest einem der jeweiligen Abzweigeempfangen wird und kein Blockiersignalaufscheint.




1.4.4.4 Auslösesignale

Die Sektionsfunktion wählt in Übereinstimmungmit seiner Sektionszuteilung jene Abzweige an,an welche ein Auslösesignal gesendet wird.Diese Auslösesignale werden über den LWL-Ring an die Feldeinheiten übertragen, welcheihrerseits den jeweiligen Leistungsschalterauslösen (Abschnitt 1.3.10).

2. Zusätzliche Funktionen

2.1 Messung

Folgende Messwerte werden an denFeldeinheiten angezeigt:

• Phase L1 Strom

• Phase L2 Strom

• Phase L3 Strom

• Phase N Strom

Diese Ströme können in primär, sekundär oder %Werten angezeigt werden.

Die Messwerte, die an der Zentraleinheitangezeigt werden können sind:

• Check-Zone Differenzstrom und Haltestromfür jede Phase

• Sektion 1, 2, … Differenzstrom, Haltestrom fürjede Phase und für jede Sektion

Die gleichzeitige Darstellung der Messwerte undSignale ausgewählter Feldeinheiten und derZentraleinheit ist mittels Bedienprogramm DRS-WIN komfortabel möglich.

2.2 Datenaufzeichnung

Störschriebe und aufgezeichnete Kurven werdengespeichert. Aufgrund einer Kondensator-pufferung bleiben die Daten auch nach Geräte-Spannungsausfall erhalten. Alle Aufzeichnungenwerden mit einer Zeit- und Datumsmarkierungvon der internen Zeiterfassung des Relaisversehen.

2.2.1 Aufgezeichnete Kurven

In diesen Aufzeichnungen werden diedigitalisierten Analogströme und die binärenAusgänge gespeichert.

Die Aufzeichnung in den Feldeinheiten werdendurch jede Auslösung getriggert. In derZentraleinheit erfolgt eine Triggerung durch eineSammelschienenschutzauslösung. In derZentraleinheit werden die Stromsummen

aufgezeichnet. Zusätzlich kann eineAufzeichnung über die PC-Kommunikations-schnittstelle gestartet werden.

Jede Aufzeichnung hat eine Länge von 75Perioden, mit 5 Perioden vor-, und 70 Periodennach dem Trigger der Aufzeichnung (entspricht1.5 Sekunden bei 50 Hz Systemen).

Die Sample Rate der Aufzeichnungen beträgt1kHz in der Zentraleinheit und 600Hz in denFeldeinheiten bei einer Grundfrequenz von 50Hz.

Es können bis zu vier aufgezeichnete Kurvengespeichert werden, wobei bei einer neuerlichenAufzeichnung die Älteste überschrieben wird.Jede Aufzeichnung ist mit einer Zeit- undDatumsmakierung gekennzeichnet.

2.3 Störschreibfunktion

Die Störschreiberfunktion speichert jedenMeldestatus (Kommt oder Geht) im Relais. BeimAuftreten einer Meldung wird deren zeitlicherAblauf mit einer Auflösung von 1 ms mit Zeit undDatum gespeichert.

Diese können an der Bedienschnittstelle derZentraleinheit oder unter Verwendung der IEC60870-5-103 Schnittstelle ausgelesen werden.

Ein Störschrieb in der Zentraleinheit und in jederFeldeinheit kann bis zu 256 Einträge speichern.Wenn der Puffer voll ist, überschreiben die neuenEinträge die Ältesten.

2.4 Selbstüberwachung

Der ELIN DRS-BB besitzt eine Anzahl vonSelbstüberwachungen. Jede dieserÜberwachungen erzeugt einen Meldeausgangmit der entsprechenden LED Anzeige. Zusätzlichkann eine entsprechende Meldung auf der LCDAnzeige in ‘System/DRS Fehlerstatus’ Menüdargestellt werden.

Ein kritischer Fehler bewirkt ein kontinuierlicheLED Anzeige, und der ‘Gerätestörung’Relaiskontakt wird geschlossen. DieSchutzeinrichtung ist nicht mehr betriebsbereit.

Ein nicht-kritischer Fehler erzeugt eine blinkendeLED Anzeige und der ‘Gerätefehler’ Kontakt wirdgeschlossen. Die Schutzeinrichtung bleibtweiterhin in Betrieb, aber mit möglicherweisereduzierter Funktionalität.

In beiden Fällen wird die Anzeige bestehenbleiben bis durch anhaltender Aktivierung der‘Quittiertaste' beide LED Reihen abwechselndblinken oder bis das Gerät ausgeschaltet wird.




2.5 Passwort

Der programmierbare Passwortschutz ermöglichtein 10-stelliges alphanumerisches Passwort zuspeichern, um unsachgemäße Änderungen zuverhindern.

Es ist jedoch möglich, alle Einstellwerte ohnePasswortzugang zu betrachten.

Die Passwort-Werkseinstellung ist ‘A’.

Beim Versuch des Anwenders einen Einstellwertzu verändern, ist die pro Gerät die Eingabe desPasswortes notwendig, bevor irgendwelcheÄnderungen durchgeführt werden können. Beieinmaliger Eingabe und Bestätigung desPassworts kann der Anwender verschiedeneÄnderungen der Einstellwerte ohne neuerlichePassworteingabe durchführen. Wenn keineÄnderungen innerhalb einer programmierbarenPeriode durchgeführt werden, ist eine neuerlicheEingabe des Passwortes notwendig.

2.6 Eingangszuweisungen

Die Feldeinheit ist mit vier analogen Eingängen,I1 bis I4 (nur drei davon sind notwendig) und 15digitalen Eingängen IN1 bis IN15 ausgestattet.

Die analogen und digitalen Eingängen können zuden entsprechenden Eingängen derSchutzfunktionen frei zugeordnet werden.

Zum Beispiel können innerhalb derTrennerüberwachungsfunktion die Digitalein-gänge den Trennerpositionen zugeordnetwerden.

2.7 Konfiguration der Ausgangsrelais

An den Feldeinheiten können dieAusgangssignale der Schutzfunktionen an dieAusgangsrelais OUT1, OUT2 und OUT3.1 undOUT 3.2 rangiert werden. Diese sind u.a.:• Reserveüberstrom, Stufe 1, Alarm• Reserveüberstrom, Stufe 1, Aus• Reserveüberstrom, Stufe 2, Alarm• Reserveüberstrom, Stufe 2, Aus• Sammelschienenschutz Auslösung• Schalterversager, Stufe 1, Phase L1, Aus• Schalterversager, Stufe 1, Phase L2, Aus• Schalterversager, Stufe 1, Phase L3, Aus• Schalterversager, Stufe 2, Phase L1, Aus• Schalterversager, Stufe 2, Phase L2, Aus• Schalterversager, Stufe 2, Phase L3, Aus• Schalterversager, Stufe 3, Aus

In der Zentraleinheit können die Meldesignalemittels Software – „Ausgabematrix“ den zurVerfügung stehenden Meldelrelais zugeordnetwerden.

2.8 LED Anzeigen

Jede Feldeinheit und die Zentraleinheit besitzteine LED Anordnung in zwei vertikalen Reihenmit einer Gesamtanzahl von 10 LED´s, sieheAbbildung 9. Vier rote und vier gelbe LED´skönnen den Ausgängen der Schutzfunktionenüber eine LED Softwarematrix zugeordnetwerden. Eine grüne und eine rote LED sind fürBetriebs- und Fehleranzeige vorgesehen.Generell sind die LED´s manuell quittierbar.

L.02.L

L.03.L

L.04.L

L.05.L

L.02.R

L.03.R

L.04.R

L.05.R

Operation Fault

Abbildung 9: LED Zuordnung

2.8.1 Betriebs LED

Diese grüne LED hat folgende Bedeutung:

• Dauerlicht – normale Versorgungsspannungund voll betriebsbereit

• Blinklicht – Gerät betriebsbereit, aberSchutzfunktionen noch nicht aktiviert(Reserveteil).

• Keine Anzeige – keine Versorgungs-spannung

2.8.2 Fehler LED

Dieses bezieht sich auf einen Gerätefehler undkeinen Fehler in der Anlage. Die rote LEDvermittelt folgende Anzeige:

• Keine Anzeige – Normalbetrieb

• Blinklicht – ein nicht-kritischer Fehler wurdefestgestellt, aber der Schutz ist noch immer inBetrieb

• Dauerlicht – ein kritischer Fehler wurdefestgestellt und der Schutz ist nichtbetriebsbereit

2.8.3 Programmierbare LEDs

Die programmierbaren LEDs sind mit L.02.L andL.02.R bis L.05.L und L.05.R bezeichnet undkönnen den Funktionsausgängen, siehe Punkt2.8, zugeordnet werden.

Bei der Feldeinheit können die programmierbarenLEDs – ähnlich wie die Ausgangsrelais - den




Funktionsausgangssignalen zugeordnet werden(siehe Punkt 2.7).

Die Softwarematrix der Zentraleinheit„Ausgabematrix“ ermöglicht die Parametrierungder Meldesignale zu zusätzlichen (erweiterbaren)LED – Anzeigemodulen vom Typ AB2.

2.9 Örtliche Bedienung

Für die örtliche Bedienung ist die Feldeinheit unddie Zentraleinheit mit einer zweizeiligen LCDAnzeige, 6 Tasten, 10 LEDs und einerSchnittstelle versehen.

Auf die Menüsystembedienung wird in Teil 2dieser Beschreibung näher eingegangen wird.

2.10 Kommunikation

Eine Anzahl von Schnittstellen sind auf denFeldeinheiten und Zentraleinheit vorgesehen.Diese dienen zur lokalen Gerätebedienung undals Schnittstelle zur Leichttechnik.

2.10.1 Feldeinheit

2.10.1.1 Schnittstelle zur Leittechnik

Eine optische Schnittstelle für die Übertragungvon Meldungen befindet sich an derZentraleinheit. Als Sonderausführung kann auchan jeder Feldeinheit eine optische Schnittstellemit dem Protokoll IEC 60870-5-103 ausgeführtwerden. Dort können die abzweigspezifischenMeldungen (z.B.: Überstromanregung oder –auslösung) abgeholt werden.

2.10.1.2 Kommunikation mit dem PC

Im Allgemeinen werden die Feldeinheitenvollständig über die Schnittstelle an derZentraleinheit bedient. Die Einstellwerte, diegemessenen Werte, Störschriebe undaufgezeichnete Kurven können ausgelesenwerden. Alle diese Daten werden über denSystem internen LWL-Ring übertragen, es istkeine zusätzliche optische Verbindung für dieseKommunikation notwendig.

An der Feldeinheit befindet sich auch eineRS485-Schnittstelle, die zur lokalen Bedienungdient. An dieser Schnittstelle kann nur diejeweilige Feldeinheit angesprochen werden. ImZuge einer abzweigweisen Anlagenerweiterungoder für die Inbetriebnaheme der Schutzgeräte,kann diese lokale RS485-Schnittstelle zurKontrolle der Anlagenschnittstellen (Ströme,Auslösungen, Trennerstellungen,...) verwendetwerden.


2.10.2.1 Schnittstelle zur Leittechnik

Eine optische Schnittstelle (ST-Stecker)verwendet das Protokoll IEC 60870-5-103 zurDatenübertragung zur Leittechnik. Die Standard-Datenpunktliste und die Details sind im Anhangzu finden.

2.10.2.2 Kommunikation mit dem PC

Einstellwerte, gemessene Werte undStöraufzeichnungen der Feldeinheiten könnenmittels PC an der Zentraleinheit visualisiertwerden. Diese Daten werden über den LWL-Ringvon den Feldeinheiten zur Master Einheitweitergeleitet, wo an der RS232 Schnittstellefolgende PC Bedienmöglichkeiten gebotenwerden:

• Lokal

• Ferne über Modem Verbindung

• Ferne über TELNET Verbindung

Für Details zur Bedienung sei auf den Teil 2(Gerätebedienung) verwiesen.

Im selben Menü des Bedienprogramms DRS-WIN werden auch verschiedene Daten derZentraleinheit, wie zum Beispiel dieStromsumme, und die Störaufzeichnungen derStromsummen über oben angegebeneMöglichkeiten zur Verfügung gestellt.

2.10.2.3 Zeitstempel

Die Zentraleinheit kann die Zeitreferenz auffolgende Arten empfangen:

• Protokoll IEC 60870-5-103

• Zeitsignal von einem DCF77-Empfänger

• manuelle Eingabe am Display derZentraleinheit

• Synchronisation mit der PC-Zeit im DRS-WIN

• Minutenimpuls

Der Zeitstempel wird von der Zentraleinheit überden LWL-Ring an die Feldeinheiten verteilt.




3. Hardware Beschreibung

3.1 Feldeinheit

Jede Feldeinheit ist in einem 6HE hohen und21TE breiten Gehäuse untergebracht, geeignetfür 19“ Einbau oder Schalttafeleinbau.

Die örtlichen Bedienelemente sind:

• 2-reihige 16-stellige LCD Anzeige

• 6 Tasten für die Menüführung und Einstellung

• 4 gelbe und 4 rote programmierbare LEDs

• 1 grüne und 1 rote Betriebs-LED

• Quittiertaste

• Die Rückseite des Gehäuses ist mit einerAnzahl von Anschlüssen, siehe Abb. 11,ausgestattet.

• X1 sind die Wandleranschlüsse

• X2 ist die Hilfsspannungsversorgung, derBetriebsmeldekontakt und die Ausgangsrelais

• X3 sind die 4 Digitaleingänge und die RS485Schnittstelle

• X8 sind weitere 11 digitale Eingänge

• Eine Anzahl von LWL Receiver- undTransmitteranschlüssen mit ST-Stecker:2 Schutzschnittstellen, für die System -Kommunikation, genannt ’BUS-BAR’, die IEC60870-5-103-Schnittstelle, genannt 'IEC’, undeine Schnittstelle für CAN BUS Modulegenannt ’CAN’.

3.1.1 Ausgangskontakte

Vier Ausgangsrelais sind vorgesehen. Einer vondiesen, ‘Gerätefehler’, hat einen Wechselkontaktund ist der Gerätefehlermeldung zugeordnet. Dieübrigen drei Relais sind frei programmierbar.‘OUT1’ und ‘OUT2’ sind Schliesser, während‘OUT3’ mit zwei Schliessern ausgestattet ist (‘.1’und ‘.2’).

Die programmierbaren Relais können vomAnwender frei konfiguriert werden, in dem Sinnedaß sie von den gewünschten Schutzfunktionenangesteuert werden, siehe auch Abschnitt 2.7.

Die drei programmierbaren Relais entsprechenden Spezifikationen für Auslösekontakte (wieangeführt in Teil 3 – Technische Daten).

3.1.2 Digitale Eingänge

15 binäre Eingänge sind vorhanden. Sechs vondiesen (IN1, IN2, IN3 , IN4, IN14 und IN15) sindvoneinander potentialgetrennt, während dierestlichen ein gemeinsames Minuspotentialhaben.

Jeder digitale Eingang ist programmierbar wiebeschrieben in Abschnitt 2.6.

3.1.3 Analog Eingänge

Vier Stromeingänge mit 1A Nennstrom und derBezeichnung I1, I2, I3. und I4. sind vorgesehen.Die Bezeichnung für diese Eingänge und derenFunktionen können wie in Abschnitt Error!Reference source not found. Beschriebenkonfiguriert werden.

3.2 Zentraleinheit

Durch den modularen Aufbau sind dieAnforderungen an die Hardware von denErfordernissen des Systems abhängig.

Für einen Ausbau von maximal drei SlaveModulen ist die Zentraleinheit in einem 19” Rackmit 9 Höheneinheiten untergebracht.

Die oberen 3 HE beinhalten die peripheren Ein-und Ausgabebaugruppen samt redundanterSapnnungsversorgung. Folgende Norm-Einschubkarten sind möglich:

• Kondensator-/Filterprint, Type: CCxxx für220/110/60/24 VDC Nennspannung

• DC/DC Konverter, Type: Polyamp PSD, für220/110/60/24 VDC Nennspannung

• Erweiterungsbaustein für LED Anzeigen,Type: AB2 mit je 11 gelbe und rote LEDs

• Gefahrmelderelaisprint, Type: RNO624BB mitje 5 Stk. Relais (2x1S) und je 1 Stk. Relais(1S+1Ö).

• Optokoppler-Eingangsprint, Type: OK8/xxxmit je 8 Stk. binäre Eingänge für220/110/60/24 VDC Nennspannung

Die Spannungsversorgung der Zentraleinheitkann aus Redundanzgründen und zum Zweckder Auswechselbarkeit im Betrieb doppeltausgeführt werden.

Die darunter befindlichen 6 HE Einschübebeinhalten das Kernstück der Zentraleinheit, wiebeschrieben in Abschnitt 1.4, bestehend ausfolgenden Komponenten:

• Master Einheit, bestehend ausje 1Stk. Mikroprozessorkarten, Type: MRB3und Type: DRS-BBM, sowie BinäreAusgabemodul(e), Type DA32 für je 32 Stk.




binäre Ausgänge, und BinäreEingabemodul(e), Type DE32 für je 32 Stk.binäre Eingänge

• Interne Spannungsversorgung, Type NGT2

• MMI wie bei der Feldeinheit mit 2-reihiger 16-stellige LCD Anzeige, 6 Tasten für dieMenüführung, 4 gelbe und 4 roteprogrammierbare LEDs, 1 grüne und 1 roteBetriebs-LED, Quittiertaste

• Zentrale Bedienschnittstelle, Type RS232 undoptische Schnittstelle gemäß IEC60870-5-103Protokoll am DRS-BBM Modul der Master-Einheit

• Service Schnittstellen für Anlagenabbild (amMRB3 Modul) und für Sektionsfunktionen (amDRS-BBM Modul, ausgeführt als RS232

• Slave – Einheit(en), bestehend aus je 1Stk.Mikroprozessorkarten, Type: MRB3 und Type:DRS-BBM

In Abhängigkeit von der Anzahl derFeldeinheiten, kann ein Slave bis zu dreiSektionsfunktionen enthalten. Staffelung, sieheAbb. 10. Zum Beispiel ist bei einerSchaltanlagengrösse von bis zu 32 Feldeinheitenein Slave geeignet bis zu 3 Sektionen zuschützen. Somit sind in diesem Fall 3 Slavesausreichend für Schaltanlagen mit bis zu 9Sektionen und bis zu 32 Feldeinheiten.

Da bei einer Kupplung mit nur einemStromwandler durch die Kupplungsfunktion einezweite Stationsadresse vergeben wird (sieheAbschnitt 1.3.8), ist diese für die Gesamtsumme

Anzahl der Feldeinheiten gemäß Abb. 10 mit 2 inRechnung zu stellen.

Werden mehr als drei Slave – Module benötigt,so wird die Zentraleinheit um eine weiteres 6 HE19“ Rack erweitert.

Die Nennhilfsspannung, Ein- und Ausgänge undörtliche Anzeigen müssen bei Bestellungangegeben werden, siehe Bestellschlüssel imAnhang.

Kapazität einer Slave Einheit

0

1

2

3

4

0 16 32 48 64 80

Anzahl Feldeinheiten

Anzahl Sektionen

Abb. 10 Kapazität eines Slave




Abb. 11: Feldeinheit Front- und Rückansicht




Abb. 12: Zentraleinheit




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