Generatorschutz REG670 2.0 IEC Anwendungs-Handbuch · 2018-05-10 · Prüfung seitens ABB in...

Relion® 670 Serie

Generatorschutz REG670 2.0 IECAnwendungs-Handbuch

Dokument-ID: 1MRK 502 051-UDEHerausgegeben: Juli 2016

Revision: -Produktversion: 2.0

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Inhaltsverzeichnis

Abschnitt 1 Einführung.................................................................... 19Dieses Handbuch........................................................................... 19Zielgruppe.......................................................................................19Produktunterlagen.......................................................................... 20

Produktunterlagen....................................................................... 20Dokumentenänderungsverzeichnis............................................. 22Zugehörige Dokumente...............................................................22

Verwendete Symbole und Dokumentkonventionen........................22Symbole.......................................................................................22Dokumentkonventionen...............................................................23IEC 61850 Edition 1 / Edition 2 Zuordnung................................. 24

Abschnitt 2 Anwendung...................................................................31Allgemeine Angaben zum Gerät.....................................................31Hauptschutzfunktionen................................................................... 38Reserve-Schutzfunktionen............................................................. 40Steuerungs- und Überwachungsfunktionen................................... 41Kommunikation...............................................................................45Grundfunktionen des Geräts.......................................................... 47

Abschnitt 3 Konfiguration................................................................ 49Beschreibung von REG670............................................................ 49

Einführung................................................................................... 49Beschreibung der Konfiguration A20 .....................................49Beschreibung der Konfiguration B30......................................50Beschreibung der Konfiguration C30..................................... 52

Abschnitt 4 Analogeingänge............................................................55Analogeingänge..............................................................................55

Einleitung.....................................................................................55Einstellrichtlinien..........................................................................55

Einstellen des Leiterbezugskanals......................................... 55

Abschnitt 5 Lokale HMI................................................................... 85Display............................................................................................86LEDs...............................................................................................88Tastenfeld.......................................................................................88LHMI-Funktionen............................................................................ 91

Schutz- und Alarmanzeige.......................................................... 91Parameterverwaltung ................................................................. 92

Inhaltsverzeichnis

1Anwendungs-Handbuch

Frontseitige Kommunikation........................................................93

Abschnitt 6 Differentialschutz.......................................................... 95Transformatordifferentialschutz T2WPDIF und T3WPDIF ............ 95

Kennung...................................................................................... 95Anwendung..................................................................................95Einstellrichtlinien..........................................................................96

Stabilisierter und unstabilisierter Differentialschutz................96Eliminierung von Nullsystemkomponentenströmen............... 99Verfahren zur Unterdrückung der Auswirkung desEinschaltstroms.................................................................... 100Übererregungsschutz........................................................... 100Cross-Blocking zwischen Leitern......................................... 101Diskriminator für interne/externe Fehler............................... 101Online-Kompensation für die Position desLaststufenschalters.............................................................. 103Differentialstromalarm.......................................................... 104Erkennung offener Stromwandler.........................................104Schutz gegen Schalten auf Kurzschluss.............................. 105

Beispiel für die Einstellung........................................................ 105Einleitung..............................................................................105Typische Haupt-Stromwandler-Schaltungen für denTransformatordifferentialschutz............................................107Anwendungsbeispiele.......................................................... 108Zusammenfassung und Schlussfolgerungen....................... 116

Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF .......... 118Kennung.................................................................................... 118Anwendung................................................................................119

Die Grundlagen des Hochimpedanzprinzips........................ 121Anschlussbeispiele für Hochimpedanz-Differentialschutz......... 127

Verbindungen für dreisystemigenHochimpedanzdifferentialschutz.......................................... 127Anschlüsse für den einsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF....................................................128

Einstellrichtlinien........................................................................129Konfiguration........................................................................ 129Einstellungen der Schutzfunktion......................................... 130T-Zuleitungsschutz............................................................... 130Drosselspulenschutz............................................................ 134Erdfehlerdifferentialschutz ...................................................137Alarmpegel........................................................................... 139

Generator-Differentialschutz GENPDIF .......................................140Kennung.................................................................................... 140Anwendung................................................................................140

Inhaltsverzeichnis


Einstellrichtlinien........................................................................142Allgemeine Einstellungen..................................................... 142Prozentual stabilisierte Differentialanalyse...........................143Innenliegende/außenliegende Fehlerentscheidung desGegensystems..................................................................... 145Erkennung offener Stromwandler.........................................146Weitere zusätzliche Optionen...............................................147

Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF ...........................................148Kennung.................................................................................... 148Anwendung................................................................................148

Transformatorwicklung, niederohmig geerdet...................... 149Transformatorwicklung, Erdungs- über einen Erdungs-Transformator.......................................................................150Spartransformator, niederohmig geerdet............................. 151Drosselspulen, niederohmig geerdet....................................152Anwendungen mit mehreren Leistungsschaltern................. 153Richtung der Stromwandlererdung.......................................154

Einstellrichtlinien........................................................................154Einstellung und Konfiguration...............................................154Einstellungen........................................................................155

Abschnitt 7 Impedanzschutz......................................................... 157Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho-Charakteristik ZMHPDIS .. 157

Identifizierung............................................................................ 157Anwendung................................................................................157

Generator-Unterimpedanz-Schutzanwendung.....................157Einstellrichtlinien........................................................................157

Konfiguration........................................................................ 157Einstellungen........................................................................158

Hochgeschwindigkeits-Distanzschutz ZMFPDIS..........................161Identifizierung............................................................................ 161Anwendung................................................................................161

Sternpunkterdung.................................................................162Fehlereinspeisung der Gegenseite...................................... 165Lastkompensation................................................................ 166Anwendung auf kurzen Leitungen........................................167Anwendung auf langen Leitungen........................................168Anwendung in Parallelleitungen mit gegenseitigerKopplung der Nullsysteme................................................... 168Anwendung bei Dreiendenleitungen.................................... 175

Einstellrichtlinien........................................................................178Allgemeines..........................................................................178Einstellung der Zone 1......................................................... 178Einstellung der Überreichzone............................................. 179

Inhaltsverzeichnis


Einstellung der Rückwärtszone............................................ 180Einstellung der Zonen für die Anwendung aufParallelleitungen...................................................................180Einstellung der Reichweite unter Berücksichtigung der Last182Einstellung der Zonenreichweite niedriger als dieMindestlastimpedanz............................................................183Einstellung der Zonenreichweite höher als dieMindestlastimpedanz............................................................185Weitere Einstellungen.......................................................... 186

Schneller Distanzschutz ZMFCPDIS ...........................................189Identifizierung............................................................................ 189Anwendung................................................................................189

Sternpunkterdung.................................................................190Fehlereinspeisung der Gegenseite...................................... 192Lastaussparung....................................................................193Anwendung auf kurze Leitungen..........................................194Anwendung auf lange Leitungen..........................................195Anwendung in Parallelleitungen mit gegenseitigerKopplung der Nullsysteme................................................... 196Anwendung bei Dreiendenleitungen.................................... 203

Serienkompensation in Netzen..................................................205Gleichförmige Spannungsregulierung und Anstieg desGrenzwertes für Spannungszusammenbruch...................... 205Erhöhung der Leistungsübertragung....................................207Spannungs- und Stromumkehrung...................................... 207Auswirkung der Serienkompensation auf Schutzgeräteangrenzender Leitungen...................................................... 217Distanzschutz....................................................................... 218Mitnahme- und Freigabeverfahren....................................... 219

Einstellrichtlinien........................................................................226Allgemeines..........................................................................226Einstellung der Zone 1......................................................... 227Einstellung der Überreichweitezone.....................................227Einstellung der Rückwärtszone............................................ 228Serienkompensierte und angrenzende Leitungen................229Einstellung der Zonen für die Anwendung aufParallelleitungen...................................................................233Einstellung der Reichweite für die Erfassung desFehlerwiderstandes.............................................................. 234Lastimpedanzbeschränkung, ohneLastaussparungsfunktion..................................................... 235Einstellung der Zonenreichweite höher als dieMindestlastimpedanz............................................................237Einstellrichtlinien für Parameter............................................238

Polschlupfschutz PSPPPAM ....................................................... 241

Inhaltsverzeichnis


Kennung.................................................................................... 241Anwendung................................................................................241Einstellrichtlinien........................................................................244

Einstellbeispiel für eine Leitungsanwendung....................... 246Einstellbeispiel für eine Generatoranwendung.....................250

Polschlupf-Schutz OOSPPAM .....................................................254Identifizierung............................................................................ 254Anwendung................................................................................254Einstellrichtlinien........................................................................257

Untererregungsschutz LEXPDIS.................................................. 261Kennung.................................................................................... 261Anwendung................................................................................261Einstellrichtlinien........................................................................267

Empfindlicher Rotor-Erdfehlerschutz, Einspeisung basierendauf ROTIPHIZ ..............................................................................270

Kennung.................................................................................... 270Anwendung................................................................................270

Rotor-Erdfehlerschutzfunktion..............................................271Einstellrichtlinien........................................................................274

Einstellen der Einspeiseeinheit REX060.............................. 274Verbinden und Einstellen von Spannungseingängen...........275Einstellungen für den empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutz, ROTIPHIZ .................................................278

100% Stator-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert STTIPHIZ ....279Kennung.................................................................................... 279Anwendung................................................................................279

100 % Stator-Erdfehlerschutz-Funktion............................... 280Einstellrichtlinien........................................................................285

Einstellung der Einspeiseeinheit REX060............................ 285Verbinden und Einstellen von Spannungseingängen...........286100 % Stator-Erdfehlerschutz.............................................. 288

Unterimpedanzschutz für Generatoren und TransformatorenZGVPDIS......................................................................................289


Funktionsbereiche................................................................ 291Funktion Zone 1................................................................... 292Funktion Zone 2................................................................... 292Funktion Zone 3................................................................... 293Strom- und Spannungswandlerpositionen........................... 294Unterspannungs-Verriegelungsfunktion............................... 294Lastaussparung für Zone 2 und Zone 3............................... 294Externes Blockiersignal........................................................ 295

Einstellrichtlinien........................................................................296

Inhaltsverzeichnis


Allgemeines..........................................................................296Lastaussparung....................................................................297Unterspannungsverriegelung............................................... 299

Rotor-Erdfehlerschutz mit CVGAPC.............................................299

Abschnitt 8 Stromschutz................................................................301Unverzögerter Leiter-Überstromschutz mit dreipoligemAusgang PHPIOC ........................................................................301


Vermaschte Netze ohne parallele Leitungen....................... 302Vermaschte Netze mit parallelen Leitungen.........................304

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger AusgangOC4PTOC ................................................................................... 306

Identifizierung............................................................................ 306Anwendung................................................................................306Einstellrichtlinien........................................................................307

Einstellungen für jede Stufe................................................. 3092. Oberschwingungsblockierung.......................................... 312

Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC ..................................... 318Kennung.................................................................................... 318Anwendung................................................................................318Einstellrichtlinien........................................................................318

Vierstufiger Erdfehlerschutz, Null-/GegensystemrichtungEF4PTOC .................................................................................... 321


Einstellungen für jede Stufe (x = 1, 2, 3 und 4).................... 324Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen.......................... 326Stabilisierung durch die 2. Oberschwingung........................ 327Paralleltransformator-Einschaltstrom-Logik......................... 328Logik für Schalten auf Kurzschlussschutz............................329Anwendungsbeispiel für Transformatoren............................330

Vierstufiger Gegensystem-Überstromrichtungsschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC ...................................................... 334


Einstellungen für jede Stufe ................................................ 336Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen.......................... 339

Empfindlicher Erdfehler-Richtungsschutz (Wattmetrisch)SDEPSDE.................................................................................... 340

Inhaltsverzeichnis



Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR .......350Kennung.................................................................................... 350Anwendung................................................................................351Einstellrichtlinien........................................................................352

Schalterversagerschutz, dreipolige Aktivierung und AuslösungCCRBRF.......................................................................................354


Polgleichlaufüberwachung CCPDSC........................................... 358Kennung.................................................................................... 359Anwendung................................................................................359Einstellrichtlinien........................................................................359

Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP...................................360Kennung.................................................................................... 360Anwendung................................................................................361Einstellrichtlinien........................................................................363

Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP................................... 366Kennung.................................................................................... 366Anwendung................................................................................367Einstellrichtlinien........................................................................369

Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) fürMaschinen NS2PTOC ................................................................. 372


Eigenschaften.......................................................................373Belastbarkeit des Generators im Bezug aufkontinuierlichen Schieflaststrom...........................................374

Einstellrichtlinien........................................................................376Ansprechzeit-Charakteristik................................................. 376Anregungsempfindlichkeit.................................................... 378Alarmfunktion....................................................................... 378

Schutz bei versehentlichem Einschalten fürSynchrongenerator AEGPVOC.................................................... 378


Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC..................... 380Kennung.................................................................................... 380Anwendung................................................................................380

Bezugsgrößen...................................................................... 381

Inhaltsverzeichnis


Anwendungsmöglichkeiten...................................................381Unterspannungs-Verriegelung............................................. 381

Einstellrichtlinien........................................................................382Erklärung der Einstellparameter...........................................382Spannungsunabhängiger Überstromschutz für denGenerator und den Transformator zur Spannungserhöhung383Allgemeine Einstellungen..................................................... 384Überstromschutz mit Selbsthaltung für die Unterspannung. 384

Thermischer Überlastschutz für den Stator von Generatoren,GSPTTR ...................................................................................... 385


Thermischer Überlastschutz für Generator/Rotor, GRPTTR .......386Kennung.................................................................................... 386Anwendung................................................................................386Einstellrichtlinien........................................................................387

Abschnitt 9 Spannungsschutz....................................................... 391Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV...........................391


Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und Generatoren.... 392Erkennung getrennter Betriebsmittel....................................392Stromversorgungsqualität ................................................... 392Minderung der Spannungsinstabilität................................... 393Reserveschutz für Fehler im Versorgungssystem................393Einstellungen für den zweistufigen Unterspannungsschutz. 393

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV........................... 395Kennung.................................................................................... 395Anwendung................................................................................395Einstellrichtlinien........................................................................396

Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren,Generatoren, Drosselspulen und Transformatoren..............397Betriebsmittelschutz, Kondensatoren...................................397Spannungsqualität................................................................397Hochohmig geerdeten Netze................................................397Die folgenden Einstellungen können am zweistufigenÜberspannungsschutz vorgenommen werden.....................397

Zweistufiger Verlagerungs-Überspannungsschutz ROV2PTOV . 400Identifizierung............................................................................ 400Anwendung................................................................................400Einstellrichtlinien........................................................................400

Inhaltsverzeichnis


Betriebsmittelschutz, z.B. für Motoren, Generatoren,Reaktoren und Transformatoren.......................................... 401Betriebsmittelschutz, Kondensatoren...................................401Stator-Erdfehlerschutz basierend aufNullspannungsmessung....................................................... 401Stromversorgungsqualität.................................................... 405Gelöschte Netze...................................................................405Niederohmig geerdetes Netz................................................406Einstellungen für den zweistufigenVerlagerungsspannungsschutz............................................ 407

Übererregungsschutz OEXPVPH ................................................409Kennung.................................................................................... 409Anwendung................................................................................409Einstellrichtlinien........................................................................411

Empfehlungen für Ein- und Ausgangssignale...................... 411Einstellung............................................................................412Messwertbericht................................................................... 413Einstellungsbeispiel..............................................................414

Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV ..................................... 415Kennung.................................................................................... 415Anwendung................................................................................415Einstellrichtlinien........................................................................417

100% Stator-Erdfehlerschutz, basierend auf der 3.Oberschwingung STEFPHIZ........................................................ 419


Abschnitt 10 Frequenzschutz.......................................................... 427Unterfrequenzschutz SAPTUF .................................................... 427


Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren undGeneratoren......................................................................... 428Netzschutz durch Lastabwurf............................................... 429

Überfrequenzschutz SAPTOF ..................................................... 429Kennung.................................................................................... 429Anwendung................................................................................429Einstellrichtlinien........................................................................430

Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren undGeneratoren......................................................................... 430Netzschutz durch Generatorabwurf......................................430

Frequenzänderungsschutz SAPFRC .......................................... 431

Inhaltsverzeichnis



Frequenzzeit-Akkumulations-Schutzfunktion FTAQFVR..............432Identifizierung............................................................................ 432Anwendung................................................................................433Einstellrichtlinien........................................................................435

Abschnitt 11 Multifunktionsschutz................................................... 437Allgemeine stromund spannungsbasierte Schutzfunktion(CVGAPC).................................................................................... 437


Strom- und Spannungswahl für die CVGAPC-Funktion.......438Bezugsgrößen für die CVGAPC-Funktion............................441Anwendungsmöglichkeiten...................................................441Generator-Zuschaltschutz.................................................... 442

Einstellrichtlinien........................................................................443Gerichteter Gegensystemüberstromschutz..........................444Gegensystemüberstromschutz.............................................445Statorüberlastschutz für Generatoren gemäß IEC- undANSI-Norm........................................................................... 448Phasenüberwachung für Transformatoren, Leitungenoder Generatoren und Leistungsschalter-Überschlagschutz für Generatoren...................................... 450Spannungsabhängiger Überstromschutz für Generatorenund Maschinentransformatoren............................................451Untererregungsschutz für einen Generator..........................452Generator-Zuschaltschutz.................................................... 453Allgemeine Einstellungen für die Instanz............................. 455Einstellungen für OC1.......................................................... 455Einstellung für OC2.............................................................. 456Einstellung für UC1.............................................................. 456Einstellung für UC2.............................................................. 456Einstellungen für OV1.......................................................... 456Einstellung für OV2.............................................................. 457Einstellungen für UV1...........................................................457Einstellung für UV2...............................................................457

Abschnitt 12 Anlagen Schutz und Steuerung..................................459Mehrzweckfilter SMAIHPAC.........................................................459

Kennung.................................................................................... 459Anwendung................................................................................459Einstellungsrichtlinien................................................................460

Einstellungsbeispiel..............................................................460

Inhaltsverzeichnis


Abschnitt 13 Sekundärsystem-Überwachung................................. 465Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC.............................. 465


Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC........................466Kennung.................................................................................... 466Anwendung................................................................................466Einstellrichtlinien........................................................................467

Allgemeines..........................................................................467Einstellen gängiger Parameter............................................. 468Gegensystemgröße..............................................................469Nullsystemgröße.................................................................. 469Differenzspannung U und Differenzstrom I ......................... 470Erkennung von Spannungslosigkeit..................................... 471

Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC..........................471Kennung.................................................................................... 471Anwendung................................................................................471Einstellrichtlinien........................................................................472

Abschnitt 14 Steuerung................................................................... 475Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYN.................................................................................... 475

Identifizierung............................................................................ 475Applikation.................................................................................475

Synchronisieren....................................................................475Synchronkontrolle.................................................................476Einschaltprüfung...................................................................478Spannungsauswahl.............................................................. 480Externe Spannungswandlerkreisüberwachung.................... 480

Anwendungsbeispiele................................................................481Einfach-Leistungsschalter in Einfachsammelschiene.......... 482Einfach-Leistungsschalter in Doppelsammelschiene,externe Spannungsauswahl................................................. 483Einfach-Leistungsschalter mit Doppel-Sammelschiene,interne Spannungswahl........................................................484Doppel-Leistungsschalter.....................................................485Anderthalb-Leistungsschalter...............................................485

Einstellrichtlinien........................................................................488Gerätesteuerung APC.................................................................. 493

Anwendung................................................................................493Feldsteuerung (QCBAY)...................................................... 497Schaltersteuerung (SCSWI)................................................. 498

Inhaltsverzeichnis


Schalter (SXCBR/SXSWI)....................................................499Reservierungsfunktion (QCRSV und RESIN)...................... 500

Interaktionen zwischen den Modulen........................................ 502Einstellrichtlinien........................................................................503

Feldsteuerung (QCBAY)...................................................... 503Schaltersteuerung (SCSWI)................................................. 504Schalter (SXCBR/SXSWI)....................................................505Feldreserve (QCRSV).......................................................... 506Reservierungseingang (RESIN)........................................... 506

Spannungsregelung..................................................................... 506Anwendung................................................................................506Einstellrichtlinien........................................................................544

Allgemeine Einstellungen für TR1ATCC oder TR8ATCC.... 544Parametersatz TR1ATCC oder TR8ATCC...........................545Allgemeine Einstellungen für TCMYLTC und TCLYLTC......555

Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGAPC....................................................................556


Mini-Wahlschalter VSGAPC......................................................... 557Identifizierung............................................................................ 557Anwendung................................................................................558Einstellrichtlinien........................................................................558

Allgemeine Kommunikationsfunktion für DoppelmeldungDPGAPC...................................................................................... 559


Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GAPC........................ 559Identifizierung............................................................................ 559Anwendung................................................................................559Einstellrichtlinien........................................................................560

AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 AUTOBITS............. 560Identifizierung............................................................................ 560Anwendung................................................................................560Einstellrichtlinien........................................................................561

Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD.........................................561Identifizierung............................................................................ 561Anwendung................................................................................561Einstellrichtlinien........................................................................563

Verriegelungslogiken ................................................................... 563Konfigurationsrichtlinien............................................................ 565Verriegelung für Leitungsfeld ABC_LINE ................................. 565

Inhaltsverzeichnis


Anwendung.......................................................................... 565Signale von der Umgehungs-Sammelschiene..................... 566Signale von Querkupplung................................................... 567Konfigurationseinstellung..................................................... 570

Verriegelung für Kupplungsfeld ABC_BC .................................571Anwendung.......................................................................... 571Konfiguration........................................................................ 571Signale von allen Speiseleitungen....................................... 571Signale von Querkupplung................................................... 574Konfigurationseinstellung..................................................... 575

Verriegelung für Transformatorfeld AB_TRAFO .......................576Anwendung.......................................................................... 576Signale von Querkupplung................................................... 577Konfigurationseinstellung..................................................... 578

Verriegelung für Sammelschienen-Längskupplung A1A2_BS.. 578Anwendung.......................................................................... 578Signale von allen Speiseleitungen....................................... 579Konfigurationseinstellung..................................................... 582

Verriegelung für Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC .... 583Anwendung.......................................................................... 583Signale in einer Sammelschienenanordnung mit Einfach-Leistungsschalter................................................................. 583Signale in der Doppelleistungsschalter-Anordnung mitZweifachleistungsschalter.................................................... 586Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung......589

Verriegelung für Erdungsschalter der Sammelschiene BB_ES 590Anwendung.......................................................................... 590Signale in einer Anordnung mit Einfachleistungsschalter.... 591Signale in der Zweifachleistungsschalter-Anordnung.......... 594Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung......596

Verriegelung für Zweifachleistungsschalterfeld DB ..................596Anwendung.......................................................................... 596Konfigurationseinstellung..................................................... 597

Verriegelung für 1 1/2-Leistungsschalter BH ............................598Anwendung.......................................................................... 598Konfigurationseinstellung..................................................... 599

Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV................................599

Abschnitt 15 Logik........................................................................... 601Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC ..... 601


Dreipolige Auslösung .......................................................... 602

Inhaltsverzeichnis


Ein- und/oder dreipolige Auslösung..................................... 603Ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung.................................. 605Sperrung...............................................................................605Blockieren des Funktionsblocks........................................... 605

Einstellrichtlinien........................................................................605Auslösematrixlogik TMAGAPC.....................................................606


Logik für Gruppenalarm ALMCALH..............................................607Kennung.................................................................................... 607Anwendung................................................................................607Einstellrichtlinien........................................................................607

Logik für Gruppenalarm WRNCALH.............................................608Kennung.................................................................................... 608

Anwendung.......................................................................... 608Einstellrichtlinien...................................................................608

Logik für Gruppenanzeige INDCALH........................................... 608Kennung.................................................................................... 608


Konfigurierbare Logikblöcke......................................................... 609Anwendung................................................................................609

Konfiguration........................................................................ 609Funktionsblock für konstante Signale FXDSIGN..........................610


Umwandlung von Boolescher 16 zu Ganzzahl B16I.................... 611Kennung.................................................................................... 611Anwendung................................................................................611

BTIGAPC - Umwandlung von Boolesche 16 zu Ganzzahl mitDarstellung logischer Knoten........................................................613


Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 (IB16)................... 614Kennung.................................................................................... 614Anwendung................................................................................614

Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 mit Darstellunglogischer Knoten ITBGAPC.......................................................... 615


Impulsintegrator TIGAPC............................................................. 617Kennung.................................................................................... 617Anwendung................................................................................617

Inhaltsverzeichnis


Einstellrichtlinien........................................................................617Ablaufzeitintegrator mit Grenzwertüberschreitung undÜberlaufüberwachung TEIGAPC..................................................617


Abschnitt 16 Überwachung............................................................. 619Messung....................................................................................... 619

Kennung.................................................................................... 619Anwendung................................................................................619Nullpunktunterdrückung.............................................................621Einstellrichtlinien........................................................................622

Einstellungsbeispiele............................................................625Isoliergasüberwachung SSIMG.................................................... 632

Identifizierung............................................................................ 632Anwendung................................................................................632

Isoliergasüberwachung SSIML.....................................................633Identifizierung............................................................................ 633Anwendung................................................................................633

Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR........................ 633Kennung.................................................................................... 633Anwendung ...............................................................................633Einstellrichtlinien........................................................................637

Einstellvorgang am Gerät.....................................................637Ereignisfunktion EVENT............................................................... 638


Stördatenaufzeichnung DRPRDRE..............................................639Identifizierung............................................................................ 640Anwendung................................................................................640Einstellrichtlinien........................................................................641

Aufzeichnungslängen........................................................... 643Binäre Eingangssignale........................................................644Analoge Eingangssignale.....................................................645Unterfunktionsparameter......................................................646Berücksichtigung.................................................................. 646

Statusbericht des Logiksignals BINSTATREP............................. 647Identifizierung............................................................................ 647Anwendung................................................................................647Einstellrichtlinien........................................................................648

Grenzwertzähler L4UFCNT.......................................................... 648Identifizierung............................................................................ 648

Inhaltsverzeichnis


Anwendung................................................................................648Einstellrichtlinien...................................................................649

Abschnitt 17 Messung..................................................................... 651Impulszählerlogik PCFCNT.......................................................... 651


Funktion für Energiemessung und BedarfsbehandlungETPMMTR....................................................................................652


Abschnitt 18 Stationskommunikation.............................................. 655Protokolle der 670 Serie............................................................... 655IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll..................................... 655

Anwendung IEC 61850-8-1....................................................... 655Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV................................657Einstellrichtlinien........................................................................657Generische Kommunikationsfunktion für EinzelmeldungSPGAPC, SP16GAPC...............................................................657


Generische Kommunikationsfunktion für Messwerte MVGAPC657Anwendung.......................................................................... 657Einstellrichtlinien...................................................................658

IEC 61850-8-1 redundante Stationsbus-Kommunikation.......... 658Kennung............................................................................... 658Anwendung.......................................................................... 658Einstellrichtlinien...................................................................659

LON-Kommunikationsprotokoll.....................................................661Anwendung................................................................................661

SPA-Kommunikationsprotokoll..................................................... 662Anwendung................................................................................662Einstellrichtlinien........................................................................664

IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll................................. 665Anwendung................................................................................665

MULTICMDRCV und MULTICMDSND........................................ 673Kennung.................................................................................... 673Anwendung................................................................................673Einstellrichtlinien........................................................................673

Einstellung............................................................................673

Inhaltsverzeichnis


Abschnitt 19 Kommunikation zur Gegenseite................................. 675Übertragung binäres Signal..........................................................675


Kommunikationshardware-Lösungen...................................675Einstellrichtlinien........................................................................677

Abschnitt 20 Grundfunktionen des IED........................................... 681ATHSTAT - Autorisierungsstatus................................................. 681

Anwendung................................................................................681CHNGLCK - Änderungssperre..................................................... 681

Anwendung................................................................................681Dienstverweigerung (denial of service, DOS)...............................682

Anwendung................................................................................682Einstellrichtlinien........................................................................683

IED-Identifikatoren........................................................................683Anwendung................................................................................683

Produktinformationen................................................................... 683Anwendung................................................................................683Werkseinstellungen................................................................... 684

Messwert-Expansionsblock RANGE_XP......................................684Kennung.................................................................................... 684Anwendung................................................................................685Einstellrichtlinien........................................................................685

Parametersätze............................................................................ 685Anwendung................................................................................685Einstellrichtlinien........................................................................686

Nennfrequenz des Netzes - PRIMVAL......................................... 686Kennung.................................................................................... 686Anwendung................................................................................686Einstellrichtlinien........................................................................686

3PHSUM - Summationsbaustein 3phasig.................................... 686Anwendung................................................................................687Einstellrichtlinien........................................................................687

Global definierte Werte GBASVAL............................................... 687Identifizierung............................................................................ 687Anwendung................................................................................687Einstellrichtlinien........................................................................688

Signalmatrix für Binäreingänge (SMBI)........................................ 688Anwendung................................................................................688Einstellrichtlinien........................................................................688

SMBO - Signalmatrix für Binärausgänge .....................................688Anwendung................................................................................688

Inhaltsverzeichnis


Einstellrichtlinien........................................................................689SMMI - Signalmatrix für mA-Eingänge......................................... 689

Anwendung................................................................................689Einstellrichtlinien........................................................................689

SMAI - Signalmatrix für Analogeingänge......................................689Anwendung................................................................................689Frequenzwerte...........................................................................689Einstellrichtlinien........................................................................691

Testmodus-Funktionalität TEST................................................... 696Anwendung................................................................................696

Testmodus gemäß IEC 61850-Protokoll.............................. 696Einstellrichtlinien........................................................................697

Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste...............................698Anwendung................................................................................698

Zeitsynchronisierung.................................................................... 699Anwendung................................................................................699Einstellrichtlinien........................................................................699

Abschnitt 21 Anforderungen............................................................703Anforderungen an den Stromwandler...........................................703

Einteilung der Stromwandler..................................................... 703Bedingungen............................................................................. 704Fehlerstrom............................................................................... 705Sekundärer Zuleitungswiderstand und Zusatzbürde.................705Allgemeine Anforderungen an Stromwandler............................706Anforderungen an die Nennbürde bzw. Kniepunktspannung....706

Anleitung zur Berechnung des Stromwandlers für denGeneratordifferentialschutz.................................................. 707Transformatordifferentialschutz............................................713Selektiver Erdfehlerschutz (niederohmiges Differential)...... 714

Anforderungen an Stromwandler gemäß anderer Normen....... 716Stromwandler gemäß IEC 61869-2, Klasse P, PR...............717Stromwandler entsprechend IEC 61869-2, Klasse PX,PXR (und alte Norm IEC 60044-6, Klasse TPS sowie altebritische Norm, Klasse X).....................................................717Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE..............................717

Anforderungen an Spannungswandler......................................... 718Anforderungen an den SNTP-Server........................................... 718

Abschnitt 22 Glossar....................................................................... 721

Inhaltsverzeichnis


Abschnitt 1 Einführung

1.1 Dieses Handbuch

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

1.2 Zielgruppe

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

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

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 1Einführung


1.3 Produktunterlagen

1.3.1 Produktunterlagen

IEC07000220-4-en.vsd

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Anwendungs-Handbuch

Benutzerhandbuch

Installations-Handbuch

Engineering-Handbuch

Kommunikationsprotokoll-Handbuch

Richtlinie zur Cyber-Sicherheit

Technisches Handbuch

Inbetriebnahme-Handbuch

IEC07000220 V4 DE

Abb. 1: Die vorgesehene Nutzung von Handbüchern imProduktlebenszyklus

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

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

Abschnitt 1 1MRK 502 051-UDE -Einführung


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

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

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

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

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

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

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



1.3.2 DokumentenänderungsverzeichnisDokument geändert / am Historie-/Juli 2016 Erste Übersetzung von 1MRK 502 051-UEN

Version -

1.3.3 Zugehörige DokumenteDokumentation zu REG670 DokumentennummerAnwendungs-Handbuch 1MRK 502 051-UDE

Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 502 053-UDE

Produktdatenblatt 1MRK 502 054-BDE

Technisches Handbuch 1MRK 502 052-UDE

Typprüfzertifikat 1MRK 502 054-TEN

Handbücher 670 Serie DokumentennummerBenutzerhandbuch 1MRK 500 118-UDE

Engineering-Handbuch 1MRK 511 308-UDE

Installations-Handbuch 1MRK 514 019-UDE

Kommunikationsprotokoll-Handbuch,IEC 60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850Edition 1

1MRK 511 302-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850Edition 2

1MRK 511 303-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, LON 1MRK 511 305-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, SPA 1MRK 511 306-UEN

Zubehörhandbuch 1MRK 514 012-BEN

Richtlinie zur Cyber-Sicherheit 1MRK 511 309-UEN

Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 513 003-BEN

Testsystem, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

1.4 Verwendete Symbole und Dokumentkonventionen

1.4.1 Symbole

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



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

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

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

Das Informationssymbol weist den Leser auf wichtige Fakten undBedingungen hin.

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

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

1.4.2 Dokumentkonventionen

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

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

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

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

• Parameternamen werden kursiv angezeigt.



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

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

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

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

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

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

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

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

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

Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenAEGPVOC AEGGAPC AEGPVOC

AGSAL SECLLN0AGSAL

AGSAL

ALMCALH ALMCALH

ALTIM ALTIM

ALTMS ALTMS

ALTRK ALTRK

BCZSPDIF BCZSPDIF BCZSPDIF

BCZTPDIF BCZTPDIF BCZTPDIF

BDCGAPC SWSGGIO BDCGAPC

BRCPTOC BRCPTOC BRCPTOC

BTIGAPC B16IFCVI BTIGAPC

BUSPTRC_B1 BBSPLLN0BUSPTRC

LLN0BUSPTRC

BUSPTRC_B2 BUSPTRC BUSPTRC




Tabelle wird auf der nächsten Seite fortgesetzt



Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenBUSPTRC_B6 BUSPTRC BUSPTRC



















BUTPTRC_B1 BBTPLLN0BUTPTRC

LLN0BUTPTRC

BUTPTRC_B2 BUTPTRC BUTPTRC







BZNSPDIF_A BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNSPDIF_B BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNTPDIF_A BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

BZNTPDIF_B BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

CBPGAPC CBPLLN0CBPMMXUCBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

LLN0CBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenCCPDSC CCRPLD CCPDSC

CCRBRF CCRBRF CCRBRF

CCSRBRF CCSRBRF CCSRBRF

CCSSPVC CCSRDIF CCSSPVC

CMMXU CMMXU CMMXU

CMSQI CMSQI CMSQI

COUVGAPC COUVLLN0COUVPTOVCOUVPTUV

LLN0COUVPTOVCOUVPTUV

CVGAPC GF2LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

CVMMXN CVMMXN CVMMXN

DPGAPC DPGGIO DPGAPC

DRPRDRE DRPRDRE DRPRDRE

ECPSCH ECPSCH ECPSCH

ECRWPSCH ECRWPSCH ECRWPSCH

EF4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

EFPIOC EFPIOC EFPIOC

ETPMMTR ETPMMTR ETPMMTR

FDPSPDIS FDPSPDIS FDPSPDIS

FMPSPDIS FMPSPDIS FMPSPDIS

FRPSPDIS FPSRPDIS FPSRPDIS

FTAQFVR FTAQFVR FTAQFVR

FUFSPVC SDDRFUF FUFSPVC

GENPDIF GENPDIF LLN0GENGAPCGENPDIFGENPHARGENPTRC

GOPPDOP GOPPDOP LLN0GOPPDOPPH1PTRC

GRPTTR GRPTTR LLN0GRPTTRGRPTUC

GSPTTR GSPTTR GSPTTR




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenGUPPDUP GUPPDUP LLN0

GUPPDUPPH1PTRC

HZPDIF HZPDIF HZPDIF

INDCALCH INDCALH

ITBGAPC IB16FCVB ITBGAPC

L3CPDIF L3CPDIF LLN0L3CGAPCL3CPDIFL3CPHARL3CPTRC

L4UFCNT L4UFCNT L4UFCNT

L6CPDIF L6CPDIF LLN0L6CGAPCL6CPDIFL6CPHARL6CPTRC

LAPPGAPC LAPPLLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LCCRPTRC LCCRPTRC LCCRPTRC

LCNSPTOC LCNSPTOC LCNSPTOC

LCNSPTOV LCNSPTOV LCNSPTOV

LCP3PTOC LCP3PTOC LCP3PTOC

LCP3PTUC LCP3PTUC LCP3PTUC

LCPTTR LCPTTR LCPTTR

LCZSPTOC LCZSPTOC LCZSPTOC

LCZSPTOV LCZSPTOV LCZSPTOV

LD0LLN0 LLN0 LLN0

LDLPSCH LDLPDIF LDLPSCH

LDRGFC STSGGIO LDRGFC

LEXPDIS LEXPDIS LLN0LEXPDISLEXPTRC

LFPTTR LFPTTR LFPTTR

LMBRFLO LMBRFLO LMBRFLO

LOVPTUV LOVPTUV LOVPTUV

LPHD LPHD LPHD

LT3CPDIF LT3CPDIF LLN0LT3CGAPCLT3CPDIFLT3CPHARLT3CPTRC

LT6CPDIF LT6CPDIF LLN0LT6CGAPCLT6CPDIFLT6CPHARLT6CPTRC




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenMVGAPC MVGGIO MVGAPC

NS2PTOC NS2LLN0NS2PTOCNS2PTRC

LLN0NS2PTOCNS2PTRC

NS4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRPH1PTOC

OC4PTOC OC4LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

OEXPVPH OEXPVPH OEXPVPH

OOSPPAM OOSPPAM LLN0OOSPPAMOOSPTRC

OV2PTOV GEN2LLN0OV2PTOVPH1PTRC

LLN0OV2PTOVPH1PTRC

PAPGAPC PAPGAPC PAPGAPC

PCFCNT PCGGIO PCFCNT

PH4SPTOC OCNDLLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

LLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

PHPIOC PHPIOC PHPIOC

PRPSTATUS RCHLCCH RCHLCCHSCHLCCH

PSLPSCH ZMRPSL PSLPSCH

PSPPPAM PSPPPAM LLN0PSPPPAMPSPPTRC

QCBAY QCBAY LLN0

QCRSV QCRSV QCRSV

REFPDIF REFPDIF REFPDIF

ROTIPHIZ ROTIPHIZ LLN0ROTIPHIZROTIPTRC

ROV2PTOV GEN2LLN0PH1PTRCROV2PTOV

LLN0PH1PTRCROV2PTOV

SAPFRC SAPFRC SAPFRC

SAPTOF SAPTOF SAPTOF

SAPTUF SAPTUF SAPTUF

SCCVPTOC SCCVPTOC SCCVPTOC

SCILO SCILO SCILO

SCSWI SCSWI SCSWI




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenSDEPSDE SDEPSDE LLN0

SDEPSDESDEPTOCSDEPTOVSDEPTRC

SESRSYN RSY1LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

SINGLELCCH SCHLCCH

SLGAPC SLGGIO SLGAPC

SMBRREC SMBRREC SMBRREC

SMPPTRC SMPPTRC SMPPTRC

SP16GAPC SP16GGIO SP16GAPC

SPC8GAPC SPC8GGIO SPC8GAPC

SPGAPC SPGGIO SPGAPC

SSCBR SSCBR SSCBR

SSIMG SSIMG SSIMG

SSIML SSIML SSIML

STBPTOC STBPTOC STBPTOC

STEFPHIZ STEFPHIZ STEFPHIZ

STTIPHIZ STTIPHIZ STTIPHIZ

SXCBR SXCBR SXCBR

SXSWI SXSWI SXSWI

T2WPDIF T2WPDIF LLN0T2WGAPCT2WPDIFT2WPHART2WPTRC

T3WPDIF T3WPDIF LLN0T3WGAPCT3WPDIFT3WPHART3WPTRC

TCLYLTC TCLYLTC TCLYLTC

TCMYLTC TCMYLTC TCMYLTC

TEIGAPC TEIGGIO TEIGAPC

TMAGAPC TMAGGIO TMAGAPC

TR1ATCC TR1ATCC TR1ATCC

TR8ATCC TR8ATCC TR8ATCC

TRPTTR TRPTTR TRPTTR

UV2PTUV GEN2LLN0PH1PTRCUV2PTUV

LLN0PH1PTRCUV2PTUV

VDCPTOV VDCPTOV VDCPTOV

VDSPVC VDRFUF VDSPVC




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenVMMXU VMMXU VMMXU

VMSQI VMSQI VMSQI

VNMMXU VNMMXU VNMMXU

VRPVOC VRLLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

LLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

VSGAPC VSGGIO VSGAPC

WRNCALH WRNCALH

ZC1PPSCH ZPCPSCH ZPCPSCH

ZC1WPSCH ZPCWPSCH ZPCWPSCH

ZCLCPSCH ZCLCPLAL LLN0ZCLCPSCH

ZCPSCH ZCPSCH ZCPSCH

ZCRWPSCH ZCRWPSCH ZCRWPSCH

ZCVPSOF ZCVPSOF ZCVPSOF

ZGVPDIS ZGVLLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

LLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

ZMCAPDIS ZMCAPDIS ZMCAPDIS

ZMCPDIS ZMCPDIS ZMCPDIS

ZMFCPDIS ZMFCLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMFPDIS ZMFLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMHPDIS ZMHPDIS ZMHPDIS

ZMMAPDIS ZMMAPDIS ZMMAPDIS

ZMMPDIS ZMMPDIS ZMMPDIS

ZMQAPDIS ZMQAPDIS ZMQAPDIS

ZMQPDIS ZMQPDIS ZMQPDIS

ZMRAPDIS ZMRAPDIS ZMRAPDIS

ZMRPDIS ZMRPDIS ZMRPDIS

ZMRPSB ZMRPSB ZMRPSB

ZSMGAPC ZSMGAPC ZSMGAPC



Abschnitt 2 Anwendung

2.1 Allgemeine Angaben zum Gerät.

Das REG670 wird zum Schutz, Steuerung und Überwachung von Generatoren undBlockeinheiten kleiner und großer Leistungseinheiten eingesetzt. Das Gerät verfügtüber eine umfassende Funktionsbibliothek, um die Anforderungen beimGeneratorbetrieb zu erfüllen. Durch die große Anzahl von Analogeingängen und dieumfassende Funktionspalette, ist die Integration zahlreicher Funktionen in einemGerät möglich. Zwei Geräte-Einheiten stellen typischerweise die Gesamtheit derFunktionen, bei gleichzeitiger Redundanz, bereit. REG670 ist darüber hinaus in derLage, Ladestrom-Kompensationsdrosselspulen zu schützen und zu steuern.

Als Stator-Erdfehlerschutz ist sowohl der herkömmliche 95 % als auch der 100 %-Schutz mit Injektionsprinzip oder basierend auf der 3. Oberschwingung enthalten.Wird der injektionsbasierte Schutz eingesetzt, werden 100 % der Statorwicklungender Maschine, einschließlich des Sternpunkts in allen Betriebsmodi geschützt. Der100 %-Stator-Erdfehlerschutz basierend auf der 3. Oberschwingung setzt das Prinzipder 3. Oberschwingungs-Differentialspannung ein. Der injektionsbasierte 100 %-Stator-Erdfehlerschutz ist auch in Betrieb, wenn die Maschine außer Betrieb ist.Erprobte Algorithmen für Polschlupf, Untererregung, Rotor-Erdfehler,Gegensystemstroms- bzw. Schieflastschutz, usw. sind im Gerät enthalten.

Der Generator-Differentialschutz im REG670 ist für den korrekten Betrieb beiGeneratoranwendungen ausgebildet, um Anforderungen, wie beispielsweise nachkurzen Auslösezeiten bei langen Gleichstrom-Zeitkonstanten zu berücksichtigen.

Da viele der Schutzfunktionen als mehrfache Instanzen verwendet werden können,gibt es viele Möglichkeiten, um mehr als nur ein Objekt mit einem Gerät zu schützen.Es ist daher möglich, den Schutz für den Eigenbedarfstransformator im gleichen Gerätzu haben, in dem der Hauptschutz für den Generator angeordnet ist. Das Konzeptermöglicht somit sehr kosteneffiziente Lösungen.

Das REG670 bietet außerdem verschiedene Überwachungsoptionen, da zahlreicheMesswerte an das HMI übertragen werden können.

Die breite Anwendungsflexibilität prädestiniert dieses Produkt sowohl für neueAnlagen als auch für die Ertüchtigung bestehender Anlagen.

Kommunikation über optische Verbindungen stellt die Immunität gegenüberStörungen sicher.

Durch die Anwendung eines patentierten Algorithmus kann das REG670 (ebenso wiealle anderen Produkte der Serie 670) das Netz bzw. das Schutzobjekt innerhalb einessehr breiten Frequenzspektrums von 9 Hz bis 95 Hz überwachen (für 50-Hz-Netz).

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 2Anwendung


Hierzu sollte vorzugsweise das von den Generatorklemmen gelieferte dreiphasigeSpannungssignal an das Gerät angeschlossen werden. Das Gerät kann dann seinenFilteralgorithmus so anpassen, dass eine korrekte Messung aller Strom- undSpannungszeiger der an das Gerät angeschlossenen Signale gewährleistet ist. DieseFunktion ist für zuverlässigen Schutz beim An- und Herunterfahren des Generatorsunerlässlich.

REG670 kann auch in Anwendungen mit dem IEC 61850-9-2LE Prozessbus mit biszu vier Merging-Units (MU) eingesetzt werden. Dies ist abhängig von den weiterenFunktionen des Geräts.

Diese angepasste Filterung wird durch eine ordnungsgemäße Konfiguration undEinstellung aller relevanten vorverarbeitenden Blöcke sichergestellt, sieheAbbildungen 306 und 307. Beachten Sie, dass bei allen vorkonfigurierten REG670Geräten die entsprechende Konfiguration und die Einstellungen bereitsvorgenommen wurden und dass eine dreiphasige Spannung an denGeneratoranschlüssen für die Frequenzverfolgung genutzt wird. Mit denEinstellungen ist das REG670 in der Lage, die Höhe und den Phasenwinkel dergemessenen Strom- und Spannungszeiger in diesem breiten Frequenzbereich zuermitteln.

Achten Sie darauf, dass die folgenden Funktionen im gesamten Frequenzbereichordnungsgemäß funktionieren:

• Generatordifferentialschutz• Transformatordifferenzialschutz• Vierstufiger Überstromschutz (DFT-basierte Messung)• Vierstufiger Erdfehlerschutz• Über-/Unterspannungsschutz (DFT-basierte Messung)• Nullspannungsschutz• Übererregungsschutz• Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz• Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz• Messfunktion (d. h. MMXU)• usw.

Beachten Sie, dass während der sekundären Einspeisungsprüfung dieser Funktionauch die für die Frequenzverfolgung genutzten Spannungssignale eingespeistwerden, selbst wenn ein einfacher Überstromschutz getestet wird.

Wenn ein Schutz für niedrigere Frequenzen als 9 Hz erforderlich ist (z. B. fürPumpspeicher), muss der vierstufige Leiter-Überstromschutz mit Effektivwert-Messung verwendet werden. Diese Funktion ist in der Lage, bei Stromsignaleninnerhalb des Frequenzbereichs von 1 Hz bis 100 Hz auszulösen. Sie funktioniertunabhängig von Spannungssignalen. Ihre Auslösung bei sehr niedrigen Frequenzenhängt ausschließlich von der Fähigkeit des Stromwandlers ab, niederfrequenteStromsignale auf die Sekundärseite zu übertragen. Es ist jedoch zu beachten, dass beisolchen Niederfrequenzbedingungen diese Funktion auf die gemessenenStromspitzenwerte reagiert und nicht auf den üblichen Effektivwert und dass die

Abschnitt 2 1MRK 502 051-UDE -Anwendung


Auslösung unverzögert erfolgt (d. h. ohne eine geplante Zeitverzögerung). DieFunktion kann entweder als normaler Leiter-Überstromschutz oder sogar alsGeneratordifferentialschutz genutzt werden, wenn die Ströme von zweiGeneratorseiten summiert und mit der vierstufigen Leiter-Überstromschutzfunktionverbunden werden. Für solche Installationen werden bei derartigenNiederfrequenzbedingungen üblicherweise spezielle Leiter-Überstromstufengenutzt, während andere Leiter-Überstromstufen mit einem anders gewähltenAnsprechwert und einer anderen Zeitverzögerung für den Normalbetrieb genutztwerden. Eine solche Logik lässt sich einfach im REG670Anwendungskonfigurations-Tool bewerkstelligen.

Der vierstufige Leiter-Überstromschutz mit Effektivwert-Messung ist als Leiter-Überstrom- und Differentialschutz bei elektrischer Bremsung zu verwenden. Untersolchen Betriebsbedingungen kommt es zu einem absichtlichen dreipoligenKurzschluss an den Maschinenanschlüssen. Dies zwingt die Spannungen an denMaschinenanschlüssen auf Null und deaktiviert wirksam die spannungsbasierteFrequenzverfolgung im REG670. Es lässt sich eine ähnliche Logik wie für das obenbeschriebene Pumpspeicher-Schema nutzen.


GU

U

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

FUFSPVC

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

REG 670 2.0

ZGV PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

+ REX060, REX061

AEG PVOC

50AE U/I>

CV MMXU

Meter.

ROV2 PTOV

59N UN>

ROTI PHIZ

64R RRE<

STTI PHIZ

64S RSE<+ REX060

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

VT

YY

D

IEC11000201 V2 EN

Abb. 2: Generatorschutz-Anwendungen mit Generatordifferential-, 100 %Stator-Erdfehler- und Reserveschutz




GU

U

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

FUFSPVC

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

REG 670 2.0

ZGV PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

PSP PPAM

78 Ucos

+ REX060, REX061

AEG PVOC

50AE U/I>

CV MMXU

Meter.

ROTI PHIZ

64R RRE<

STTI PHIZ

64S RSE<+ REX060

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

VT

EF4 PTOC

64W IN>

YY

S

D

IEC11000204 V2 EN

Abb. 3: Generatorschutz-Anwendungen für Generatordifferentialschutz mitgeteilten Wicklungen einschließlich Generatorleitungs-Differential,100 % Stator-Erdfehler- und Reserveschutz




GU

U

STEF PHIZ

59THD U3d/N

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

FUFSPVC

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

REG 670 2.0

ZGV PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

PSP PPAM

78 Ucos

+ REX060, REX061

AEG PVOC

50AE U/I>

CV MMXU

Meter.

ROV2 PTOV

59N UN>

ROTI PHIZ

64R RRE<

VT

EF4 PTOC

64W IN>

YY

STTI PHIZ

64S RSE<+ REX060

VT

GEN PDIF

87W 3Id/I

D

S

IEC11000206 V2 EN

Abb. 4: Generatorschutz-Anwendungen für Generatordifferentialschutz mitgeteilten Wicklungen einschließlich Generatorleitungs-Differentialschutz, Generatordifferentialschutz mit geteilten Leitern,100 % Stator-Erdfehler- und Reserveschutz



=IEC11000202=2=de=Original.vsd

GU

U

ROV2 PTOV

59N UN>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

FUFSPVC

60FL

REG 670 2.0

ZGV PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

AEG PVOC

50AE U/I>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

Hilfssammelschiene

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

OC4 PTOC

50/51 3I>

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

T3W PDIF

87T 3Id/I

CV MMXU

Meter.

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

ROV2 PTOV

59N 3Uo>+ REX060, REX061

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

+ REX060, REX062

YY

YBlocktransformator

Eig

enbe

darft

rans

form

ator

Err

egun

gstra

nsfo

rmat

or

YY

Erdungs-Transformator

D

D

D

IEC11000202 V2 DE

Abb. 5: Blockschutz-Anwendung mit allgemeinem Differentialschutz,Generatordifferential-, 100 % Stator-Erdfehler- und Reserveschutz.Statorwicklungen über Erdungstransformator geerdet.




GU

U

STEF PHIZ

59THD U3d/N

TR PTTR

49 Ith

SA PTUF

81 f<

EF4 PTOC

50N/51N IN>

REF PDIF

87N IdN/I

T3W PDIF

87O 3Id/I

REG 670 2.0

T2W PDIF

87T 3Id/I

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

FUFSPVC

60FL

ZGV PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

PSP PPAM

78 Ucos

SA PTOF

81 f>

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

GEN PDIF

87G 3Id/I

ROV2 PTOV

59N UN>

CC RBRF

50BF 3I> BF

OC4 PTOC

51/67 3I->

AEG PVOC

50AE U/I>

CV MMXU

Meter.

+ REX060, REX061

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

+ REX060

CV MMXU

Meter.

YY

Y

YY

Blo

cktra

nsfo

rmat

or

VT

D

D

D

IEC11000203 V2 DE

Abb. 6: Blockschutz-Anwendung mit allgemeinem Differentialschutz,Transformatorendifferential-, Generatordifferential-, 100 % Stator-Erdfehler- und Reserveschutz. Ungeerdete Statorwicklung.



GU

U

TR PTTR

49 Ith

SA PTUF

81 f<

EF4 PTOC

50N/51N IN>

REF PDIF

87N IdN/I

T3W PDIF

87O 3Id/I

REG 670 2.0

T2W PDIF

87T 3Id/I

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

FUFSPVC

60FL

ZGV PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

PSP PPAM

78 Ucos

SA PTOF

81 f>

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

GEN PDIF

87G 3Id/I

CC RBRF

50BF 3I> BF

OC4 PTOC

51/67 3I->

AEG PVOC

50AE U/I>

CV MMXU

Meter.

+ REX060, REX061

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

+ REX060

CV MMXU

Meter.

YY

Y

YY

Blo

cktra

nsfo

rmat

or

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

VT


D

D

D

IEC11000207 V2 DE

Abb. 7: Blockschutz-Anwendung mit allgemeinem Differentialschutz,Transformatorendifferential-, Generatordifferential-, 100 % Stator-Erdfehler- und Reserveschutz. Statorwicklungen überNullpunktwiderstand geerdet.

2.2 Hauptschutzfunktionen

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

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



IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Generator

REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Differentialschutz

(T2WPDIF) 87T Transformator-Differentialschutz,zwei Wicklungen

0-2 1-A31 1-A33 1

T3WPDIF 87T Transformator-Differentialschutz,drei Wicklungen

0-2 1-A33 1

HZPDIF 87 1-phasiger Hochimpedanz-Diffe‐rentialschutz

0-6 3-A02 3 6

GENPDIF 87G Generator-Differentialschutz 0-2 1 2 2

(REFPDIF) 87N Niederohmiger Erdfehler-Differenti‐alschutz

0-3 1-A01 1

Impedanzschutz

ZMHPDIS 21 Mehrsystemiger Distanzschutz,Mho-Charakteristik

0-4 3 3 3

ZDMRDIR 21D Richtungsimpedanzmeßsystem fürMho-Charakteristik

0-2 1 1 1

ZMFPDIS 21 Hochgeschwindigkeits-Distanz‐schutz

0–1

ZMFCPDIS 21 Hochgeschwindigkeits-Distanz‐schutz für serienkompensierte Lei‐tungen

0–1

PSPPPAM 78 Polschlupf-Schutz 0-1 1-B21 1-B21 1-B21

OOSPPAM 78 Polschlupf-Schutz 0-1

LEXPDIS 40 Untererregungsschutz 0-2 1 2 2

ROTIPHIZ 64R 100% Rotor-Erdfehlerschutz, ein‐speisungsbasiert

0-1 1-B31 1-B31 1-B31

STTIPHIZ 64S 100% Stator-Erdfehlerschutzfunkti‐on, einspeisungsbasiert

0-1 1-B32 1-B32 1-B32

ZGVPDIS 21 Unterimpedanzschutz für Genera‐toren und Transformatoren

0–1 1 1 1



2.3 Reserve-Schutzfunktionen


REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Stromschutz

PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstrom‐schutz

0-4 1 2 2

OC4PTOC 51_671) Vierstufiger Leiter-Überstrom‐schutz

0-6 4 4 4

EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfehlerschutz 0-2 1 2 2

EF4PTOC 51N67N2)

Vierstufiger Erdfehlerschutz 0-6 1 5 5

NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensystem-Über‐stromschutz (Schieflastschutz)

0-2 1-C41 2-C42 2-C42

SDEPSDE 67N Empfindlicher Erdfehler- undNullleistungsrichtungsschutz

0-2 1-C16 1-C16 1-C16

(TRPTTR) 49 Thermischer Überlastschutz,zwei Zeitkonstanten

0-3 1 2 3

CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 0-4 2 4 4

STBPTOC 50STB T-Zonenschutz

CCPDSC 52PD Polgleichlaufschutz 0-4 2 2 2

GUPPDUP 37 Unterleistungsrichtungsschutz 0-4 2 4 4

GOPPDOP 32 Überleistungsrichtungsschutz 0-4 2 4 4

BRCPTOC 46 Leiterbrucherkennung

NS2PTOC 46I2 Gegensystem-Überstromschutzfür Maschinen (Schieflastschutz)

0-2 1 1 1

AEGPVOC 50AE Schutz gegen versehentlichesEinschalten für Synchrongenera‐tor

0-2 1 1 1

VRPVOC 51V Spannungsabhängiger Über‐stromschutz

0-3 3-C36 3-C36 3-C36

GSPTTR 49S Stator-Überlastschutz 0-1 1-C37 1-C37 1-C37

GRPTTR 49R Rotor-Überlastschutz 0–1 1-C38 1-C38 1-C38

Spannungsschutz:

UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungs‐schutz

0-2 2 2 2

OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungs‐schutz

0-2 2 2 2

ROV2PTOV 59N Zweistufiger Verlagerungsspan‐nungsschutz

0-3 3 3 3

OEXPVPH 24 Übererregungsschutz 0-2 1 1 2

VDCPTOV 60 Spannungsdifferentialschutz 0-2 2 2 2





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

STEFPHIZ 59THD 100 %-Stator-Erdfehlerschutz‐funktion, basierend auf 3. Ober‐schwingung

0-1 1-D21 1 1

LOVPTUV 27 Spannungsausfallschutz

Frequenzschutz

SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 0-6 3 6 6

SAPTOF 81 Überfrequenzschutz 0-6 3 6 6

SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 0-3 1 3 3

FTAQFVR 81A Frequenzzeit-Akkumulations‐schutz

0-12 12-E03 12-E03 12-E03

Multifunktionsschutz

CVGAPC Allgemeiner Strom- und Span‐nungsschutz

1-12 6 6 6

Allgemeine Berechnung

SMAIHPAC Mehrzweckfilter 0-6

1) 67 Spannung erforderlich2) 67N Spannung erforderlich

2.4 Steuerungs- und Überwachungsfunktionen


REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Steuerung

SESRSYN 25 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung undSynchronisierung

0-2 1 2 2

APC30 3 Schaltgerätesteuerung für bis zu 6 Felder,max. 30 Schaltgeräte (davon 6 Leistungs‐schalter) einschl. Verriegelung

0-1 1-H09 1-H09 1-H09

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

0

1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

LOCREM Handhabung der LR-Schalterpositionen 1+5/APC30 1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

1+5/APC3

0





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

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

0

1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufen‐schalters, 6 binäre Eingänge

0-4 1-A31 2-A33 2

TCLYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufen‐schalters, 32 binäre Eingänge

0-4

SLGAPC Logikwahlschalter zur Funktionsauswahlund LHMI-Darstellung

15 15 15 15

VSGAPC Mini-Wahlschalter 20 20 20 20

DPGAPC Generische Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung

16 16 16 16

SPC8GAPC Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale 5 5 5 5

AUTOBITS AutomationBits, Befehlsfunktion fürDNP3.0

3 3 3 3

SINGLECMD Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4 4

I103CMD Funktionsbefehle für IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103GENCMD Funktionsbefehle allgemein für IEC60870-5-103

50 50 50 50

I103POSCMD Geräte-Schaltbefehle mit Stellung und An‐wahl für IEC 60870-5-103

50 50 50 50

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

I103USRCMD Funktionsbefehle benutzerdefiniert für IEC60870-5-103

1 1 1 1

Sekundärsystem-Überwachung

CCSSPVC 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 0-5 4 5 5

FUFSPVC Spannungswandlerkreis-Überwachung 0-3 2 3 3

VDSPVC 60 Spannungswandlerkreis-Überwachung ba‐sierend auf Spannungsdifferenz

0-3 1-G03 1-G03 1-G03

Logik

SMPPTRC 94 Auslöselogik 1-6 6 6 6

TMAGAPC Auslösematrixlogik 12 12 12 12

ALMCALH Logik für Gruppenalarm 5 5 5 5

WRNCALH Logik für Gruppenwarnung 5 5 5 5

INDCALH Logik für Gruppenanzeige 5 5 5 5





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

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

Konfigurierbare Logikblöcke 40-280 40-280

40-280

40-280

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

Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0–1

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

Erweiterung Logikpakete 0–1

FXDSIGN Funktionsblock für feste Signale 1 1 1 1

B16I Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer 18 18 18 18

BTIGAPC Umwandlung von Boolescher 16 zu Integermit Darstellung logischer Knoten

16 16 16 16

IB16 Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 18 18 18 18

ITBGAPC Umwandlung von Integer zu Boolescher 16mit logischer Knotendarstellung

16 16 16 16

TIGAPC Verzögerung am Zeitgeber mit Eingangs‐signalintegration

30 30 30 30

TEIGAPC Integrator für die abgelaufene Zeit mitGrenzwertüberschreitung und Überlauf‐überwachung

12 12 12 12

Überwachung





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Messungen 6 6 6 6

AISVBAS Referenzkanal für Winkelmessung 1 1 1 1

EREIGNIS Ereignisfunktion 20 20 20 20

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

Störschreiber 1 1 1 1

SPGAPC Generische Kommunikationsfunktion fürEinzelmeldung

64 64 64 64

SP16GAPC Generische Kommunikationsfunktion fürEinzelmeldung 16 Eingänge

16 16 16 16

MVGAPC Generische Kommunikationsfunktion fürMesswerte

24 24 24 24

BINSTATREP Logik-Signalstatusbericht 3 3 3 3

RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66 66

SSIMG 63 Gasmedium-Überwachung 21 21 21 21

SSIML 71 Flüssigkeitsmedium-Überwachung 3 3 3 3

SSCBR Leistungsschalterzustandsüberwachung 0-4 2-M12 4-M14 4-M14

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

I103MEASUSR Messwerte benutzerdefinierte Signale fürIEC 60870-5-103

3 3 3 3

I103AR Funktionsstatus automatische Wiederein‐schaltung für IEC 60870-5-103

1 1 1 1

I103EF Funktionsstatus Erdfehler für IEC60870-5-103

1 1 1 1

I103FLTPROT Funktionsstatus Netzfehlerschutz für IEC60870-5-103

1 1 1 1

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

I103SUPERV Überwachungsmeldungen für Übertragungüber IEC 60870-5-103

1 1 1 1

I103USRDEF Übertragung von benutzerdefinierten Sig‐nalen im privaten Bereich von IEC60870-5-103

20 20 20 20

L4UFCNT Ereigniszähler mit Grenzwertüberwachung 30 30 30 30





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Messung

PCFCNT Impulszählerlogik 16 16 16 16

ETPMMTR Funktion für die Energieberechnung undNachfragebearbeitung

6 6 6 6

2.5 Kommunikation


REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Stationskommunikation

LONSPA, SPA SPA Kommunikationsprotokoll 1 1 1 1

ADE LON 1 1 1 1

HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON 1 1 1 1

PROTOCOL Kommunikationsauswahl zwi‐schen SPA und IEC 60870-5-103für SLM

1 1 1 1

RS485PROT Wahl der Betriebsart für RS485 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1

DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunika‐tionsprotokoll

1 1 1 1

DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kom‐munikationsprotokoll

1 1 1 1

CHSERRS485

DNP3.0 für EIA-485-Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

DNP3.0 für TCP/IP-Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1

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

1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 für seriell Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1

DNPFREC DNP3.0 Störungsberichte für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikations‐protokoll

1 1 1 1

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





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

GOO‐SEINTLKRCV

Horizontale Kommunikation überGOOSE für Verriegelung

59 59 59 59

GOOSE‐BINRCV

Binärsignalempfang für GOOSE 16 16 16 16

GOO‐SEDPRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang einer Doppelmeldung

64 64 64 64

GOO‐SEINTRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang eines Integerwerts

32 32 32 32

GOO‐SEMVRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang von Messwerten

60 60 60 60

GOO‐SESPRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang einer Einzelmeldung

64 64 64 64

MUL‐TICMDRCV,MUL‐TICMDSND

Multiple Befehle und Übertragung 60/10 60/10 60/10 60/10

FRONT, LA‐NABI, LANAB,LANCDI,LANCD

Ethernet-Konfiguration von Links 1 1 1 1

GATEWAY Ethernet-Konfiguration von Linkeins

1 1 1 1

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optisch serielleKommunikation

1 1 1 1

RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommu‐nikation für RS485

1 1 1 1

AGSAL Allgemeine Sicherheitsanwen‐dungs-Komponente

1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1

LPHD Geräteinformationen 1 1 1 1

PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll 1 1 1 1

SECALARM Komponente für die Zuordnungvon Sicherheitsereignissen in Pro‐tokollen wie z. B. DNP3 undIEC 103

1 1 1 1

FSTACCS Feld Service Tool-Zugriff über dasSPA-Protokoll mit Ethernet-Kom‐munikation

1 1 1 1

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Para‐meter

1 1 1 1

ALTRK Service Tracking 1 1 1 1

SINGLELCCH Einzelner Ethernet-Portlinkstatus 1 1 1 1

PRPSTATUS Zweifacher Ethernet-Portlinksta‐tus

1 1 1 1





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

PRP IEC 62439-3 paralleles Redun‐danz-Protokoll

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

Kommunikation zur Gegenseite

Binärsignalübertragung empfan‐gen/senden

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

Übertragung von Analogdatenvom LDCM

1 1 1 1

Empfang des Binärstatus vomLDCM der Gegenstelle

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

2.6 Grundfunktionen des Geräts

Tabelle 2: Grundfunktionen des Geräts

IEC 61850 oder Funkti‐onsname

Beschreibung

INTERRSIG Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

SELFSUPEVLST Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

TIMESYNCHGEN Zeitsynchronisierungsmodul

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

Zeitsynchronisierquelle

TIMEZONE Zeitzone

DSTBEGIN, DSTE‐NABLE, DSTEND

Sommer-/Winterzeit-Einstellungen

IRIG-B Zeitsynchronisierung

SETGRPS Anzahl der Parametersätze

ACTVGRP Parametersätze

TESTMODE Testmodus

CHNGLCK Änderungssperrfunktion

SMBI Signalmatrix für Binäreingänge

SMBO Signalmatrix für Binärausgänge

SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge

SMAI1 - SMAI20 Signalmatrix für Analogeingänge

3PHSUM Dreiphasiger Summierungsblock

ATHSTAT Autoritätsstatus




IEC 61850 oder Funkti‐onsname

Beschreibung

ATHCHCK Autoritätsprüfung

AUTHMAN Autoritätsverwaltung

FTPACCS FTP-Zugriff mit Passwort

SPACOMMMAP SPA-Kommunikationszuordnung

SPATD Datum und Zeit per SPA-Protokoll

DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss

DOSLANAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB

DOSLANCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD

DOSSCKT Dienstverweigerung, Flusskontrolle am Anschluss

GBASVAL Globale Basiswerte für Einstellungen

PRIMVAL Primäre Systemdaten

ALTMS Zeit-Master-Überwachung

ALTIM Zeitmanagement

ALTRK Service tracking

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Parameter

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

PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll

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

DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunikationsprotokoll

DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kommunikationsprotokoll

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

MSTSER DNP3.0 für serielles Kommunikationsprotokoll

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optische serielle Kommunikation

RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommunikation für RS485

IEC 61850-8-1 Parametereinstellfunktion für IEC 61850

HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON

LONSPA SPA-Kommunikationsprotokoll

LEDGEN Allgemeines LED-Anzeigeteil für LHMI



Abschnitt 3 Konfiguration

3.1 Beschreibung von REG670

3.1.1 Einführung

3.1.1.1 Beschreibung der Konfiguration A20

Die REG670 Konfiguration A20 wird in Anwendungen verwendet, in denen nurGeneratorschutz in einem Gerät erforderlich ist. REG670 A20 wird immer in derGehäusegröße 1/2 von 19" ausgeliefert. Daher sind nur 12 Analogeingänge verfügbar.Diese Konfiguration umfasst niederohmigen Generatordifferentialschutz und alleanderen normalerweise erforderlichen Generatorschutzfunktionen. Beachten Sie,dass die 100%ige Ständer-Erdfehlerschutzfunktion und die Polschlupfschutzfunktionoptional sind.

Die REG670 A20 Funktionen umfassen zusätzliche Funktionen, die nichtkonfiguriert sind, z. B. zusätzlicher Überstromschutz, weitere Mehrzweck-Schutzfunktionen, Synchronisierungsfunktion usw. Es ist möglich, optionaleZweiwicklungs-Transformatordifferential- oder hochohmigeDifferentialschutzfunktionen zu bestellen, die anstelle vom niederohmigen Basis-Generatorschutz verwendet werden können Beachten Sie, dass REG670 A20 erneutkonfiguriert muss, wenn weitere optionale Funktionen verwendet werden.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 3Konfiguration


G

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

VN MMXU

MET UN

V MSQI

MET Usqi

CC RBRF

50BF 3I>BF

FUF SPVC

U>/I<

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(i>/U<)

LEX PDIS

40 Φ <

DRP RDRE

DFR/SER DR

OEX PVPH

24 U/f>

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

+

RXTTE4

REG670 A20 – Generator-Differential- und Reserveschutz 12AI (7I + 5U)

YY

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

AEG PVOC

50AE U/I>

SMP PTRC

94 1→0

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

V MMXU

MET U

GEN_QA1

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

ROT_INJ_VT

ROT_INJ_CT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

S SIML

71

ROTI PHIZ

64R R<

OOS PPAM

78 Ucos

HZ PDIF

87 Id>

SDE PSDE

67N IN>

T2W PDIF

87T 3Id/I>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

SA PFRC

81 df/dt<>

Weitere, in der Funktionsbibliothek verfügbare Funktionen

Optionale Funktionen

STTI PHIZ

64S R<

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

Q CBAY

3 Strg.

S SIMG

63

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

GS PTTR

49S θ>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S SCBR

Strg.

S XSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

0133_=IEC11000068=4=de=Original.vs

d

IEC11000068 V4 DE

Abb. 8: Typische Generatorschutz-Anwendung mit Generatordifferential-und Reserveschutz, einschließlich 12 analogen Eingangswandlernin halbem 19" Gehäuse.

3.1.1.2 Beschreibung der Konfiguration B30

Die REG670 Konfiguration B30 wird in Anwendungen verwendet, in denenGeneratorschutz und Reserveschutz für die umgebende Primärausrüstung in einemGerät erforderlich ist. REG670 B30 wird immer in der Gehäusegröße 1/1 von 19"ausgeliefert. Daher sind 24 Analogeingänge verfügbar. Diese Konfiguration umfasstniederohmigen Generatordifferentialschutz und alle anderen normalerweiseerforderlichen Generatorschutzfunktionen. In Abbildung 9 wird diese Konfigurationangezeigt.

Abschnitt 3 1MRK 502 051-UDE -Konfiguration


Die REG670 B30 Funktionsbibliothek umfasst zusätzliche Funktionen, die nichtkonfiguriert sind, z. B. zusätzlicher Mehrzweck-Schutzfunktionen, Synchrocheck-Funktion, zweite Generator-Differentialschutzfunktion usw. Es ist ebenso möglich,optional Zwei- oder Dreiwicklungstransformator-Differntialschutzfunktionen zubestellen, die dann als Transformator- oder Blockdifferentialschutz (allgemein)verwendet werden können. Beachten Sie, dass REG670 B30 erneut konfiguriertmuss, wenn weitere optionale Funktionen verwendet werden.

Eigenbedarfs-

Sammleschiene

YBlock-

Transformator

Eig

en

be

da

rfs-

Tra

nsfo

rma

tor

Err

eg

un

gs-

Tra

nsfo

rma

tor

CC RBRF

50BF 3I>BF

EF4 PTOC

51N 4(IN>)

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MSQI

MET Usqi

V MMXU

MET U

CC RBRF

50BF 3I>BF

FUF SPVC

U>/I<

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(I>/U<)

REG670 B30 – Generator-Differential- und Reserveschutz 24AI

(9I+3U, 9I+3U)

LEX PDIS

40 Φ <

DRP RDRE

DFR/SER DR

OEX PVPH

24 U/f>

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

+

RXTTE4

AEG PVOC

50AE U/I>

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

VN MMXU

MET UN

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SMP PTRC

94 1→0

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

GEN_QA1

AUX_QA1

HV_QA1

HV_CT

LV_VT_3U0

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

ROT_INJ_VT

ROT_INJ_CT

AUX_CT

EXC_CT

HV_NCT

Y

Y Y

G

OC4 PTOC

51 4(3I>)

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

STTI PHIZ

64S R<

OOS PPAM

78 Ucos

T3W PDIF

87T 3Id/I>

REF PDIF

87N IdN/I

T2W PDIF

87T 3Id/I>

ROTI PHIZ

64R R<

HZ PDIF

87 Id>

SA PFRC

81 df/dt<>



SDE PSDE

67N IN>

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

Q CBAY

3 Strg.

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

GS PTTR

49S θ>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S SCBR

Strg.

S XSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.


d

IEC11000071 V4 DE

Abb. 9: Erweiterte Generatorschutz-Anwendung mit Generatordifferential-und Reserveschutz, einschließlich 24 analogen Eingangswandlernin vollem 19" Gehäuse. Ein zusätzlicher Polschlupf-, 100%-Stator-Erdfehler- und Blockdifferentialschutz kann ergänzt werden.



3.1.1.3 Beschreibung der Konfiguration C30

Die REG670 Konfiguration C30 wird in Anwendungen verwendet, in Generator-Transformatorblockschutz in einem Gerät erforderlich ist. REG670 C30 wird immerin der Gehäusegröße 1/1 von 19" ausgeliefert. Daher sind 24 Analogeingängeverfügbar. Diese Konfiguration umfasst niederohmigen Generatorschutz,Differentialschutz, Transformator-Differentialschutz und generelleDifferentialschutzfunktionen. Beachten Sie, dass die Polschlupfschutz-Funktionoptional ist. Siehe Abbildung 10, Beispiel für eine mögliche Anwendung.

Die REG670 C30 Funktionsbibliothek umfasst zusätzliche Funktionen, die nichtkonfiguriert sind, z. B. zusätzlicher Mehrzweck-Schutzfunktionen, Synchrocheck-Funktion, zweite Generator-Differentialschutzfunktion usw. Beachten Sie, dassREG670 C30 erneut konfiguriert muss, wenn weitere optionale Funktionenverwendet werden.

Abschnitt 3 1MRK 502 051-UDE -Konfiguration


Eigenbedarfs-

Sammelschiene

YBlock-

TransformatorE

ige

nb

ed

arf

s-

Tra

nsfo

rma

tor

CC RBRF

50BF 3I>BF

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MMXU

MET U

VN MMXU

MET UN

V MSQI

MET Usqi

CC RBRF

50BF I>BF

FUF SPVC

U>/I<

ROV2 PTOV

59G UN>

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(I>/U<)

Y

Y

TR PTTR

49 θ>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

CV MMXN

MET P/Q

FUF SPVC

U>/I<

LEX PDIS

40 Φ <

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

Erdungs-

Transformator

OEX PVPH

24 U/f>

DRP RDRE

DFR/SER DR

+

RXTTE4

AEG PVOC

50AE U/I>

T2W PDIF

87T 3Id/I>

REG670 C30 – Generator- und Blocktransformatorschutz 24AI

(9I+3U, 6I+6U)

51N

EF4 PTOC

4(IN>)

STEF PHIZ

59THD U3d/N

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

SMP PTRC

94 1→0

HV_QA1

AUX_QA1

GEN_QA1

HV_VT

HV_CT

LV_VT_3U0

AUX_CT

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

ROT_INJ_CT

ROT_INJ_VT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

REF PDIF

87N IdN/I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

Y

Y Y

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

HV_NCT

G

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

T3W PDIF

87T 3Id/I>

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

STTI PHIZ

64S R<

OOS PPAM

78 Ucos

ROTI PHIZ

64R R<

HZ PDIF

87 Id>

SA PFRC

81 df/dt<>



SDE PSDE

67N IN>

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

TCM YLTC

84 ↑↓

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

Q CBAY

3 Strg.

GS PTTR

49S θ>

Q CRSV

3 Strg.

S CILO

3 Strg.

S CSWI

3 Strg.

S SCBR

Strg.

S XSWI

3 Strg.

S XCBR

3 Strg.

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)


d

IEC11000072 V4 DE

Abb. 10: Blockschutz, einschließlich Generator-Transformator-Schutz mit 24analogen Eingangswandlern in vollem 19" Gehäuse. Einzusätzlicher Polschlupf- und 100%-Stator-Erdfehlerschutz kannhinzugefügt werden.



Abschnitt 4 Analogeingänge

4.1 Analogeingänge

4.1.1 Einleitung

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

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

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

4.1.2 Einstellrichtlinien

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

4.1.2.1 Einstellen des Leiterbezugskanals

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

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 4Analogeingänge


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

Einstellen der StromkanäleDie Richtung eines Stroms zum Gerät ist vom Anschluss des Stromwandlersabhängig. Sofern nichts anderes angegeben, wird davon ausgegangen, dass dieStromwandler über eine Sternschaltung angeschlossen sind und mit demErdungspunkt zum Objekt (Leitungsseite) oder vom Objekt (Sammelschienenseite)verbunden sein können. Diese Information muss im Gerät eingestellt werden. AlsKonvention für die Stromrichtung gilt Folgendes: Ein positiver Wert für Strom,Leistung usw. bedeutet, dass die Größe zum Objekt (in Richtung Leitung) hin fließt,und ein negativer Wert bedeutet, dass die Größe vom Objekt weg fließt. Beigerichteten Funktionen wird die Richtung zum Objekt als Vorwärts und dieentgegengesetzte Richtung vom Objekt als Rückwärts definiert. Siehe Abbildung 11

Ein positiver Wert für Strom, Leistung usw. (Vorwärts) bedeutet, dass die Größe indas Objekt fließt. - Ein negativer Wert für Strom, Leistung usw. (Rückwärts) bedeutet,dass die Größe aus dem Objekt fließt. Siehe Abbildung 11.

en05000456.vsd

IEC05000456 V1 DE

Abb. 11: Interne Konvention der Richtungsabhängigkeit im IED

Bei korrekter Einstellung der primären Stromwandler-Richtung, CTStarPoint aufFromObject oder ToObject, fließen positive Größen immer zum Objekt, und eine alsVorwärts definierte Richtung zeigt immer zum Objekt. Das Prinzip wird in dennachfolgenden Beispielen verdeutlicht.

Beispiel 1Zwei IEDs für den Schutz von zwei Objekten.

Abschnitt 4 1MRK 502 051-UDE -Analogeingänge


Transformatorschutz

Transformator

Leitung

Leitung

Einstellung des

Stromeingangs:

Parameter CTStarPoint

mit dem Transformator

als Referenzobjekt

einstellen.

Die korrekte Einstellung

ist zum Schutzobjekt

VorwärtsRückwärts

Definition der Richtung

für Richtungsfunktionen

Leitungsschutz

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt

einstellen.



Einstellung des

Stromeingangs:


mit der Leitung als

Referenzobjekt

einstellen.


ist vom Schutzobjekt

=IEC05000753=2=de

=Original.vsd

IsIs

Ip Ip Ip

IED IED

IEC05000753 V2 DE

Abb. 12: Beispiel für die Einstellung von Stromwandler-Punktparametern imGerät

In Abbildung 12 ist der Normalfall dargestellt, in dem die Objekte über ihre eigenenStromwandler verfügen. Die Einstellungen für die Richtung der Stromwandlermüssen gemäß der Abbildung erfolgen. Um die Leitung zu schützen, muss dieRichtung der richtungsabhängigen Funktionen des Leitungsschutzes auf Vorwärtseingestellt werden. Das bedeutet, dass der Schutz in Leitungsrichtung ausgerichtet ist.

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



Transformator-

schutz

Transformator

Leitung

Leitung

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt

einstellen. Die korrekte

Einstellung ist zum

Schutzobjekt

VorwärtsRückwärts


für Richtungsfunktionen

Leitungsschutz

Einstellung des

Stromeingangs:


Mit Transformator als

Referenzobjekt


Einstellung ist zum

Schutzobjekt

Einstellung des

Stromeingangs:


Mit Leitung als

Referenzobjekt


Einstellung ist vom

Schutzobjekt

=IEC05000460=2=de

=Original.vsd

IsIs

Ip Ip Ip

IED IED

IEC05000460 V2 DE

Abb. 13: Beispiel für die Einstellung von Stromwandler-Erdungsparametern im Gerät

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

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



Transformator- und

Leitungsschutz

Transformator

Leitung

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt


Einstellung ist zum

Schutzobjekt

RückwärtsVorwärts


für gerichtete

Leitungsfunktionen

Einstellung des

Stromeingangs:



als Referenzobjekt


Einstellung ist zum

Schutzobjekt

IED

IEC05000461 V2 DE


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

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



Wenn das Gerät über eine ausreichende Anzahl an analogen Stromeingängen verfügt,ist hierfür eine alternative Lösung in Abbildung 15 dargestellt. Die gleichen Strömewerden an zwei separaten Gruppen von Eingängen eingespeist, und die Funktionenfür den Leitungs- und Transformatorschutz sind für die verschiedenen Eingängekonfiguriert. Bei der Einstellung der Richtung des Stromwandlers für dieStromkanäle zum Leitungsschutz wird die Leitung als Referenzobjekt festgelegt, unddie richtungsabhängigen Funktionen des Leitungsschutzes sind auf Vorwärts zusetzen, um die Leitung zu schützen.

Einstellung des

Stromeingangs für

Transformatorfunktionen:


mit dem Transformator als

Referenzobjekt einstellen.



Einstellung des

Stromeingangs für

Transformatorfunktionen:


mit dem Transformator als




Einstellung für

Stromeingänge für

Leitungsfunktionen:


mit der Leitung als



ist vom Schutzobjekt

IED

Transformator- und

Leitungsschutz

Transformator

Leitung

RückwärtsVorwärts


für gerichtete

Leitungsfunktionen

IEC05000462 V2 DE




Sammelschienen-schutz

Sammelschiene

1

2

2

1

en06000196.vsd

Gerät

IEC06000196 V2 DE


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

Bei der ersten Lösung wird die Sammelschiene als Referenzobjekt verwendet. Indiesem Fall wird für alle in Abbildung 16 mit 1 gekennzeichnetenStromwandlereingänge die Einstellung CTStarPoint = zum Schutzobjektvorgenommen, und für alle in Abbildung 16 mit 2 gekennzeichnetenStromwandlereingänge erfolgt die Einstellung CTStarPoint = vom Schutzobjekt.

Bei der zweiten Lösung werden alle angeschlossenen Felder als Referenzobjektverwendet. In diesem Fall wird für alle in Abbildung 16 mit 1 gekennzeichnetenStromwandlereingänge die Einstellung CTStarPoint = vom Schutzobjekt



vorgenommen, und für alle in Abbildung 16 mit 2 gekennzeichnetenStromwandlereingänge erfolgt die Einstellung CTStarPoint = zum Schutzobjekt.

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

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

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

Beispiel zum Anschließen, Konfigurieren und Einstellen vonStromwandler-Eingängen für die gebräuchlichstenStromwandlerverbindungenAbbildung 17 definiert die Bezeichnung der Stromwandlerklemmen, die überall aufder Welt gebräuchlich sind:

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

ISec

I Pri

S1 (X1)

P1(H1)

P2(H2)

S2 (X2)

P2(H2)

P1(H1)

x x

a) b) c)

en06000641.vsd

S2 (X2) S1 (X1)

IEC06000641 V1 DE

Abb. 17: Allgemein gebräuchliche Bezeichnungen vonStromwandlerklemmen



Wobei gilt:

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

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

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

• 1A• 5A

In manchen Fällen werden dennoch auch die folgenden sekundärenBemessungsströme verwendet:

• 2A• 10A

Das IED unterstützt alle diese angegebenen sekundären Bemessungsströme.

Die Anwendung der folgenden Werte wird empfohlen:

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

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

Beispiel für den Anschluss eines sternförmig verbundenendreiphasigen Stromwandlers am GerätAbbildung 18 zeigt ein Beispiel zur Verdrahtung eines sternförmig verbundenendreiphasigen Spannungswandlers am Gerät. Sie liefert ebenfalls einen Überblick zuden erforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz-und Steuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.

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



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

Stromwandler 600/5

sternförmig verbunden

IL1

IL2

IL3

IED


1 2

3

4

SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

5

IEC13000002 V3 DE

Abb. 18: Sternförmig verbundener Stromwandlersatz mit Sternpunkt zum geschützten Objekt

Wobeigilt:

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

2) Die Stromeingänge befinden sich an den TRM-Modulen. Für all diese Stromeingänge müs‐sen folgende Einstellungswerte eingegeben werden, siehe Beispiel in Abbildung 18.'

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

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




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

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

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

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

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

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

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



L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

Stromwandler 800/1

Sternförmig verbunden

IL1

IL2

IL3

IED


4 1

2

3

SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

5

IEC11000026 V3 DE

Abb. 19: Sternförmig verbundener Stromwandlersatz mit vom geschützten Objekt weg zeigendemSternpunkt

In dem in Abbildung 19 dargestellten Beispiel wird alles auf die gleiche Weise wie indem oben beschriebenen Beispiel vorgenommen (Abbildung 18). Der einzigeUnterschied ist die Einstellung des Parameters CTStarPoint der am TRMverwendeten Stromeingänge (Punkt 2 in der Abbildung):

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

Sammelschienenseite)

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

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



789101112

123456

L1IL

1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

Stromwandler800/1

Sternförmig verbunden

IL1

IL2

IL3AI 01 (I)

AI 02 (I)

AI 03 (I)

AI 04 (I)

AI 05 (I)

AI 06 (I)

IR

IED

1

3

4

2

5


6

SMAI2BLOCK AI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

^GRP2L2^GRP2L1

^GRP2L3^GRP2N

IEC06000644 V3 DE

Abb. 20: Sternförmig verbundener Stromwandlersatz, dessen Sternpunkt vom geschützten Objekt wegzeigt und mit am Gerät angeschlossenem Nullstrom

Wobeigilt:

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

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

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

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

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

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




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

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

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


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

Beispiel für den Anschluss der Dreieckverbindung desStromwandlersatzes am IEDAbbildung 21 zeigt ein Beispiel für den Anschluss einer Dreieckschaltung desStromwandlersatzes am Gerät. Sie vermittelt auch einen Überblick zu denerforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- undSteuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.




L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

IED

Stro

mw

andl

er 6

00/5

In D

reie

ck D

AB

verb

unde

n

IL1-IL2

IL2-IL3

IL3-IL1

1 2

3

4


SMAI_20

IEC11000027 V2 DE

Abb. 21: Dreieck DAB verbundener Stromwandlersatz



Wobeigilt:

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

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

• CTStarPoint=ToObject• ConnectionType=Ph-Ph

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


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


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

Eine andere Alternative ist die Dreieckschaltung des Stromwandlers, wie inAbbildung 22 dargestellt:



L1

IL1

IL2

IL3

L2 L3

Geschütztes Objekt

IED

Stro

mw

andl

er 8

00/1

in D

reie

ck D

AB

verb

unde

n

IL3-IL2

IL2-IL1

IL1-IL3

2

3

4


SMAI_20

IEC11000028 V2 DE

Abb. 22: Dreieckschaltung für den Stromwandlersatz

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

CTprim=800 A

CTsec=1 A

• CTStarPoint=ToObject• ConnectionType=Ph-Ph

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

Beispiel des Anschlusses eines einphasigen Stromwandlers am IEDAbbildung 23 liefert ein Beispiel zum Anschluss eines einphasigen Stromwandlersam Gerät. Sie vermittelt auch einen Überblick zu den erforderlichenBenutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts verfügbar zu machen.




Geschütztes Objekt

L1 L2 L3

IED IN

P

INS

INS

2


4

3

Stro

mw

andl

er

1000

/1a)

b)

(+)

(+)

(-)

(-)(+)

(-)

1 SMAI_20_2BLOCKREVROT^GRP2L1^GRP2L2^GRP2L3^GRP2N

AI3PAI1AI2AI3AI4AIN

IEC11000029 V3 DE

Abb. 23: Anschlussvariante für einphasigen Stromwandler

Wobei gilt:

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

2) Ist TRM, wo sich diese Stromeingänge befinden. Für all diese Stromeingänge müssenfolgende Einstellungswerte eingegeben werden:Für Anschluss (a), wie in Abbildung 23 dargestellt:CTprim = 1000 ACTsec = 1 ACTStarPoint=ToObject Für Anschluss (b), wie in Abbildung 23 dargestellt:CTprim = 1000 ACTsec = 1 ACTStarPoint=FromObject

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

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

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



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

BeispielAls Beispiel soll ein Spannungswandler mit folgenden Daten dienen:

132 1103 3kV V

EQUATION2016 V1 DE (Gleichung 1)

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

Beispiele für das Anschließen, Konfigurieren und Einstellen derEingänge von Spannungswandlern für die gängigstenVerbindungsvariantenIn Abbildung 24 ist die weltweit gängige Markierung der Anschlüsse vonSpannungswandlern dargestellt.

A(H1)

B(H2)

b(X2)

a(X1)

A(H1)

N(H2)

n(X2)

a(X1)

b) c)

A(H1)

N(H2)

dn(X2)

da(X1)

d)

UPri

+ +USec

a)

en06000591.vsd

IEC06000591 V1 DE

Abb. 24: Gängige Markierungen der Anschlüsse von Spannungswandlern

Wobeigilt:

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

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

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

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

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



• 100 V• 110 V• 115 V• 120 V• 230 V

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

Beispiel zum Anschluss eines über drei Leiter-Erde verbundenenSpannungswandlers am GerätAbbildung 25 zeigt ein Beispiel zum Anschluss eines über drei Leiter-Erdeverbundenen Spannungswandlers am Gerät. Sie liefert ebenfalls einen Überblick zuden erforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz-und Steuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.


192021222324

131415

1617

18

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

663

1103

kV

V

1

3

2

663

1103

kV

V

663

1103

kV

V

.

#Not used

5


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

4

IEC06000599 V3 DE

Abb. 25: Über drei Leiter-Erde verbundener Spannungswandler



Wobei gilt:

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

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

6666 3

1101103

=


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

4) Zeigt, dass in diesem Beispiel der vierte (d.h. Nullstrom) Eingangskanal des Vorverar‐beitungsblocks nicht im SMT-Tool verbunden ist. Somit berechnet der Vorverarbeitungs‐block automatisch 3Uo innerhalb der Vektorsumme aus den Dreiphasen-Erde-Spannun‐gen, die mit den ersten drei Eingangskanälen des gleichen Vorverarbeitungsblocks ver‐bunden sind. Alternativ kann der vierte Eingangskanal mit dem Spannungswandlerein‐gang mit offener Dreiecksverbindung verbunden werden. Siehe Abbildung 27.

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

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

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

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

Beispiel zum Anschluss eines Spannungswandlers am GerätAbbildung 26 zeigt ein Beispiel zum Anschluss eines Spannungswandlers am Gerät.Sie vermittelt auch einen Überblick zu den erforderlichen Benutzeraktionen, um dieseMessung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktionen innerhalb des Gerätsverfügbar zu machen. Es ist zu beachten, dass diese Spannungswandler-Verbindungnur bei niedrigen Spannungsebenen (d. h. primäre Bemessungsspannung unter 40 kV)eingesetzt wird.



192021222324

13

1415161718

L1

AI 07 (I)

AI08(U)

AI09(U)

AI 10(U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

L2

L313.8

120kV

V

1

2

3

#Not Used

13.8120

kVV

.

5


4

SMAI2BLOCK

^GRP2L1 (L1L2)

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

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

IEC06000600 V4 DE

Abb. 26: Ein Leiter-Leiter-Spannungswandler

Wobeigilt:

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

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




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

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

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



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

Beispiel für den Anschluss einer offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers am Gerät für Netze mit hochohmiger ErdungAbbildung 27 zeigt ein Beispiel für die Verdrahtung einer offenen Dreieckswicklungdes Spannungswandlers am Gerät für Netze mit hochohmiger Erdung. Es ist zubeachten, dass diese Art von Verbindung des Spannungswandlers eineSekundärspannung aufweist, die proportional zu 3U0 zum Gerät ist.

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

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

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

Abbildung 27 liefert ebenfalls einen Überblick zu den erforderlichenBenutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts verfügbar zu machen.



192021222324

13141516

1718

L1

AI 07 (I)

AI 08 (U)

AI 09 (U)

AI 10 (U)

AI 11 (U)

AI 12 (U)

IED L2

L3

6.63

1103

kV

V

+3Uo

6.63

1103

kV

V

6.63

1103

kV

V

1

2

4

3# Not Used

5


# Not Used

# Not Used

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

IEC06000601 V3 DE

Abb. 27: Offene Dreieckswicklung am Spannungswandler in Netz mit hochohmiger Erdung



Wobei gilt:

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

+3U0 wird am Gerät angeschlossen

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

3 6.6 11.43VTprim kV= × =


110sec 3 110

3VT V= × =


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

6.63 6.6 3

1101103

×=


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

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

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


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

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



Beispiel für den Anschluss der offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers am Gerät für Netze mit niederohmiger ErdungAbbildung 28 zeigt ein Beispiel zum Anschluss einer offenen Dreieckswicklung desSpannungswandlers am Gerät in Netzen mit niederohmiger Erdung. Es ist zubeachten, dass diese Art von Anschluss des Spannungswandlers eineSekundärspannung aufweist, die proportional zu 3U0 zum Gerät ist.

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

33

Ph PhPh E

UUo U-

-= =


Die primäre Bemessungsspannung eines solchen Spannungswandlers gleicht immerUL-E Daher liefern die Sekundärwicklungen von drei Spannungswandlern inReihenschaltung eine Sekundärspannung gleich nur einem Sekundärwicklungs-Bemessungswerts eines einzelnen Spannungswandlers. Daher weisen dieSekundärwicklungen einer solchen offenen Dreieckswicklung derSpannungswandler eine sekundäre Bemessungspannung nah der Sekundär-Bemessungsspannung des Leiter-Leiter Spannungswandlers auf (in diesem Beispielsind dies 115 V oder 115/√3 V). Abbildung 28 liefert ebenfalls einen Überblick zu denerforderlichen Benutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- undSteuerfunktionen innerhalb des Geräts verfügbar zu machen.

192021222324

131415161718

L1

AI07 (I)

AI08 (U)

AI09 (U)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED L2

L3

1383

1153

kV

V

+3Uo

1383

1153

kV

V

1383

1153

kV

V

1

2

4

3


SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

5

# Not Used

# Not Used

# Not Used

IEC06000602 V3 DE

Abb. 28: Offene Dreieckswicklung des Spannungswandlers in Netzen mit niederohmiger Erdung



Wobeigilt:

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

+3Uo wird am Gerät angeschlossen.

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

1383 138

3VTprim kV= × =


115sec 3 115

3VT V= × =


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

138138 3

1151153

=


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

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

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


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

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



Beispiel zum Anschluss eines Sternpunkt-Spannungswandlers amGerätAbbildung 29 zeigt ein Beispiel zum Anschluss eines Sternpunkt-Spannungswandlers am Gerät. Diese Art von Anschluss des Spannungswandlersweist eine Sekundärspannung auf, die proportional zu 1U0 zum Gerät ist.

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

03

Ph PhPh E

UU U--= =

EQUATION1931 V2 EN (Gleichung 11)

Abbildung 29 liefert ebenfalls einen Überblick zu den erforderlichenBenutzeraktionen, um diese Messung den eingebauten Schutz- und Steuerfunktioneninnerhalb des Geräts verfügbar zu machen.

19

20

21

22

23

24

13

14

15

16

17

18

L1 L2 L3AI07 (I)

AI08 (I)

AI09 (I)

AI10 (U)

AI11 (U)

AI12 (U)

IED

6.63

100

kV

V

RUo

1

2

3


5

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

# Not Used

# Not Used

# Not Used

4

Geschütztes Objekt

IEC06000603 V3 DE

Abb. 29: Am Sternpunkt angeschlossener Spannungswandler



Wobeigilt:

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

U0 wird am Gerät angeschlossen.

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

6.63.81

3VTprim kV= =


sec 100VT V=


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

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

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




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



Abschnitt 5 Lokale HMI


IEC13000239 V1 DE

Abb. 30: Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle

Die LHMI des Geräts enthält folgende Elemente:

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

Das LHMI wird zur Einstellung, Überwachung und Steuerung verwendet.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 5Lokale HMI


5.1 Display

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

Das Display ist in vier Hauptbereiche eingeteilt.

IEC13000063=2=de.vsd

1

3 4

2

IEC13000063 V2 DE

Abb. 31: Display-Layout

1 Pfad

2 Inhalt

3 Status

4 Bildlaufleiste (wird bei Bedarf eingeblendet)

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

Abschnitt 5 1MRK 502 051-UDE -Lokale HMI


GUID-C98D972D-D1D8-4734-B419-

161DBC0DC97B=1=de.vsd

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

Abb. 32: Funktionstastenfenster

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

GUID-5157100F-E8C0-

4FAB-B979-

FD4A971475E3=1=de.vsd

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

Abb. 33: Alarm-LED-Fenster

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



5.2 LEDs

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

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

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

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

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

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

5.3 Tastenfeld

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

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



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

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

Abb. 34: LHMI-Tastenfeld



GUID-77E71883-0B80-

4647-8205-

EE56723511D2=2=de.vsd

1

18

19

7

6

5

4

3

2

8

20

21

22

17161514131211109

23

24

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

Abb. 35: LHMI-Tastenfeld mit Objektsteuerungs-, Navigations- undBefehlstasten sowie RJ-45-Kommunikationsschnittstelle

1...5 Funktionstaste

6 Schließen (EIN)

7 Öffnen (AUS)

8 Escape (ESC)

9 Nach links

10 Nach unten

11 Nach oben

12 Nach rechts

13 Schlüssel

14 Eingabe

15 Fern/Vor-Ort

16 Uplink LED

17 Nicht belegt

18 Multipage

19 Menü

20 Rücksetzen

21 Hilfe



22 Kommunikationsanschluss

23 Programmierbare Alarm-LEDs

24 Schutzstatus-LEDs

5.4 LHMI-Funktionen

5.4.1 Schutz- und Alarmanzeige

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

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

Tabelle 3: Ready LED (grün)

LED-Status BeschreibungAus Keine Hilfsversorgungsspannung angeschlossen.

An Normaler Betrieb.

Blinkt Ein interner Fehler ist aufgetreten.

Tabelle 4: Start LED (gelb)

LED-Status BeschreibungAus Normalbetrieb.

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

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



Tabelle 5: Trip LED (rot)

LED-Status BeschreibungAus Normalbetrieb.

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

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

Tabelle 6: Alarmanzeigen

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

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

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

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

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

aber die Anzeige ist noch nicht quittiert worden.

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

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

nal ist aber noch Ein.

5.4.2 Parameterverwaltung

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

• Numerische Werte• Stringwerte• Spezifizierte Werte

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



5.4.3 Frontseitige Kommunikation

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

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

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


1

2

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

Abb. 36: RJ-45-Kommunikationsanschluss und grüne Anzeige-LED

1 RJ-45-Steckverbinder

2 Grüne Anzeige-LED

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

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



Abschnitt 6 Differentialschutz

6.1 Transformatordifferentialschutz T2WPDIF undT3WPDIF

6.1.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifi‐

zierungIEC 60617 Identifi‐zierung

ANSI/IEEE C37.2Gerätenummer

Transformatordifferentialschutz, zweiWicklungen

T2WPDIF

3Id/I

SYMBOL-BB V1 DE

87T

Transformatordifferentialschutz, dreiWicklungen

T3WPDIF

3Id/I

SYMBOL-BB V1 DE

87T

6.1.2 Anwendung

Beim Differentialschutz für Transformatoren handelt es sich um einenAnlagenschutz. Er dient als Hauptschutz für Transformatoren im Falle vonWicklungsfehlern. Die geschützte Zone eines Differentialschutzes umfasst imAllgemeinen den Transformator selbst sowie das Schienensystem oder die Kabelzwischen den Stromwandlern und dem Leistungstransformator. WennDurchführungs-Stromwandler für Differentialschutzgeräte verwendet werden,gehören das Schienensystem und die Kabel zwischen dem Leistungsschalter und demLeistungstransformator nicht zum Schutzsystem.

Bei manchen Schaltanlagen ist ein Differentialstromschutz-Relais für dieSammelschiene vorhanden. Ein solcher Sammelschienenschutz umfasst dasSchienensystem oder die Kabel zwischen dem Leistungsschalter und demLeistungstransformator. Interne elektrische Fehler sind sehr schwerwiegend undführen sofort zu Schäden. Kurzschlüsse und Erdfehler in Windungen undAnschlüssen werden normalerweise vom Differentialschutz erkannt. BeiWindungsschlüssen handelt es sich um Überschläge zwischen den Leitern innerhalbderselben physischen Wicklung. Diese können erkannt werden, wenn eineausreichend große Anzahl an Windungen kurzgeschlossen sind. Von allenTransformator-Windungsschlüssen sind Wicklungsfehler mit elektrischenSchutzvorrichtungen am schwersten zu erkennen. Schon ein kleiner

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 6Differentialschutz


Windungsschluss, der nur wenige Windungen betrifft, führt zu einem nichterkennbaren Stromfluss, bis daraus ein Erdfehler oder Leiterfehler entsteht. Daher istes wichtig, den Differentialschutz sehr empfindlich auszulegen und mit einerempfindlichen Einstellung arbeiten zu können, ohne dass dadurch ein unerwünschtesAuslösen während externer Fehler verursacht wird.

Wichtig ist auch, dass der fehlerhafte Transformator schnellstmöglich abgetrenntwird. Da es sich bei dem Differentialschutz um einen Schutz mit absoluter Selektivitäthandelt, kann dieser flink auslösend ausgelegt, und fehlerhafte Transformatorenkönnen somit selektiv abgetrennt werden. Der Differentialschutz sollte niemals aufFehler außerhalb der geschützten Zone ansprechen.

Der Differentialschutz für Transformatoren vergleicht den zu- und abfließendenStrom des Transformators. Eine korrekte Analyse von Fehlerzuständen durch denDifferentialschutz muss veränderte Spannungen, Ströme und Phasenwinkelberücksichtigen, die vom geschützten Transformator verursacht werden. Beiherkömmlichen Transformatordifferentialschutzfunktionen werdenHilfstransformatoren zur Korrektur der Schaltgruppe und Amplitude benötigt.Integriert in der Software kompensiert der im Gerät implementierte, numerische undmikroprozessorgesteuerte Differential-Algorithmus sowohl das Wicklungsverhältnisals auch die Schaltgruppe. Es werden hierfür keine Hilfsstromwandler benötigt.

Der Differentialstrom sollte unter Normallast oder bei externen Fehlern theoretischNull betragen, wenn das Wicklungsverhältnis und die Schaltgruppe korrektkompensiert werden. Es gibt jedoch außer internen Fehlern noch eine Reihe weitererPhänomene, die unerwünschte und falsche Differentialströme verursachen können.Die Hauptursachen für unerwünschte Differentialströme sind:

• Abweichung des Übersetzungsverhältnisses aufgrund variierenderStufenschalterstellungen

• unterschiedliche Kenndaten, Bürden und Betriebsbedingungen derStromwandler

• Erdfehlerströme, die nur auf einer Seite des Leistungstransformators fließen• Magnetisierungsströme• Einschaltströme• Magnetisierungsströme infolge von Übererregung


Die Parameter für den Transformatordifferentialschutz werden über die lokale HMIoder den Schutz- und Steuerungsmanager (PCM600) festgelegt.

6.1.3.1 Stabilisierter und unstabilisierter Differentialschutz

Um ein Differentialschutzgerät so empfindlich und stabil wie möglich zu machen,wurden stabilisierte Differentialschutzfunktionen entwickelt, die jetzt gängige Praxisbeim Schutz von Leistungstransformatoren sind. Der Schutz sollte mit einerproportionalen Stabilisierung ausgestattet sein, die bewirkt, dass der Schutz für einen

Abschnitt 6 1MRK 502 051-UDE -Differentialschutz


bestimmten prozentualen Differentialstrom reagiert, der auf den Strom durch denTransformator bezogen ist. Dies stabilisiert den Schutz bei außen liegenden Fehlern,aber sorgt trotzdem für eine gute Grundempfindlichkeit. Der Stabilisierungsstromkann auf verschiedene Weise festgelegt werden. Eine klassische Möglichkeit zurFestlegung des Stabilisierungsstroms ist Ibias = (I1 + I2) / 2, wobei I1 die Höhe desLeistungstransformator-Primärstroms und I2 die Höhe des Leistungstransformator-Sekundärstroms ist. Es hat sich jedoch gezeigt, dass, wenn der Stabilisierungsstromals höchster Leistungstransformator-Strom festgestellt wird, sich dies besser fürAnwendungen mit Stromwandlern eignet. Die Differentialschutzfunktion nutzt denhöchsten Strom an allen Stabilisierungseingängen als Stabilisierungsstrom. BeiAnwendungen, wo Leistungstransformator-Bemessungsstrom und primärerStromwandler-Bemessungsstrom deutlich voneinander abweichen können(Anwendungen mit T-Verbindungen), werden die in den T-Verbindungengemessenen Ströme anhand des primären Bemessungsstroms des Stromwandlers ineinen pu-Wert umgewandelt, dabei ergibt sich jedoch ein zusätzlicher "Mess"-Punktals Summe dieser beiden T-Ströme. Dieser Summenstrom wird auf Grundlage derWicklungsbemessungsströme des Leistungstransformators in einen pu-Wertumgewandelt. Dann wird der höchste pu-Wert als Stabilisierungsstrom in pu gewählt.So wird für Differentialschutzfunktionen mit T-Verbindung ein bestmöglichesVerhältnis zwischen Empfindlichkeit und Sicherheit erreicht. Die zentrale Idee hinterdem Konzept Auslösung – Stabilisierungscharakteristik ist es, dieAuslöseempfindlichkeit zu reduzieren, wenn Stromwandler unter schwierigenBetriebsbedingungen arbeiten. Diese Stabilisierungsgröße sorgt für eine optimaleStabilität und schützt vor einem unerwünschten Auslösen bei externen Fehlern.

Üblicherweise wird für den Transformatorschutz die Stabilisierungscharakteristik aufmindestens den doppelten Wert des erwarteten Differenzstroms unterDurchgangsfehlerbedingungen eingestellt. Diese Kriterien können von Anwendungzu Anwendung deutlich variieren und sind oftmals Ansichtssache. Die zweite Flankewurde erhöht, um die Stabilität auch bei stromstarken Durchgangsfehlern, dieaufgrund der Sättigung des Stromwandlers zu einem Anstieg des Differentialstromsführen könnten, sicherzustellen. Als Standardeinstellung für dieAnsprechcharakteristik bei normalen Anwendungen wird IdMin = 0,3 pu desLeistungstransformator-Bemessungsstroms empfohlen. Wenn die Bedingungengenauer bekannt sind, kann eine höhere oder geringere Empfindlichkeit gewähltwerden. Für die Wahl der passenden Charakteristik sollten in solchen Fällen u. a. dieKlasse der Stromwandler, die Position des Laststufenschalters und dieKurzschlussleistung des Netzes bekannt sein.

Der zweite Abschnitt der Stabilisierungscharakteristik weist einen steileren Verlaufauf, um sich einem erhöhten Differentialstrom anzupassen, der auf zusätzlicheVerluste im Leistungstransformator aufgrund einer hohen Transformatorlast undexterne Fehlerströme zurückzuführen ist. Der dritte Abschnitt derStabilisierungscharakteristik setzt die Empfindlichkeit der stabilisiertenDifferentialschutzfunktion weiter zurück, in Anpassung an dieStromwandlersättigung und Transformatorverlusten bei schwerenDurchgangsfehlern. Die Standardeinstellung für Auslösecharakteristika von IdMin =0,3 * IBase wird für normale Anwendungsbereiche empfohlen. Sind mehr Details zuden Bedingungen bekannt, kann eine höhere oder niedrigere Empfindlichkeit gewählt



werden. Für die Wahl der passenden Charakteristik sollten in solchen Fällen u. a. dieKlasse der Stromwandler, die Position des Stufenschalters und dieKurzschlussleistung des Netzes bekannt sein.

Transformatoren können so an Sammelschienen angeschlossen werden, dassStromwandler für den Differentialschutz entweder in Reihe mit den Wicklungen desLeistungstransformators geschaltet sind oder dass die Stromwandler sich inLeistungsschaltern befinden, die Teil der Sammelschiene sind, z. B. in Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Ringbusanordnung. Bei Stromwandlern, deren Primärseite inReihe mit der Leistungstransformator-Wicklung geschaltet ist, wird derStromwandler-Primärstrom für externe Fehler durch die Transformator-Impedanzbegrenzt. Wenn die Stromwandler Teil des Busschemas sind, z. B. in der Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Ringbusanordnung, wird der Stromwandler-Primärstromnicht durch die Leistungstransformator-Impedanz begrenzt. Es sind dann hohePrimärströme möglich. In beiden Fällen führt jedoch jeder Ausfall der Stromabgabeaufgrund einer Sättigung eines Stromwandlers, der nicht von einem ähnlichen Ausfalleines anderen Stromwandlers betroffen ist, zu einem falschen Differentialstrom. DerDifferentialschutz kann dieses Problem umgehen, wenn der Stabilisierungsstrom vonjedem Stromwandlerkreis separat bezogen wird. Daher ist es wichtig, eineParallelschaltung von zwei oder mehr Stromwandlern zur Verbindung mit einemeinzigen Stabilisierungseingang zu vermeiden. Jeder mit dem IED verbundeneStromkreis kann zur Stabilisierung der Differentialschutzfunktion genutzt werden.

Der nicht stabilisierte Auslösewert ist standardmäßig IdUnre = 10 pu. Dieser Werteignet sich in der Regel für die meisten Leistungstransformator-Standardanwendungen. In folgendem Fall ist eine Änderung der Einstellungentsprechend der Anwendung erforderlich:

• Bei Differentialschutz-Anwendungen mit Oberspannungs-Drosselspulen kannder nicht stabilisierte Auslösewert auf IdUnre = 1,75 pu

Abbildung 37 zeigt die allgemeine Auslösecharakteristik desTransformatordifferentialschutzes.



Abschnitt 1

Stabilisierte Arbeitsweise

Unstabilisierter Grenzwert

Abschnitt 2 Abschnitt 3

Stabilisierung

Unstabilisierte Arbeitsweise

5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

Endabschnitt 1

Endabschnitt 2Haltestrom[ mal IBase ]

Auslösestrom[ mal IBase ]

Steigung Abschnitt 2


Descriptionoftherestrainedandtheunrestrainedoperatecharacteristics=IEC05000187=2=de

=Original.VSDIEC05000187 V2 DE

Abb. 37: Darstellung der stabilisierten und nicht stabilisiertenAuslösecharakteristiken

100%Ioperateslope IrestrainD= D ×


und wo die stabilisierte Charakteristik durch die Einstellwerte definiert wird:

1. IdMin

2. Endeabschnitt1

3. Endeabschnitt2

4. Steigungsabschnitt2

5. Steigungsabschnitt3

6.1.3.2 Eliminierung von Nullsystemkomponentenströmen

Ein Differentialschutz kann aufgrund von externen Erdfehlern ungewollt auslösen,weil der Nullsystemkomponentenstrom nur auf einer Seite des



Leistungstransformators fließen kann, nicht aber auf der anderen. Dies ist der Fall,wenn der Nullsystemkomponentenstrom nicht ordnungsgemäß von einer Seite desTransformators auf die andere Seite transformiert werden kann.Leistungstransformator-Schaltgruppen des Typs Yd oder Dy können keinenNullsystemkomponentenstrom transformieren. Wenn eine Dreieckswicklung einesLeistungstransformators über einen Erdungstransformator innerhalb der durch denDifferentialschutz geschützten Zone geerdet ist, tritt im Fall eines externen Erdfehlersein unerwünschter Differentialstrom auf. Dasselbe gilt für eine Erdung der Stern-Wicklung. Auch wenn sowohl die Stern- als auch die Dreieckswicklung geerdet sind,ist der Nullsystemkomponentenstrom in der Regel durch den Erdungstransformatorauf Dreicksseite des Leistungstransformators begrenzt, was ebenfalls zu einemDifferentialstrom führen kann. Um den Differentialschutz in solchen Situationenunempfindlich gegenüber externen Erdfehlern zu machen, muss derNullsystemkomponentenstrom im Leistungstransformator-Gerätestrom in denErdungswicklungen eliminiert werden, damit er nicht als Differentialstrom stört. Dieswurde früher durch Trenn-Hilfsstromwandler erreicht. Die Eliminierung desNullsystemkomponentenstroms erfolgt hier numerisch durch die EinstellungZSCurrSubtrWx=Aus oder Ein; es sind keine Hilfsstromwandler oder Nullsystem-Filter erforderlich. Stattdessen ist es notwendig, den Nullsystemkomponentenstromin jeder einzelnen Wicklung durch die korrekte Konfiguration der EinstellparameterZSCurrSubtrWx=Aus oder Ein zu eliminieren.

6.1.3.3 Verfahren zur Unterdrückung der Auswirkung des Einschaltstroms

Durch eine Kombination der Methoden zur Blockierung mittels der 2.Oberschwingung und der Kurvenform ist ein hochsicherer und hochstabiler Schutzgegen die Auswirkungen von Einschaltströmen möglich. Gleichzeitig bleibt die hoheLeistungsfähigkeit im Fall schwerer interner Fehler bestehen, auch wenn eineSättigung der Stromwandler vorliegen sollte. Beide Blockierungsverfahren werdenvom Gerät verwendet. Die Funktion zur Blockierung mittels der 2. Oberschwingungverfügt über einen einstellbaren Pegel. Wenn das Verhältnis der 2. Oberschwingungzur Grundfrequenz im Differentialstrom über dem eingestellten Grenzwert liegt, wirddas Auslösen des Differentialschutzes unterdrückt. Als Standardwert wird derParameter I2/I1Ratio = 15% empfohlen, sofern keine besonderen Gründe für eineandere Einstellung vorliegen.

6.1.3.4 Übererregungsschutz

Im Falle einer Übererregung des Transformators enthalten die Wicklungsströmeungeradzahlige Oberschwingungsanteile, da die bestehende Kurvenform relativsymmetrisch zur Zeitachse ist. Da die Ströme der 3. Oberschwingung nicht in dieDreieckswicklung fließen können, ist die 5. Oberschwingung die niedrigsteOberschwingung, die infolge einer Übererregung entstehen kann. DieDifferentialschutzfunktion wird mit einer Unterdrückung der 5. Oberschwingungbereitgestellt, um zu vermeiden, dass der Schutz während einer Übererregung desLeistungstransformators auslöst. Wenn das Verhältnis der 5. Oberschwingung zurGrundschwingung im Differentialstrom über einem einstellbaren Grenzwert liegt,wird das Auslösen des Differentialschutzes unterdrückt. Als Standardwert wird I5/



I1Ratio = 25 % empfohlen, sofern keine besonderen Gründe für eine andereEinstellung vorliegen.

Transformatoren, die wahrscheinlich Überspannungs- oderUnterfrequenzbedingungen ausgesetzt sind (z. B. Generator-Aufspanntransformatoren in Umspannwerken), sollten mit einem spannungs-/frequenzbasierten Übererregungsschutz ausgestattet sein, um ein Auslösen zugenerieren, bevor die thermischen Grenzwerte erreicht sind.

6.1.3.5 Cross-Blocking zwischen Leitern

Cross-Blocking bedeutet prinzipiell, dass einer der drei Leiter das Auslösen (d. h.Ansprechen) der übrigen beiden Leitern blockieren kann, und zwar aufgrund derEigenschaften des Differentialstroms in diesem Leiter (Kurvenform, 2. oder 5.Oberschwingung). Im Algorithmus steuert der Benutzer das Cross-Blockingzwischen den Leitern über den Einstellparameter CrossBlockEn. Wenn der ParameterCrossBlockEn auf Ein gesetzt ist, erfolgt ein Cross-Blocking zwischen den Leitern. Essind keine Zeiteinstellungen erforderlich, aber der Leiter mit dem Arbeitspunkt überder eingestellten Stabilisierungscharakteristik kann die beiden anderen Leiterblockieren, wenn er aufgrund eines der zuvor beschriebenen Kriterien selbst blockiertwird. Sobald der Arbeitspunkt dieses Leiters wieder unter derStabilisierungscharakteristik liegt, wird das Cross-Blocking unterbunden. Auf dieseWeise wird das Cross-Blocking zeitlich begrenzt. Dies ist der voreingestellte (undempfohlene) Einstellwert für diesen Parameter. Wenn der Parameter CrossBlockEnauf Aus gesetzt ist, ist das Cross-Blocking zwischen den Leitern deaktiviert.

6.1.3.6 Diskriminator für interne/externe Fehler

Die Funktion des Diskriminators für externe/interne Fehler basiert auf der relativenPosition der beiden Zeiger (im Fall eines Transformators mit zwei Wicklungen), diefür die Gegensystemstromzuflüsse W1 und W2 stehen, festgelegt durch denMatrixausdruck, siehe technisches Handbuch. Der Diskriminator führt praktischeinen Richtungsvergleich zwischen diesen beiden Zeigern durch.

Die Beträge für die beiden Zeiger müssen für einen Richtungsvergleich groß genugsein, um sicher auf einen Fehler schließen zu können. Andererseits darf diesesMinimum nicht zu hoch angesetzt werden, um eine ausreichende Empfindlichkeit desDiskriminators zu gewährleisten. Daher ist dieser Grenzwert (IminNegSeq) nur imBereich von 1 % bis 20 % des Differentialschutz-Basisstroms (IBase) einstellbar, wasin diesem Fall der Bemessungsstrom auf der Oberspannungsseite desLeistungstransformators ist. Der voreingestellte Wert ist 4 %. Nur wenn die Wertebeider Gegensystem-Stromzuflüsse über dem eingestellten Grenzwert liegen, wirddie relative Position zwischen diesen Zeigern geprüft. Wenn einer der beiden zuvergleichenden Gegensystem-Stromzuflüsse zu niedrig ist (einen geringeren Wert alsden für IMinNegSeq aufweist), wird kein Richtungsvergleich vorgenommen, um einemöglicherweise fehlerhafte Entscheidung zu vermeiden.

Diese Prüfung stellt auch die Stabilität des Algorithmus beim Einschalten desTransformators sicher. Wenn der geschützte Transformator eingeschaltet wird und



die Niederspannungsseite unter Last steht (z. B. bei einem Aufwärtstransformator ineinem Kraftwerk mit direkt angeschlossenem Hilfstransformator aufNiederspannungsseite), sollte der Wert für diese Einstellung um mindestens 12 %erhöht werden. Das ist erforderlich, um ein unerwünschtes Auslösen durch Stromflussauf Niederspannungsseite während des Einschaltens des Transformators zuvermeiden.

Die Einstellung NegSeqROA stellt den sogenannten Relais-Betriebswinkel (engl.Relay Operate Angle; ROA) dar, die Grenze zwischen internen und externenFehlerbereichen. Hier können Werte von ±30 Grad bis ±90 Grad in Schritten vonjeweils 1° ausgewählt werden. Voreingestellt sind ±60 Grad. Mit der Voreinstellung60 Grad wurde dem Aspekt Sicherheit der Vorzug gegenüber der Zuverlässigkeitgegeben. Sofern der Benutzer keinen zwingenden Grund für einen anderen Wert hat,sollten 60 Grad gewählt werden.

Wenn die oben genannten Bedingungen bezüglich der Werte erfüllt sind, vergleichtder Diskriminator den relativen Phasenwinkel zwischen denGegensystemstromzuflüssen von der Oberspannungs- und Niederspannungsseite desLeistungstransformators anhand der folgenden beiden Regeln :

• Wenn die Gegensystemstromzuflüssen von der Oberspannungs- undUnterspannungsseite gleichphasig sind oder sich im inneren Fehlerbereichbefinden, handelt es sich um einen internen Fehler.

• Wenn die Gegensystemstromzuflüssen von der Oberspannungs- undUnterspannungsseite um 180 Grad gegenphasig sind oder sich im innerenFehlerbereich befinden, handelt es sich um einen externen Fehler.

Ohne Sättigung des Stromwandlers beträgt der relative Winkel unter allen externenFehlerkonditionen theoretisch 180 Grad. Bei einem internen Fehler und ohneSättigung des Stromwandlers beträgt der Winkel idealerweise 0 Grad, aber aufgrundmöglicher unterschiedlicher Impedanzwinkel zwischen der Oberspannungs- undUnterspannungsseite des Leistungstransformators kann der tatsächliche Wert vondiesem idealen Wert leicht abweichen.

Der Diskriminator für interne/externe Fehler hat sich als sehr zuverlässig erwiesen.Wenn ein Fehler erkannt wurde, d. h. START-Signale durch gewöhnlichenDifferentialschutz gesetzt wurden, und der Diskriminator diesen Fehler als internenFehler charakterisiert, werden alle etwaigen Blockiersignale ignoriert, die vonOberschwingungs- oder Kurvenformblockierungen herrühren.

Wenn der Stabilisierungsstrom mehr als 110 % des Bezugsstroms (IBase) beträgt,wird der Gegensystemstrom-Grenzwert (IMinNegSeq) intern hochgesetzt. Dadurchwird sichergestellt, dass bei allen schwerwiegenderen internen Fehlern dieAntwortzeiten des Differentialschutzes unterhalb eines Netzzyklus (unter 20 ms bei50-Hz-System) bleiben. Selbst bei schwerwiegenden internen Fehlern mit hochgradiggesättigten Stromwandlern arbeitet dieser Differentialschutz korrekt unterhalb einesZyklus, da Oberschwingungs-Verzerrungen in den Differentialströmen nicht dieFunktionsschnelligkeit des Differentialschutz beeinträchtigen. Praktisch wird einnicht stabilisierter Betrieb für alle internen Fehler erreicht.



Bei Leistungstransformatoren treten externe Fehler mit einer Häufigkeit von 10 zu100 gegenüber internen Fehlern auf. Wenn eine Störung erkannt wurde und derDiskriminator den Fehler als externen Fehler charakterisiert hat, werden diezusätzlichen Kriterien an den Differentialalgorithmus gerichtet bevor dessenAuslösung zulässig ist. Dadurch ist eine hohe Stabilität des Algorithmus bei externenFehlern sichergestellt. Gleichzeitig ist die Differentialfunktion weiterhin in der Lage,bei auftretenden Fehlern schnell auszulösen.

Das Prinzip des Diskriminators für externe/interne Fehler lässt sich auch aufSpartransformatoren und Transformatoren mit drei Wicklungen erweitern. Wenn alledrei Wicklungen mit ihrem entsprechenden Netz verbunden sind, werden dreiRichtungsvergleiche durchgeführt. Jedoch sind nur zwei Vergleiche erforderlich, umdie Fehlerposition innerhalb der geschützten Zone korrekt zu bestimmen. Diemöglichen direkten Richtungsvergleiche sind: W1 - W2, W1 - W3 sowie W2 - W3.Die vom Diskriminator bei Leistungstransformatoren mit drei Wicklungenangewendete Regel lautet:

• Wenn alle Vergleiche einen internen Fehler anzeigen, handelt es sich um eineninternen Fehler.

• Wenn einer der Vergleiche einen externen Fehler anzeigt, handelt es sich umeinen externen Fehler.

Wenn eine der Wicklungen nicht angeschlossen ist, reduziert der Algorithmus denVorgang automatisch zur Zwei-Wicklungen-Version. Dennoch ist der gesamteLeistungstransformator einschließlich der nicht angeschlossenen Wicklunggeschützt.

6.1.3.7 Online-Kompensation für die Position des Laststufenschalters

Die Transformatordifferentialschutzfunktion (TW2PDIF für zwei Wicklungen undTW3PDIF für drei Wicklungen) im Gerät verfügt über eine integrierten Funktion zurOnline-Kompensation für das Auslösen des Laststufenschalters. DieKompensationsfunktion wird über die folgenden Parameter eingestellt, die unter denallgemeinen Einstellungen gewählt werden:

• Parameter LocationOLTC1 legt die Wicklung fest, an der sich der ersteLaststufenschalter (OLTC1) physisch befindet. Folgende Optionen sindverfügbar: Nicht benutzt / Wicklung 1 / Wicklung 2 / Wicklung 3. Bei Wahl desWertes Nicht benutzt geht der Differentialschutz davon aus, dass OLTC1 nichtvorhanden ist. Alle anderen Parameter im Zusammenhang mit dem erstenLaststufenschalter werden ignoriert.

• Parameter LowTapPosOLTC1 legt die unterste Stufe für OLTC1 fest(typischerweise Position 1).

• Parameter RatedTapOLTC1 legt die Bemessungsstufe (z. B. Mittelposition) fürOLTC1 fest (z. B. 11 bei einem OLTC mit 21 Positionen). Diese Stufe muss mitden für diese Wicklung eingestellten Nennstrom- und Nennspannungswertenübereinstimmen.



• Parameter HighTapPsOLTC1 legt die höchste Stufen für OLTC1 fest (z. B. 21 beieinem OLTC mit 21 Positionen).

• Parameter TapHighVoltTC1 legt die Stufe für OLTC1 fest, an der die höchsteLeerlaufspannung für diese Wicklung erhalten wird (z. B. Position mitmaximaler Anzahl an Windungen)

• Parameter StepSizeOLTC1 legt die Spannungsänderung pro OLTC1-Stufe fest(z. B. 1,5 %).

Die obigen Parameter gelten für OLTC1. Ähnliche Parameter sind für den zweitenLaststufenschalter (mit Kennung OLTC2 in den Parameterbezeichnungen) für einenDifferentialschutz für drei Wicklungen einzustellen.

6.1.3.8 Differentialstromalarm

Der Differentialschutz überwacht permanent die Höhe der Grundfrequenz-Differentialströme und gibt einen Alarm aus, wenn der voreingestellte Wert in allendrei Leitern überschritten wird. Diese Funktion kann genutzt werden, um dieIntegrität der Laststufenschalter-Kompensation innerhalb derDifferentialschutzfunktion zu überwachen. Der Grenzwert zur Alarmauslösung wirdüber den Einstellparameter IDiffAlarm festgelegt. Dieser Wert sollte so gewähltwerden, dass ein Auslösen erfolgt, wenn der am Laststufenschalter in derDifferentialschutzfunktion gemessene Wert um mehr als zwei Stufen von dertatsächlichen Position des Laststufenschalters abweicht. Für ein entsprechendesAuslöseverhalten wird für den Parameter IDiffAlarm die doppelte Laststufenschalter-Stufengröße gewählt (ein typischer Einstellwert ist z. B. 5 % bis 10 % desBasisstroms). Für die Verzögerungszeit, die durch den Parameter tAlarmDelayfestgelegt ist, wird ein doppelt so hoher Wert gewählt wie die Zeit zum mechanischenAnsprechen des Laststufenschalters (typischer Einstellwert ist z. B. 10 s).

6.1.3.9 Erkennung offener Stromwandler

Die Generatordifferentialschutzfunktion verfügt über eine integrierte erweiterteFunktion zu Erkennung von offenen Stromwandlern. Diese Funktion kann einunerwünschtes Auslösen durch die Generatordifferentialschutzfunktion bei einemoffenen Stromwandlersekundärkreis unter normalen Lastbedingungen verhindern. Eskann auch ein Alarmsignal an das Bedienpersonal der Schaltanlage ausgegebenwerden, damit dieses nach Erkennung des offenen Stromwandlers umgehendeMaßnahmen ergreifen kann.

Diese Funktion wird über die folgenden Parameter eingestellt:



• Einstellparameter OpenCTEnable aktiviert und deaktiviert diese Funktion.• Einstellparameter tOCTAlarmDelay legt die Verzögerungszeit fest, nach der das

Alarmsignal ausgegeben wird.• Einstellparameter tOCTReset legt die Verzögerungszeit fest, nach der die

Bedingung "Stromwandlerkreis offen" zurückgesetzt wird, nachdem diefehlerhaften Stromwandlerkreise repariert wurden.

• Sobald die Bedingung "Stromwandlerkreis offen" erkannt worden ist, werdensämtliche Differentialschutzfunktionen bis auf den unstabilisierten(unverzögerten) Differentialschutz gesperrt.

Die Ausgaben der im Zusammenhang mit der Bedingung "Stromwandlerkreis offen"stehenden Parameter sind nachfolgend aufgeführt:

• OpenCT: Offener Stromwandler erkannt• OpenCTAlarm: Alarm ausgegeben nach eingestellter Verzögerungszeit• OpenCTIN: Offener Stromwandler in Stromwandlergruppen-Eingängen (1 für

Eingang 1 und 2 für Eingang 2)• OpenCTPH: Offener Stromwandler mit Leiterinformation (1 für Leiter L1, 2 für

Leiter L2, 3 für Leiter L3)

6.1.3.10 Schutz gegen Schalten auf Kurzschluss

Die Transformatordifferentialschutzfunktion (TW2PDIF für zwei Wicklungen undTW3PDIF für drei Wicklungen) im Gerät verfügt über einen integrierten Schutzgegen Draufschaltfehler. Diese Funktion kann über den EinstellparameterSOTFMode aktiviert oder deaktiviert werden. Bei SOTFMode = Ein ist die Funktionaktiviert. Es ist zu beachten, dass es bei aktivierter Funktion nicht möglich ist, dieBlockierfunktion für die 2. Oberschwingung durch ein einfaches Einspeisen einesStroms mit überlagernder zweiter Oberschwingung zu testen. In diesem Falle würdedie Schutzfunktion ansprechen und den Differentialschutz auslösen. Jedoch wird dieDifferentialschutzfunktion bei tatsächlichen Einschaltvorgängen wie gewünscht voneinem Ansprechen abgehalten.

Weitere Informationen zum Auslöseprinzip des Schutzes gegen Schalten aufKurzschluss finden Sie im technischen Handbuch.

6.1.4 Beispiel für die Einstellung

6.1.4.1 Einleitung

Bereits seit Jahrzehnten wird der Differentialschutz für Leistungstransformatoreneingesetzt. Zur ordnungsgemäßen Anwendung des Differentialschutzes fürTransformatoren ist eine angemessene Kompensation erforderlich:



• für die Phasenverschiebung von Leistungstransformatoren (Kompensation vonSchaltgruppen)

• für die Differenz der Sekundärstromgröße der Stromwandler aufunterschiedlichen Seiten des geschützten Transformators(Verhältniskompensation)

• wenn eine Eliminierung der Nullsystemkomponentenströme vorgenommenwerden soll (Reduzierung des Nullsystemkomponentenstroms). Früher erfolgtedies durch Zwischenschalten von Stromwandlern oder eine spezielle Schaltungder Hauptstromwandler (dreieckgeschaltete Stromwandler). Mit dernumerischen Technologie können sämtliche dieser Kompensationen in derGeräte-Software vorgenommen werden.

Über den Differentialtransformatorschutz ist ein Differentialschutz für allestandardmäßigen dreiphasigen Leistungstransformatoren ohne jedesZwischenschalten von Stromwandlern möglich. Er ist dafür ausgelegt, dass alleHauptstromwandler in Sternschaltung verbunden sind. Dafür ist lediglich die Eingabeder Stromwandler-Bemessungsdaten und Leistungstransformator-Daten wie auf demTypenschild des Leistungstransformators angegeben erforderlich. DerDifferentialschutz nimmt dann automatisch den Ausgleich vor.

Dabei handelt es sich um die internen Kompensationen innerhalb derDifferentialfunktion. Die Daten des geschütztenLeistungstransformers werden immer so eingegeben, wie auf demTypenschild angegeben. Die Differentialfunktion korreliertselbstständig die Daten des Typenschilds und wählt geeignetenReferenzwicklungen.

Das Gerät kann jedoch auch in Anwendungsbereichen verwendet werden, in deneneinige der Hauptstromwandler in Dreieckschaltung angeschlossen sind. In diesenFällen sollte der Verhältniswert für den dreieckgeschalteten Hauptstromwandlerbewusst auf einen Faktor um √(3) = 1,732 mal keiner als das tatsächliche Verhältnisder Einzelphasen-Stromwandler gesetzt werden (beispielsweise statt 800/5 auf462/5). Bei einem Verhältnis von 800/2,88 A, das häufig in Dreieckschaltungenvorkommt, sollte der Verhältniswert im Gerät auf 800/5 gesetzt werden. Gleichzeitigsollte die Schaltgruppe des Leistungstransformators auf Yy0 gesetzt werden, da dasGerät intern keine Kompensation zur Verschiebung des Phasenwinkels vornehmensoll. Die notwendige Kompensation der Phasenwinkelverschiebung erfolgt externdurch den dreieckgeschalteten Hauptstromwandler. Für alle anderen Einstellungensollten die Werte identisch sein, unabhängig von den Hauptstromwandler-Schaltungen. Hinweis: Unabhängig von der Hauptstromwandler-Schaltung (im Sternoder Dreieckschaltung) können im Gerät Online-Lesevorgänge und eineautomatische Kompensation für die tatsächliche Laststufenschalterposition erfolgen.



6.1.4.2 Typische Haupt-Stromwandler-Schaltungen für denTransformatordifferentialschutz

Die drei typischsten Haupt-Stromwandler-Schaltungen, die für denTransformatordifferentialschutz genutzt werden, sind aus der Abbildung 38ersichtlich. Es wird angenommen, dass die Primärphasenfolge L1-L2-L3 ist.

IEC06000549 V1 DE

Abb. 38: Häufig genutzte Haupt-Stromwandler-Schaltungen für den Transformatordifferentialschutz

Für sterngeschaltete Hauptstromwandler gilt für die in das Gerät eingespeistenSekundärströme:

• sie sind direkt proportional zu den gemessenen Primärströmen,• sie sind mit den gemessenen Primärströmen in Phase,• sie enthalten alle symmetrischen Komponentenströme, einschließlich der

Nullsystemkomponentenströme.

Für die sterngeschalteten Hauptstromwandler sollten die Verhältniseigenschaften desHauptstromwandlers wie in der tatsächlichen Anwendung eingestellt werden. DerSternpunkt-Parameter für diese Sternschaltung, die in Abbildung 38 dargestellt ist,sollte auf zum Schutzobjekt gesetzt sein. Wenn für die sterngeschaltetenHauptstromwandler der Sternpunkt in Gegenrichtung des geschütztenTransformators gesetzt ist, sollte dieser Parameter auf vom Schutzobjekt gesetzt sein.

Für dreieckgeschaltete Hauptstromwandler mit DAC-Verbindung gilt für die in dasGerät eingespeisten Sekundärströme:



• sie sind um das √3-fache (1,732-mal) höher als die sterngeschaltetenStromwandler

• sie liegen um 30° hinter den primären Wicklungsströmen zurück (dieseStromwanderverbindung dreht den Strom um 30° im Uhrzeigersinn)

• sie enthalten keine Nullsystemkomponentenströme.

Für dreieckgeschaltete Hauptstromwandler mit DAC-Verbindung sollte dasVerhältnis auf einen Faktor um das √3-fache kleiner als das tatsächliche Verhältnisder einzelnen Leiterstromwandler gesetzt werden. Der StarPoint-Punkt-Parametersollte speziell für diese Verbindung auf zum Schutzobjekt gesetzt werden. Hinweis:Dreieckgeschaltete Hauptstromwandler mit DAC-Verbindung müssen exakt wiein Abbildung 38 dargestellt angeschlossen werden.

Für dreieckgeschaltete Hauptstromwandler mit DAB-Verbindung gilt für die in dasGerät eingespeisten Sekundärströme:

• sie sind um das √3-fache (1,732-mal) höher als die sterngeschaltetenStromwandler

• sie eilen um 30° den primären Wicklungsströmen voraus (dieseStromwanderverbindung dreht den Strom um 30° gegen den Uhrzeigersinn)

• sie enthalten keine Nullsystemkomponentenströme.

Für dreieckgeschaltete Hauptstromwandler mit DAB-Verbindung sollte dasVerhältnis im RET 670 auf einen Faktor um das √3-fache kleiner als das tatsächlicheVerhältnis der einzelnen Leiterstromwandler gesetzt werden. Der Sternpunkt-Parameter sollte speziell für diese Verbindung auf zum Schutzobjekt gesetzt werden.Hinweis: Dreieckgeschaltete Hauptstromwandler mit DAB-Verbindung müssenexakt wie in Abbildung 38 dargestellt angeschlossen werden.

Ausführlichere Informationen zu den Stromwandler-Dateneinstellungen finden Sie inden drei Applikationsbeispielen im Abschnitt "Anwendungsbeispiele".

6.1.4.3 Anwendungsbeispiele

Nachstehend sind drei Applikationsbeispiele angeführt. Für jedes dieser Beispielewerden zwei Differentialschutz-Lösungen aufgezeigt:

• Bei der ersten Lösung sind alle Hauptstromwandler im Stern verbunden.• Die zweite Lösung zeigt eine Dreiecksverbindung für den Hauptstromwandler an

die Y-Anschlussseiten (d. h. Sternschaltung) des geschütztenLeistungstransformators.

Für jede Differentialschutz-Lösung werden die folgenden Einstellungen gegeben:

1. Eingangs-Stromwandlerkanäle der Transformator-Eingangsmodule.2. die allgemeinen Einstellungen für den Transformatordifferentialschutz, wo

spezifische Daten zum geschützten Leistungstransformator einzugeben sind.



Abschließend wird die Einstellung für die Differentialschutz-Kennlinie für alledargestellten Applikationen angegeben.

Beispiel 1: Stern-Dreiecksgeschalteter Leistungstransformator ohneStufenschalterDie Abbildung 39 zeigt Übersichtsschaltbilder für zwei mögliche Lösungen in Bezugauf diesen Typ Leistungstransformator mit allen relevanten Applikationsdaten.

Stromwandler 300/5

in Delta(DAC)

Stromwandler 800/5Stern

20,9 MVA69/12,5 kV

YNd1(YDAC)



20,9 MVA69/12,5 kV

YNd1

(YDAC)


IEC06000554 V1 DE

Abb. 39: Zwei Lösungen für Differentialschutz für Leistungstransformator mitStern-Dreicksverbindung

Für diesen speziellen Leistungstransformator sind die 69-kV-seitigen Leiter-Erde-Spannungen ohne Last über 30 Grad mit 12,5-kV-seitigen Leiter- Erde-Spannungenohne Last verbunden. Wenn daher die Kompensation der externenPhasenwinkelverschiebung durch eine Dreieckschaltung an den HS-Hauptstromwandlern erfolgt, wie in Abbildung 39 auf der rechten Seite dargestellt,muss sichergestellt sein, dass der oberspannungsseitige Strom um 30 Grad imUhrzeigersinn gedreht wird. Daher muss die DAC-Stromwandler-Dreiecksverbindung für 69-kV-Stromwandler verwendet werden, um den Strom für69 kV bzw. 12,5 kV phasengleich zu setzen.

Zur ordnungsgemäßen Anwendung des Geräts für diesen Leistungstransformator istFolgendes erforderlich:



1. Überprüfen Sie, dass Ober- und Niederspannungs-Stromwandler an die 5-A-Stromwandlereingänge des Geräts angeschlossen sind.

2. Für die zweite Lösung sicherstellen, dass die dreieckgeschalteten OS-Stromwandler DAC-verbunden sind.

3. Stellen Sie die sterngeschalteten Stromwandler sicher, sie sternförmig (d. h.geerdet) in Richtung/Gegenrichtung des geschützten Transformators geschaltet sind.

4. Geben Sie die folgenden Einstellungen für alle drei Stromwandler-Eingangskanäleein, die für die US-seitigen Stromwandler genutzt werden. Siehe Tabelle 7.

Tabelle 7: Für die US-seitigen Stromwandler genutzte Stromwandler-Eingangskanäle

Einstellparameter Ausgewählter Wert für beide LösungenCTprim 800

CTsec 5

CTStarPoint Zum Schutzobjekt

5. Geben Sie die folgenden Einstellungen für alle drei Stromwandler-Eingangskanäleein, die für die OS-seitigen Stromwandler genutzt werden. Siehe Tabelle 8.

Tabelle 8: Für die OS-seitigen Stromwandler genutzte CT-Eingangskanäle

Einstellparameter Gewählter Wert für Lösung 1(sterngeschalteter Stromwandler)

Gewählter Wert für Lösung 2(Stromwandler mit Dreiecks‐schaltung)

CTprim 300 300173

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint Vom Schutzobjekt weg Zum Schutzobjekt

Zur Kompensation von dreieckgeschalteten Stromwandlern siehe Gleichung 15.

6. Geben Sie folgende Werte für die allgemeinen Einstellungen derDifferentialschutzfunktion des Transformators ein, siehe Tabelle 9.

Tabelle 9: Allgemeine Einstellungen der Differentialschutz-Funktion



Nennspannung W1 69 kV 69 kV

Nennspannung W2 12,5 kV 12,5 kV

Nennstrom W1 175 A 175 A







Schaltungstyp W1 STERN (Y) STERN (Y)

Schaltungstyp W2 Dreieck = d Stern=y 1)

ClockNumberW2 1 [30 Grad nach] 0 [0 Grad] 1)

ZSCurrSubtrW1 Ein Aus 2)

ZSCurrSubtrW2 Aus Aus

TconfigForW1 Nein Nein


LocationOLTC1 Nicht benutzt Nicht benutzt

Weitere Parameter Für diese Applikation nicht rele‐vant. Vorgabewert benutzen.

Für diese Applikation nicht re‐levant. Vorgabewert benut‐zen.

1)Zur Kompensation von dreieckgeschalteten Stromwandler2) Nullsystemkomponentenstrom ist bereits durch Dreieckschaltung der Haupt-Stromwandler entfernt

Dreiecks-Stern-geschalteter Leistungstransformator ohneStufenschalterDie Abbildung 40 zeigt Übersichtsschaltbilder für zwei mögliche Lösungen in Bezugauf diesen Typ Leistungstransformator mit allen relevanten Applikationsdaten.



Stromwandler 1500/5in Delta(DAB)


60 MVA115/24,9 kV

Dyn1(DABY)



60 MVA115/24,9 kV

Dyn1(DABY)


IEC06000555 V1 DE

Abb. 40: Zwei Differentialschutz-Lösungen für Dreieck-Stern-geschalteteLeistungstransformator

Für diesen speziellen Leistungstransformator sind die 115-kV-seitigen Leiter-Erde-Spannungen ohne Last mit über 30 Grad mit 24,9-kV-seitigen Leiter-Erde-Spannungen ohne Last verbunden. Wenn daher die Kompensation der externenPhasenwinkelverschiebung durch eine Dreieckschaltung an den 24,9-kV-Hauptstromwandlern erfolgt, wie in Abbildung 40 auf der rechten Seite dargestellt,muss sichergestellt sein, dass der 24,9-kV-Strom um 30 Grad gegen denUhrzeigersinn gedreht wird. Daher muss die DAB-Stromwandler-Dreiecksverbindung (siehe Abbildung 40) für 24,9-kV-Stromwandler verwendetwerden, um den Strom für 115 kV bzw. 24,9 kV phasengleich zu setzen.

Zur ordnungsgemäßen Anwendung des Geräts für diesen Leistungstransformator istFolgendes erforderlich:

1. Überprüfen Sie, dass Ober- und Niederspannungs-Stromwandler an die 5-A-Stromwandlereingänge des Geräts angeschlossen sind.

2. Für die zweite Lösung sicherstellen, dass die dreieckgeschalteten US-Stromwandler DAB-verbunden sind.

3. Stellen Sie für die sterngeschalteten Stromwandler sicher, sie sternförmig (d. h.geerdet) in Richtung/Gegenrichtung des geschützten Transformators geschaltet sind.




Tabelle 10: Für die OS-seitigen Stromwandler genutzte Stromwandler-Eingangskanäle

Einstellparameter Ausgewählter Wert für beide LösungenCTprim 400

CTsec 5

CTStarPoint Zum Schutzobjekt

5. Geben Sie die folgenden Einstellungen für alle drei Stromwandler-Eingangskanäleein, die für die US-seitigen Stromwandler genutzt werden. Siehe Tabelle "Für die US-seitigen Stromwandler genutzte Stromwandler-Eingangskanäle".

Für die US-seitigen Stromwandler genutzte Stromwandler-EingangskanäleEinstellparameter Gewählter Wert für Lösung 1

(sterngeschalteter Stromwandler)Gewählter Wert für Lösung 2(Stromwandler mit Dreiecks‐schaltung)

CTprim 1500 1500866

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint Zum Schutzobjekt Zum Schutzobjekt


6. Geben Sie die folgenden Wert für die allgemeinen Einstellungen derDifferentialschutz-Funktion ein. Siehe Tabelle 11.

Tabelle 11: Allgemeine Einstellungen des Differentialschutzes

Einstellparameter Ausgewählter Wert für Lösung 1(sterngeschalteter Stromwandler)

Ausgewählter Wert für Lösung2 (dreieckgeschalteter Strom‐wandler)





Schaltungstyp W1 Dreieck (D) STERN (Y) 1)

Schaltungstyp W2 Stern=y Stern=y

ClockNumberW2 1 [30 Grad nach] 0 [0 Grad] 1)

ZSCurrSubtrW1 Aus Aus

ZSCurrSubtrW2 Ein Ein 2)




Einstellparameter Ausgewählter Wert für Lösung 1(sterngeschalteter Stromwandler)

Ausgewählter Wert für Lösung2 (dreieckgeschalteter Strom‐wandler)



LocationOLTC1 Nicht benutzt Nicht benutzt


Für diese Applikation nicht re‐levant. Vorgabewert benut‐zen.

1) Zur Kompensation von dreieckgeschalteten Stromwandler2) Nullsystemkomponentenstrom ist bereits durch Dreieckschaltung der Haupt-Stromwandler entfernt.

Stern-Stern-geschalteter Leistungstransformator mitLaststufenschalter und Tertiär-Dreieckswicklung ohne LastDie Abbildung 41 zeigt Übersichtsschaltbilder für zwei mögliche Lösungen in Bezugauf diesen Typ Leistungstransformator mit allen relevanten Applikationsdaten. Es istzu beachten, dass dieses Beispiel auch auf den Schutz von Spartransformatoren mitunbelasteten tertiären Dreieckswicklungen angewendet werden kann.

Stromwandler

500/5

Stern

31,5/31,5/(10,5) MVA

110±11×1,5% /36,75/(10,5) kV

YNyn0(d5)

Stromwandler

200/1

Stern

Stromwandler

500/5

in Delta

(DAB)

31,5/31,5/(10,5) MVA

110±11×1,5% /36,75/(10,5) kV

YNyn0(d5)

Stromwandler

200/1

in Delta

(DAB)


IEC06000558 V1 DE

Abb. 41: Zwei Differentialschutz-Lösungen für einen Stern-Stern-geschalteten Transformator

Für diesen speziellen Leistungstransformator sind die 110-kV-seitigen Leiter-Erde-Spannungen ohne Last exakt in Phase mit den 36,75-kV-seitigen Leiter-Erde-Spannungen ohne Last. Wenn daher die Kompensation der externenPhasenwinkelverschiebung durch eine Dreieckschaltung an denHauptstromwandlern erfolgt, müssen beide Stromwandler identisch angeschlossensein (d. h. entweder beide DAC oder beide DAB, wie in Abbildung 41 auf der rechten



Seite dargestellt), um den Strom für 110 kV bzw. 36,75 kV jeweils phasengleich zusetzen.

Für eine ordnungsgemäße Anwendung des Geräts für diesen Leistungstransformatorist Folgendes erforderlich:

1. Überprüfen Sie, dass Oberspannungs-Stromwandler an die 1-A-Stromwandlereingänge des Geräts angeschlossen sind.

2. Überprüfen Sie, dass Niederspannungs-Stromwandler an die 5-A-Stromwandlereingänge des Geräts angeschlossen sind.

3. Stellen Sie für über Dreiecksschaltung verbundene Stromwandler sicher, dass beideStromwandler identisch geschaltet sind (d. h. entweder beide DAC oder beide DAB).

4. Stellen Sie für die sterngeschalteten Stromwandler sicher, sie sternförmig (d. h.geerdet) in Richtung oder Gegenrichtung des geschützten Transformators geschaltetsind.


Tabelle 12: Für die OS-seitigen Stromwandler genutzte Stromwandler-Eingangskanäle

Einstellparameter Ausgewählter Wert für Lösung 1(sterngeschaltete Stromwandler)

Ausgewählter Wert für Lösung 2(dreieckgeschaltete Stromwand‐ler)

CTprim 200 200115

3=


CTsec 1 1

CTStarPoint Vom Schutzobjekt weg Zum Schutzobjekt


6. Geben Sie die folgenden Einstellungen für alle drei Stromwandler-Eingangskanäleein, die für die US-seitigen Stromwandler genutzt werden.

Tabelle 13: Für die US-seitigen Stromwandler genutzte Stromwandler-Eingangskanäle

Einstellparameter Ausgewählter Wert für Lösung 1(sterngeschaltet)

Ausgewählter Wert für Lösung 2(dreieckgeschaltet)

CTprim 500 500289

3=


CTsec 5 5

CTStarPoint Zum Schutzobjekt Zum Schutzobjekt




7. Geben Sie die folgenden Wert für die allgemeinen Einstellungen derDifferentialschutz-Funktion ein. Siehe Tabelle. 14

Tabelle 14: Allgemeine Einstellungen der Differentialschutz-Funktion

Einstellparameter Ausgewählter Wert für Lösung 1(sterngeschaltet)

Ausgewählter Wert für Lösung 2(dreieckgeschaltet)





Schaltungstyp W1 STERN (Y) STERN (Y)

Schaltungstyp W2 Stern=y Stern=y

ClockNumberW2 0 [0 Grad] 0 [0 Grad]





LocationOLT1 Wicklung 1 (W1) Wicklung 1 (W1)

LowTapPosOLTC1 1 1

RatedTapOLTC1 12 12

HighTapPsOLTC1 23 23

TapHighVoltTC1 23 23

StepSizeOLTC1 1.5% 1.5%


Für diese Applikation nicht rele‐vant. Vorgabewert benutzen.

1) Nullsystemkomponentenstrom ist bereits durch Dreieckschaltung der Haupt-Stromwandler entfernt.

6.1.4.4 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen

Das Gerät kann für den Differentialschutz von dreiphasigenLeistungstransformatoren verwendet werden, wobei die Hauptstromwandlerentweder in einer Sternschaltung oder Dreieckschaltung verbunden werden können.Allerdings wurde bei der Entwicklung des Geräts die Annahme zugrunde gelegt, dassalle Hauptstromwandler über eine Sternschaltung verbunden sind. Das Gerät kann inAnwendungsbeeichen eingesetzt werden, bei denen die Hauptstromwandler in einerDreieckschaltung verbunden sind. Bei diesen Anwendungen ist Folgendes zuberücksichtigen:



1. Das Stromwandlerübersetzungsverhältnis in einer Dreieckschaltung ist um denFaktor √(3) = 1,732 kleiner als das jeweilige individuelle Leiter-Stromwandlerübersetzungsverhältnis einzustellen.

2. Die Leistungstransformator-Schaltgruppe ist in der Regel auf Yy0 einzustellen,da die Kompensation der tatsächlichen Leistungstransformator-Schaltgruppedurch die externe Stromwandler-Dreieckschaltung geleistet wird.

3. Der Nullsystemkomponentenstrom wird durch die Hauptstromwandler-Dreieckschaltung eliminiert. Auf den Seiten, an denen Stromwandler in einerDreieckschaltung verbunden sind, ist daher die Eliminierung derNullsystemkomponentenströme im Gerät auf Aus zu stellen.

Die nachstehende Tabelle gibt eine Übersicht über die weltweit am häufigstenverwendeten Stern-Dreieck-Schaltgruppen und enthält Angaben zur erforderlichenArt der Hauptstromwandler-Dreieckschaltung auf den Sternseiten des geschütztenStromwandlers.

IEC-Schaltgruppe Zeigerdiagramm für Leer‐spannung im Mitsystem

Erforderliche Dreieckstromwandler-Anschlussva‐riante an der Stern-Seite des geschützten Leis‐tungstransformators und Einstellung der internenSchaltgruppe des Geräts

YNd1Y

IEC06000559 V1 DE

DAC/Yy0

Dyn1

Y

IEC06000560 V1 DE

DAB/Yy0

YNd11Y

IEC06000561 V1 DE

DAB/Yy0




IEC-Schaltgruppe Zeigerdiagramm für Leer‐spannung im Mitsystem

Erforderliche Dreieckstromwandler-Anschlussva‐riante an der Stern-Seite des geschützten Leis‐tungstransformators und Einstellung der internenSchaltgruppe des Geräts

Dyn11

Y

IEC06000562 V1 DE

DAC/Yy0

YNd5 Y

IEC06000563 V1 DE

DAB/Yy6

Dyn5

YIEC06000564 V1 DE

DAC/Yy6

6.2 Einsystemiger Hochimpedanz-DifferentialschutzHZPDIF

6.2.1 Kennung

Funktionsbeschreibung IEC 61850 Identifi‐zierung

IEC 60617 Identifi‐zierung


Einsystemiger Hochimpedanz-Differen‐tialschutz HZPDIF Id

SYMBOL-CC V2 EN

87



6.2.2 Anwendung

Der einsystemige Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFkann verwendetwerden als:

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

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

Drosselspulenwicklungen• Eingeschränkter Erdfehlerschutz

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



3·Id

3·IdId

3·Id

3·Id

G

3·Id


IEC05000163 V4 EN



3·Id

Z<

3·Id

Z<


IEC05000738 V3 EN

Abb. 42: Verschiedene Anwendungen eines einsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutzes HZPDIF

6.2.2.1 Die Grundlagen des Hochimpedanzprinzips

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

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



Id


R

Metrosil

IEC05000164 V3 DE

Abb. 43: Anwendungsbeispiel für einen Hochimpedanz-Erdfehlerschutz

Bei einem Durchgangsfehler kann ein Stromwandler sich sättigen, während dieanderen Stromwandler weiterhin Strom einspeisen. In solchen Fällen wird eineSpannung im Messzweig aufgebaut. Die Berechnungen erfolgen nach einem Worst-Case-Szenario für eine Mindest-Ansprechspannung UR entsprechend der Gleichung19

( )maxUR IF Rct Rl> × +EQUATION1531 V1 DE (Gleichung 19)

wobei

IFmax ist der maximale Durchgangsfehlerstrom auf der Sekundärseite des Stromwandlers

Rct ist der Stromwandler-Sekundärwicklungswiderstand und

Rl ist der maximale Schleifenwiderstand des Kreises an allen Stromwandlern.



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

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

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

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

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

Die unten aufgeführten Tabellen 15, 16 zeigen die Auslöseströme der verschiedenenEinstellungen von Ansprechspannungen und ausgewählten Widerstände. Je nachAnwendung sind die Einstellungen entsprechend der Tabellen 15, 16 oder auf Wertedazwischen vorzunehmen.

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

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



Tabelle 15: 1-A-Kanäle: Eingang mit einer Mindestauslösung bis 20 mA

Ansprech‐spannungU>Trip

Stabilisie‐rungswider‐stand R inOhm

Auslösest‐romwert 1 A





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

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

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

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

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

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

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

Tabelle 16: 5-A-Kanäle: Eingang mit einer Mindestauslösung bis 100 mA

Ansprech‐spannungU>Trip

Stabilisie‐rungswider‐stand R1 inOhm






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

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

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

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

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

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

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

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

Wurde der Wert R ausgewählt und der Wert U>Trip wurde eingestellt, dann kann dieEmpfindlichkeit des Schemas IP berechnet werden. Die Empfindlichkeit des Gerätswird über den Gesamtstrom im Kreis entsprechend der Gleichung 20 bestimmt.

( )IP n IR Ires lmag= × + + åEQUATION1747 V1 DE (Gleichung 20)

wobei

n ist das Stromwandlerübersetzungsverhältnis

IP Primärstrom beim Anregen des Geräts,

IR Geräte-Anregestrom (U>Trip/SeriesResistor)

Ires ist der Durchgangsstrom des Spannungsbegrenzers und

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



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

Die Charakteristik des spannungsabhängigen Widerstands (Metrosil) ist inAbbildung 50 dargestellt.

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



I>

R

Rres

Rl

Rct Rct

Rl

UR

a) Durch Laststrom

b) Durch Störung

UR

UR

c) Interne Fehler

UR

Geschütztes Objekt


IEC05000427 V2 DE

Abb. 44: Das Prinzip des Hochimpedanz-Differentialschutzes an einem Leitermit zwei Stromwandler-Eingängen



6.2.3 Anschlussbeispiele für Hochimpedanz-Differentialschutz

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

6.2.3.1 Verbindungen für dreisystemigen Hochimpedanzdifferentialschutz

Generator-, Drosselspulen- oder Sammelschienendifferentialschutz sind typischeAnwendungen für den dreisystemigen Hochimpedanz-Differentialschutz. TypischeStromwandler-Anschlüsse für den dreisystemigen Hochimpedanz-Differentialschutzschema sind in Abbildung 45 dargestellt.

L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

Geschütztes Objekt

Stromwandler

1200/1

Sternschaltung/

Sternpunkt

verbunden

L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

Stromwandler

1200/1

Sternschaltung/

Sternpunkt

verbunden

7

8

91

01

11

2

1

2

3

4

5

6

AI01

(I)

AI02

(I)

AI03

(I)

AI04

(I)

AI05

(I)

AI06

(I)

7

6

X1

R4

R5

R6

12

12

12

11 12 13 14

U U U R1

13

4

2

13

R2

2

4

13

R3

2

4

1 2 3 4 5 6 7

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

3-Ph-Platte mit Metrosils und Widerständen

2

3

5

4

X X

L1 (A)

L2 (B)

L3 (C)

N

1

IED

IEC07000193_4_en.vsd

AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000193 V4 DE

Abb. 45: Stromwandler-Anschlüsse für Hochimpedanz-Differentialschutz



Pos. Beschreibung

1 Erdungskonzept

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

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

3 Für die Metrosilgruppe erforderliche Anschlüsse.

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

5 Für die Einstellwiderstände erforderliche Anschlüsse.

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

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

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

6.2.3.2 Anschlüsse für den einsystemigen Hochimpedanz-DifferentialschutzHZPDIF

Der Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF ist eine typische Anwendung für deneinsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF. Typische Stromwandler-Anschlüsse für ein hochimpedanzbasiertes REFPDIF Schutzschema sind inAbbildung 46 dargestellt.



L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

Geschütztes Objekt

Stromwandler

1500/5

Sternschaltung/

Sternpunkt

verbunden

7

8

9

10

11

12

1

2

3

4

5

6

AI01 (I)

AI02 (I)

AI03 (I)

AI04 (I)

AI05 (I)

AI06 (I)

6

IED

X1

R1

12

4 5

U R2

13

4

2

1 2 3

N

1-Ph-Platte mit Metrosil und Widerstand

2

3

5

4

N

L1

(A)

L2

(B)

L3

(C)

CT

15

00

/51


AI3P

AI1

AI2

AI3

AI4

AIN

SMAI2

BLOCK

^GRP2L1

^GRP2L2

^GRP2L3

^GRP2N

TYPE

IEC07000194 V4 DE

Abb. 46: Stromwandler-Anschlüsse für den Erdfehlerdifferentialschutz

Pos. Beschreibung

1 Erdungsschema

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

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

3 Für den Metrosil erforderliche Anschlüsse.

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

5 Für den Stabilisierungswiderstand erforderliche Anschlüsse.

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


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

6.2.4.1 Konfiguration

Die Konfiguration erfolgt mit dem Anwendungskonfigurations-Tool.



6.2.4.2 Einstellungen der Schutzfunktion

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

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

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

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

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

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

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

6.2.4.3 T-Zuleitungsschutz

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



oftmals erforderlich, den Abgang mit einem Schema zu schützen, während die T-Zone mit einem anderen Differentialschutzschema geschützt wird. Die einphasigeHochimpedanz-Differentialschutzfunktion HZPDIF in der IED ermöglicht dies aufeffiziente Weise, siehe Abbildung 47.



3·Id


IEC05000165 V2 EN

3·Id


IEC05000739 V2 EN

Abb. 47: Das Schutzschema mit der Hochimpedanz-Schutzfunktion für den T-Abgang



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

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

Beispiel für die EinstellungGrunddaten: Stromwandler-Übersetzungs‐verhältnis:

2000/1 A

Wandlerklasse: 20 VA 5P20

Sekundärwiderstand: 6,2 Ohm

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

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

Berechnung:


Als Einstellung U>Trip =200 V auswählen.

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

( )5 20 6.2 20 524E P V> + × =


d. h., größer als 2 ˣ U>Trip

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



Berechnen Sie die Primärempfindlichkeit bei Ansprechspannung mithilfe derfolgenden Gleichung.

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

1100 0 20 0 3 10 60 10 275

3


wobei

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

10 mA ist der von jedem Wandler gezogene Strom.

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

Der Magnetisierungsstrom für den verfügbaren Stromwandlerkernen aus derMagnetisierungskurve wird ermittelt. Es wird der Stromwert bei U>Trip genommen.Für den Maximalspannungswert des spannungsabhängigen Widerstandsstroms wird200 ˣ √2 verwendet. Der Stromeffektivwert wird dann durch Division des aus derMetrosil-Kurve erhaltenen Stromwerts mit √2 errechnet. Zu verwenden ist dann derMaximalwert aus der Metrosil-Kurve gemäß Abbildung 50

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

6.2.4.4 Drosselspulenschutz

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



3·Id


IEC05000176 V3 EN

Abb. 48: Anwendung eines einsystemigen Hochimpedanz-Differentialschutzes HZPDIF bei einerDrosselspule

Beispiel für die Einstellung

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



Spannungen weit oberhalb der Auslegungsgrenzwerte induziertwerden können.

Grunddaten: Stromwandler-Überset‐zungsverhältnis:

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

Wandlerklasse: 10 VA 5P20


Zuleitungschleifenwider‐stand:

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

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

Berechnung:

UR > × + =800

100 50 26 0 4 26 4

/( . . ) ,


Wählen Sie die Einstellung U>Trip = 30 V.

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

U CT Saturation V_ _ .> +

× × =

10

250 26 20 5 66


d. h., größer als 2 ˣ U>Trip.

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

Zur Berechnung der Empfindlichkeit bei Ansprechspannung dient Gleichung 26, dieeinen annehmbaren Wert liefert. Eine etwas geringere Empfindlichkeit kann durcheinen niedrigeren Widerstandswert gewählt werden.

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

5100 0 5 0 2 100 60 10 5

3


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



Für den Maximalspannungswert des spannungsabhängigen Widerstandsstroms wird30 ˣ √2 verwendet. Der Stromeffektivwert wird dann durch Division des aus derMetrosil-Kurve erhaltenen Stromwerts mit √2 errechnet. Der Maximalwert aus derMetrosil-Kurve gemäß Abbildung 50 ist dann zu verwenden.

6.2.4.5 Erdfehlerdifferentialschutz

Bei niederohmig geerdeten Systemen wird der Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF häufig als Ergänzung des normalenTransformatordifferentialschutzes bereitgestellt. Der Vorteil vonErdfehlerdifferentialschutzfunktionen ist die hohe Empfindlichkeit bei internenErdfehlern in der Transformatorwicklung. So lässt sich eine Empfindlichkeit von2-8 % erreichen, während normale Differentialschutzfunktionen eineEmpfindlichkeit von 20-40 % aufweisen. Die Hochimpedanz-Empfindlichkeit derHochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutzfunktion hängt von den Stromwandler-Magnetisierungsströmen ab.

Der Anschluss einer Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutzfunktion ist inAbbildung 49 dargestellt. Sie ist mit jeder direkt oder niederohmig geerdetenTransformatorwicklung verbunden.

Id


IEC05000177 V2 EN

Abb. 49: Anwendung der Funktion HZPDIF als eine Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutzfunktion für eine sterngeschalteteWicklung eines YNd-Transformators

Einstellungsbeispiel

Es wird empfohlen, die höchste Stufe am Stromwandler zuverwenden, wenn ein Hochimpedanz-Differentialschutz zum Einsatzkommt. Dies hilft, die maximale Kapazität des Stromwandlers zunutzen, den Strom zu minimieren und dadurch denKonstantspannungsgrenzwert abzusenken. Ein weiterer Aspekt ist,



dass die bei internen Fehlern erzeugte Spannung an der gewähltenAnzapfung von dem nichtlinearen Widerstand begrenzt wird, jedochan den ungenutzten Anzapfungen aufgrund von AutotransformationSpannungen weit oberhalb der Auslegungsgrenzwerte induziertwerden können.

Basisdaten: Bemessungsstrom in der Oberspannungs-Wicklung des Transformators:

250 A

Stromwandlerübersetzungsverhältnis: 300/1 A (Hinweis: Muss an allen Standorten identischsein.)

Stromwandlerklasse: 10 VA 5P20


Kabelschleifenwiderstand: <50 m 2,5 mm2 (eine Richtung) ergibt 2 ˣ 0,4 Ohm bei75 °C

Max. Fehlerstrom: Der maximale Durchgangsfehlerstrom ist durch dieTransformator-Reaktanz begrenzt; 15 ˣ Bemessungs‐strom des Transformators wählen.

Berechnung:

( )25015 0.66 0.8 18.25

300UR V> × × + =


Wählen Sie die Einstellung U>Trip = 40 V.

Die Sättigungsspannung des Stromwandlers bei 5 % Fehler kann grob mittels der Bemessungswerteberechnet werden.

( )5 10 0.66 20 213.2E P V> + × =


d. h., größer als 2 ˣ U>Trip

Kontrollieren Sie in der Tabelle mit ausgewählten Widerstände den zu verwendendenReihenschaltungs-Stabilisierungswiderstandswert. Da diese Anwendung besondersempfindlich sein muss, sollte ein SeriesResistor = 1000 Ohm gewählt werden, durchden das Gerät einen Strom von 40 mA erhält.

Zur Berechnung der Empfindlichkeit bei Ansprechspannung dient Gleichung 29. Sieist geeignet, da sich dabei ca. 10 % minimaler Auslösestrom ergeben.

IP approx A= × ° + ° + × − °( ) × ≤−300

540 0 5 0 4 20 60 10 33

3




Der Magnetisierungsstrom für den verfügbaren Stromwandlerkernen aus derMagnetisierungskurve wird ermittelt. Es wird der Stromwert bei U>Trip genommen.Für den Maximalspannungswert des spannungsabhängigen Widerstandsstroms wird40 ˣ √2 verwendet. Der Stromeffektivwert wird dann durch Division des aus derMetrosil-Kurve erhaltenen Stromwerts mit √2 errechnet. Der Maximalwert aus derMetrosil-Kurve gemäß Abbildung 50 ist dann zu verwenden.

6.2.4.6 Alarmpegel

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

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

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

Die Metrosil-Auslösecharakteristik wird in der nachfolgenden Abbildung gezeigt.



IEC05000749 V1 DE

Abb. 50: Entsprechend der Strom-Spannungs-Charakteristiken für die nicht linearen Widerstände beträgtim Bereich von 10 - 200 V der durchschnittliche Strom: 0,01-10 mA

6.3 Generator-Differentialschutz GENPDIF




Generator-Differentialschutz GENPDIF

Id>

SYMBOL-NN V1 DE

87G

6.3.2 Anwendung

Ein Kurzschluss zwischen den Leitern der Statorwicklungen verursacht imNormalfall sehr große Fehlerströme. Der Kurzschluss kann zu Schäden an derIsolierung, den Wicklungen und dem Statorkern führen. Die hohenKurzschlussströme führen zu hohen Stromkräften, die zur Beschädigung der übrigenTeile des Kraftwerks, wie Turbine und Generator-Turbinen-Welle, führen können.Der Kurzschluss kann auch eine Explosion und ein Feuer verursachen. Wenn in einemGenerator ein Kurzschluss auftritt, entsteht ein Schaden. Die Schwere und somit dieReparaturdauer sind vom Grad des Schadens abhängig, der wiederum im hohen Maßevon der Fehlerzeit abhängig ist. Eine schnelle Beseitigung solcher Fehler ist somit von



höchster Wichtigkeit, um Schäden und somit den wirtschaftlichen Schaden zubegrenzen.

Um die Schäden in Verbindung mit Kurzschlüssen bei Statorwicklungen zubegrenzen, muss der Fehler schnellstmöglichst behoben werden. DieFehlerstromzuflüsse vom externen Netz (über den Generator und/oder denBlockleistungsschalter) und vom Generator selbst müssen schnellstmöglichstgetrennt werden. Es ist extrem wichtig, die mechanische Leistung an der Turbineschnell zu verringern. Wenn der Generator in der Nähe anderer Generatoren an daselektrische Netz angeschlossen ist, muss eine rasche Fehlerabschaltung zur Erhaltungder dynamischen Stabilität der störungsfreien Generatoren vorgenommen werden.

Normalerweise ist der Kurzschluss-Fehlerstrom sehr hoch, d.h., erheblich größer alsder Bemessungsstrom des Generators. Es besteht die Gefahr, dass zwischen denLeitern, die sich in der Nähe des Neutralpunktes des Generators befinden, ein Fehlerereignet, der zu einem relativ kleinen Fehlerstrom führt. Der Fehlerstrom, der vomGenerator selbst gespeist wird, kann auch wegen einer schwachen Erregung desGenerators klein sein. Dies ist normalerweise beim Hochfahren des Generators derFall, bevor die Synchronisierung zum Netz hergestellt ist. Daher ist eswünschenswert, dass die Erkennung von Leiter-Leiter-Fehlern an Generatoren relativempfindlich erfolgt, so dass auch kleine Fehlerströme erkannt werden.

Außerdem ist es sehr wichtig, dass der Kurzschlussschutz des Generators beiaußenliegenden Fehlern nicht auslöst, wenn ein großer Fehlerstrom vom Generatorgespeist wird. Um eine rasche Fehlerabschaltung, Empfindlichkeit und Selektivität zukombinieren, ist im Allgemeinen der Generator-Differentialstromschutz GENPDIFdie optimale Wahl für Leiter-Leiter-Kurzschlüsse des Generators.

Das Risiko einer unerwünschten Auslösung des Differentialschutzes durch eineStromwandlersättigung des Transformators ist bei dieser Art des Schutzes eingenerelles Problem. Wenn der Generator in Verbindung mit einem externenKurzschluss abschaltet, kann dies zu einem erhöhten Risiko einesNetzzusammenbruchs führen. Zusätzlich kann bei jedem unerwünschten Abschaltendes Generators ein Produktionsausfall eintreten. Somit gibt es ein großeswirtschaftliches Interesse, unerwünschte Trennungen der Stromerzeugung zuverhindern.

Bei Generatoranwendung ist das mögliche Auftreten einer besonderen Situation zuberücksichtigen, dass der Kurzschluss-Fehlerstrom mit einer großenGleichstromkomponente überlagert ist und der Fehlerstrom nach mehreren Periodenkeine Nulldurchgänge haben kann. Der Grund hierfür ist die langeGleichstromzeitkonstante des Generators (bis zu 1.000 ms). Siehe Abbildung 51.

GENPDIF ist ebenfalls für eine schnelle, empfindliche und selektiveFehlerbeseitigung geeignet, sofern die Funktion für den Schutz von Drosselspulenund kleinen Sammelschienen eingesetzt wird.



t

I(t)

en06000312.vsd

IEC06000312 V1 DE

Abb. 51: Lange Gleichstromzeitkonstanten sind für Generatoren typisch.Momentanwerte des Fehlerstroms sind zu Beginn versetzt.


Der Generator-Differentialschutz GENPDIF führt die nachfolgenden Auswertungendurch.

• Prozentual stabilisierte Differentialanalyse• Gleichstrom, Analyse der 2. und 5. Oberschwingung• Diskriminator für innenliegenden/außenliegenden Fehler

Die adaptive Frequenzverfolgung muss für dieVorverarbeitungsblöcke der Signalmatrix für Analogeingänge(SMAI) korrekt konfiguriert und eingestellt sein, um eineeinwandfreie Funktion des Generator-Differentialschutzes währendder verschiedenen Frequenzbedingungen zu gewährleisten.

6.3.3.1 Allgemeine Einstellungen

IBase: Wie den Bemessungsstrom des Generators in Primär A einstellen.



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

InvertCT2Curr: Es wird normalerweise davon ausgegangen, dass die sekundäreWicklung des Generator-Stromwandlers in Richtung Generator geerdet ist, sieheAbbildung 52. In diesem Fall ist der Parameter InvertCT2Curr auf Nein zu setzen.


IEC06000430 V2 DE

Abb. 52: Position der Stromwandler

Wenn der Generator-Differentialschutz GENPDIF zusammen mit einemTransformator-Differentialschutz in demselben Gerät verwendet wird, kann dieRichtung des Anschlussstromwandlers auf den Aufspanntransformator bezogenwerden. Dies führt zu einer falschen Referenzrichtung für den Generator-Differentialschutz. Um dies zu beheben, stellen Sie den Parameter InvertCT2curr aufJa.

Operation: Mit dieser Einstellung ist GENPDIF auf Ein oder Aus gesetzt.

6.3.3.2 Prozentual stabilisierte Differentialanalyse

Die Auslösekennlinie des stabilisierten Differentialschutzes ist in Abbildung 53dargestellt. Die Auslösekennlinie wird über die folgenden Einstellungen festgelegt:

• IdMin• Ende Abschnitt 1• Ende Abschnitt2• Steigung Abschnitt2• Steigung Abschnitt3



Abschnitt 1




Stabilisierung

Unstabilisierte Arbeitsweise

5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

Endabschnitt 1

Endabschnitt 2Haltestrom[ mal IBase ]

Auslösestrom[ mal IBase ]



Descriptionoftherestrainedandtheunrestrainedoperatecharacteristics=IEC05000187=2=de

=Original.VSD

IEC05000187 V2 DE

Abb. 53: Stabilisierte Auslösekennlinie

100%Ioperateslope IrestrainD= D ×


IdMin: IdMin ist die konstante Empfindlichkeit von Abschnitt 1. Diese Einstellungkann normalerweise auf 1/10 des Bemessungsstroms des Generators gesetzt werden.

In Abschnitt 1 ist das Risiko eines falschen Differentialstroms sehr niedrig. DasRisiko steigt erst ab dem 1,25-Fachen des Bemessungsstroms des Generators.EndSection1 sollte auf das 1,25-Fache des Bemessungsstroms des Generatorseingestellt werden.

In Abschnitt 2 wird eine kleine Steigung eingestellt, um falsche Differentialströme,die durch Wandlerübersetzungsfehler bei Strömen größer als der Bemessungsstromzu berücksichtigen. EndSection2 sollte ca. auf das 3-Fache des Bemessungsstromsdes Generators eingestellt werden. SlopeSection2, was als Prozentwert von DIdiff/DIBias definiert wird, sollte auf 40% eingestellt werden, sofern keine detaillierteAnalyse erfolgt.

In Abschnitt 3 ist eine stärker ausgeprägte Steigung erkennbar, mit der falscheDifferentialströme, die durch eine Sättigung am Stromwandler entstehen,



berücksichtigt werden. SlopeSection3, was als Prozentwert von DIdiff/DIBias definiertwird, sollte auf 80 % eingestellt werden, sofern keine detaillierte Analyse erfolgt.

IdUnre: IdUnre ist die Empfindlichkeit der nicht-stabilisiertenDifferentialschutzstufe. Der einzustellende Wert kann anhand der Berechnung desgrößten Kurzschlussstromes vom Generator zum Zeitpunkt des Fehlers im externenNetz ermittelt werden (normalerweise dreiphasiger Kurzschluss außerhalb derSchutzzone auf der NS-Seite des Aufspanntransformators). IdUnre wird als einMehrfaches des Bemessungsstroms des Generators eingestellt.

OpCrossBlock: Wenn OpCrossBlock auf Ja gesetzt und das Signal START aktiv ist,werden durch die Oberschwingungsblockierung in diesem Leiter auch die anderenLeiter blockiert.

6.3.3.3 Innenliegende/außenliegende Fehlerentscheidung desGegensystems

OpNegSeqDiff: OpNegSeqDiff ist auf Ja eingestellt, um die Gegensystem-Differentialfunktionen, die innenliegende/außenliegende Fehlerentscheidung und dieempfindliche Gegensystem-Differentialstromfunktion zu aktivieren. Es wirdempfohlen, diese Funktion zu aktivieren.

IMinNegSeq: IMinNegSeq ist die Einstellung des kleinsten Gegensystemstroms,wenn die auf dem Gegensystem basierenden Funktionen aktiv sein sollen. DieseEmpfindlichkeit kann normalerweise bis auf das 0,04-Fache des Bemessungsstromsdes Generators reduziert werden, um so die extrem empfindliche Schutzfunktion zuaktivieren. Da die empfindliche Gegensystem-Differentialschutzfunktion bei hohenStrömen blockiert wird, besteht durch die hohe Empfindlichkeit nicht die Gefahr einerunerwünschten Auslösung der Funktion.

NegSeqROA: NegSeqROA ist der "Relais-Arbeitswinkel", wie in Abbildung 54beschrieben.

Der Standardwert 60° wird als optimaler Wert für Zuverlässigkeit und Sicherheitempfohlen.



Innerer Fehlerbereich

0° 180°

90°

270°

120°

Winkelmessung nicht möglich. Einer oder beide Ströme zu gering.

NegSeqROA (Auslösewinkel des Relais)

IminNegSeq

Grenze zwischen innerem und äußerem

Fehlerbereich Standardwert ± 60°

Äußerer Fehlerbereich

Die Charakteristik wird über die folgenden Einstellungen festgelegt:

IMinNegSeq und NegSeqROA


IEC06000433 V2 DE

Abb. 54: NegSeqROA: NegSeqROA bestimmt die Grenze zwischen internenund externen Fehlerbereichen.

6.3.3.4 Erkennung offener Stromwandler

Die Generatordifferentialschutzfunktion verfügt über eine integrierte erweiterteFunktion zu Erkennung von offenen Stromwandlern. Diese Funktion kann einunerwünschtes Auslösen durch die Generatordifferentialschutzfunktion bei einemoffenen Stromwandlersekundärkreis unter normalen Lastbedingungen verhindern. Eskann auch ein Alarmsignal an das Bedienpersonal der Schaltanlage ausgegebenwerden, damit dieses nach Erkennung des offenen Stromwandlers umgehendeMaßnahmen ergreifen kann.

Diese Funktion wird über die folgenden Parameter eingestellt:

• Einstellparameter OpenCTEnable aktiviert und deaktiviert diese Funktion.• Einstellparameter tOCTAlarmDelay legt die Verzögerungszeit fest, nach der das

Alarmsignal ausgegeben wird.• Einstellparameter tOCTReset legt die Verzögerungszeit fest, nach der die

Bedingung "Stromwandlerkreis offen" zurückgesetzt wird, nachdem diefehlerhaften Stromwandlerkreise repariert wurden.

• Sobald die Bedingung "Stromwandlerkreis offen" erkannt worden ist, werdensämtliche Differentialschutzfunktionen bis auf den unstabilisierten(unverzögerten) Differentialschutz gesperrt.



Die Ausgaben der im Zusammenhang mit der Bedingung "Stromwandlerkreis offen"stehenden Parameter sind nachfolgend aufgeführt:

• OpenCT: Offener Stromwandler erkannt• OpenCTAlarm: Alarm ausgegeben nach eingestellter Verzögerungszeit• OpenCTIN: Offener Stromwandler in Stromwandlergruppen-Eingängen (1 für

Eingang 1 und 2 für Eingang 2)• OpenCTPH: Offener Stromwandler mit Leiterinformation (1 für Leiter L1, 2 für

Leiter L2, 3 für Leiter L3)

6.3.3.5 Weitere zusätzliche Optionen

HarmDistLimit: Diese Einstellung ist die gesamte Oberschwingungsverzerrung (2.

und 5. Oberschwingung) für das Ansprechen der Blockierung durchOberschwingung. Der Standardgrenzwert ist 10 % und ist für den Normalfallausreichend. Bei speziellen Anwendungen, z. B. in der Nähe von Stromrichtern, kanneine höhere Einstellung verwendet werden, um ein unerwünschtes Blockieren zuverhindern.

TempIdMin: Wenn der Binäreingang für das Erhöhen des Ansprechswertes(DESENSIT) aktiviert ist, wird der Auslösepegel von IdMin auf TempIdMin erhöht.

Abschnitt 1




Stabilisierung

Unstabilisierte Arbeitsweise5

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5

IdMin

Endabschnitt 1

Endabschnitt 2Haltestrom[ mal I1r ]

Auslösestrom[ mal I1r ]

Geradenabschnitt 2

Geradenabschnitt 3

ThevalueofTempIdMin=IEC06000637=2=de=Original

.VSD

Die stabilisierte Charakteristik wird über die folgenden Einstellungen festgelegt:

1. IdMin2. Endabschnitt 13. Endabschnitt 24. Geradenabschnitt 25. Geradenabschnitt 3

100%Ioperate

slopeIrestrain

D= ×

D

IEC06000637 V2 DE

Abb. 55: Stabilisierte Auslösekennlinie



AddTripDelay: Wenn der Eingang DESENSIT aktiviert ist, kann auch die Auslösezeitder Schutzfunktion erhöht werden. Dies erfolgt über die Einstellung AddTripDelay.

OperDCBiasing: Falls aktiviert, wird die Gleichstromkomponente desDifferentialstroms in den Stabilisierungsstrom mit einem langsamen Abklingenaufgenommen. Mit dieser Option kann das Sicherheitsniveau verbessert werden,wenn die Gleichstrom-Zeitkonstante des Primärsystems sehr groß ist und dadurch dasRisiko einer Sättigung des Stromwandlers entsteht. Das trifft auch bei kleinenStrömen zu. OperDCBiasing ist auf Ein einzustellen, wenn die Stromwandler aufbeiden Seiten des Generators unterschiedlich aufgebaut sind und unterschiedlicheMagnetisierungseigenschaften aufweisen. Außerdem sollte der ParameterOperDCBiasing bei allen Anwendungen mit Drosselspulen auf Ein gesetzt werden.

6.4 Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF



ANSI/IEEE C37.2Nummer

Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF

IdN/I

SYMBOL-AA V1 DE

87N

6.4.2 Anwendung

Eine Beschädigung der Isolierung zwischen einer Transformatorwicklung und demKern oder dem Kessel kann ebenso zu einem großen Fehlerstrom führen, derwiederum ernsthafte Schäden an den Wicklungen und dem Transformatorkernverursachen kann. Es kann sich dabei ein hoher Gasdruck bilden, der amTransformatorkessel zu Schäden führt.

Die schnelle und empfindliche Erkennung von Erdfehlern in einerTransformatorwicklung kann in niederohmigen geerdeten Netzen mit einemErdfehlerdifferentialschutz erreicht werden. Die einzige Anforderung ist, dass dieTransformatorwicklung am Sternpunkt des Erdfehlerdifferentialschutzes verbundenist (im Fall sternförmig verbundener Wicklungen) oder über einen separatenErdungstransformator (im Fall von Wicklungen mit Dreiecksverbindung).

Der Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF ist eine Schutzfunktion für dieWicklungen. Sie schützt die Transformatorwicklung vor Fehlern, unter anderem vorErdfehlern. Beachten Sie bitte, dass Leiter-Erde-Fehler die am häufigstenauftretenden Fehlertypen in Transformatoren sind. Ein empfindlicherErdfehlerschutz ist somit wünschenswert.



Ein Erdfehlerdifferentialschutz ist somit der schnellste und empfindlichste Schutz füreine Transformatorwicklung. Damit werden u.a. folgende Fehler erkannt:

• Erdfehler in der Transformatorwicklung, wenn das Netz über eine Impedanzgeerdet ist

• Erdfehler in der Transformatorwicklung in direkt geerdeten Netzen, wenn derFehler nahe des Sternpunkts der Wicklung auftritt.

Der Erdfehlerdifferentialschutz ist in folgenden Situationen bezüglich desTransformators nicht wirksam:

• Einschaltströme• Magnetisierungsströme infolge von Übererregung• Stufenschalter• externe und interne Leiterfehler ohne Erdfehler• symmetrische Überlastsituationen

Auf Grund seiner Eigenschaften wird REFPDIF häufig als Hauptschutz derTransformatorwicklung vor allen Arten von Erdfehlern eingesetzt.

6.4.2.1 Transformatorwicklung, niederohmig geerdet

Die gängigste Anwendung ist bei einer niederohmig geerdetenTransformatorwicklung. Die Verbindung ist in Abbildung 56 dargestellt.



=IEC09000109-4-EN=2=de=Original.vsd

REFPDIF

I3PW1CT1

I3P

IdN/I

Geschützte Wicklung

IEC09000109-4-EN V2 DE

Abb. 56: Verbindung der Erdfehlerdifferentialschutzfunktion REFPDIF füreine direkt geerdeten Transformatorwicklung

6.4.2.2 Transformatorwicklung, Erdungs- über einen Erdungs-Transformator

Eine verbreitete Anwendung ist der Einsatz bei geerdeten Transformatoren mitgeringer Reaktanz, bei denen die Erdung über separate Erdungs-Transformatorenerfolgt. Der Fehlerstrom ist dann pro Transformator typischerweise auf 800 bis 2.000A begrenzt. Der Anschluss für diese Anwendung ist in Abbildung 57 dargestellt.



REFPDIF - 1

I3PW1CT1

I3P

IdN/I

GeschützteWicklung W1

I3PW2CT1

I3P

IdN/I

REFPDIF - 2

GeschützteWicklung W2

Erdungs-Transformator


IEC09000110-4-EN V2 DE

Abb. 57: Verbindung der Erdfehlerdifferentialschutzfunktion REFPDIF füreinen Erdung-Transformator

6.4.2.3 Spartransformator, niederohmig geerdet

Spartransformatoren können mit der Erdfehlerdifferentialschutzfunktion REFPDIFgeschützt werden. Der gesamte Transformator einschließlich Oberspannungsseite,Sternpunktanschluss und Unterspannungsseite kann geschützt werden. DerAnschluss von REFPDIF für diese Anwendung ist in Abbildung 58 dargestellt.




Spartransformator

REFPDIF

I3PW1CT1

I3P

IdN/I

I3PW2CT1

HV (W1)

LV (W2)

IEC09000111-4-EN V2 DE

Abb. 58: Anschluss der Funktion für Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF füreinen Spartransformator, niederohmige Erdung

6.4.2.4 Drosselspulen, niederohmig geerdet

Reaktoren können mit der eingeschränkten Erdfehlerschutz, niederohmigen funktionREFPDIF geschützt werden. Der Anschluss von REFPDIF für diese Anwendung istin Abbildung 59 dargestellt.



Reaktor

REFPDIF

I3PW1CT1

I3P

IdN/I

=IEC09000112-4=2=de=Original.vsd

IEC09000112-4 V2 DE

Abb. 59: Der Anschluss des Erdfehlerdifferentialschutzes REFPDIF für einenErdung-Reaktor

6.4.2.5 Anwendungen mit mehreren Leistungsschaltern

Anordnungen mit mehreren Leistungsschaltern, einschließlich Ringe, AnderthalbLeistungsschalter, doppelte Leistungsschalter und Maschenanordnungen verfügenüber zwei Stromwandlersätze an der Leitungsseite. DieErdfehlerdifferentialschutzfunktion REFPDIF ist mit zwei Stromeingängen für jedeTransformatorseite ausgestattet. Die zweite Wicklung ist ausschließlich fürSpartransformatoren verwendbar.

Ein typisches Anschlussbeispiel, ein Sterndreieck-Transformator, ist in Abbildung 60dargestellt.



REFPDIF

I3PW1CT1

I3PIdN/I

I3PW1CT2

GeschützteWicklung

=IEC09000113-3=2=de=Original.vsd

IEC09000113-3 V2 DE

Abb. 60: Anschluss der Funktion für den Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIFin Anordnungen mit mehreren Leistungsschaltern

6.4.2.6 Richtung der Stromwandlererdung

Damit der Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF korrekt funktioniert, müssen dieHauptstromwandler immer sternförmig angeschlossen sein. Der Hauptstromwandler-Sternpunktkonfiguration kann frei erfolgen, d. h. entweder ToObject oderFromObject. Intern verwendet REFPDIF jedoch immer Referenzrichtungen zumgeschützten Stromwandler hin, wie in Abbildung 60 dargestellt. Daher misst dasGerät immer die Primärströme an allen Seiten und am Neutraleingang desLeistungstransformers mit der selben Referenzrichtung zu denTransformatorwicklungen.

Die Erdung kann für jeden zugehörigen Stromwandler frei gewählt werden.


6.4.3.1 Einstellung und Konfiguration

Empfehlung für AnalogeingängeI3P: Sternpunktstrom (Alle analogen Eingänge, die als 3Ph-Gruppen in ACTangeschlossen sind).

I3PW1CT1: Leiterströme für Wicklung 1 des ersten Stromwandlersatzes.



I3PW1CT2: Leiterströme für Wicklung 1 des zweiten Stromwandlersatzes fürSchaltanlagen mit mehreren Leistungsschaltern. Sofern nicht erforderlich, Eingangauf "GRP-OFF" setzen.

I3PW2CT1: Leiterströme für Wicklung 2 des ersten Stromwandlersatzes. FürSpartransformatoren.

I3PW2CT2: Leiterströme für Wicklung 2 des zweiten Stromwandlersatzes fürSchaltanlagen mit mehreren Leistungsschaltern. Für den Schutz vonSpartransformatoren. Sofern nicht erforderlich, Eingang auf "GRP-OFF" setzen.

Empfehlung für binäre EingangssignaleEinzelheiten, siehe die vorkonfigurierten Einstellungen.

BLOCK: Der Eingang blockiert die Auslösung der Funktion. Kann z. B. für eineBlockierung der Auslösung über eine begrenzte Zeit bei besonderenBetriebsbedingungen eingesetzt werden.

Empfehlung für AusgangssignaleEinzelheiten, siehe die vorkonfigurierten Einstellungen.

START: Der Auslöseausgang zeigt an, dass Idiff sich im Bereich der Auslöseregionder Eigenschaft befindet.

TRIP: Der Auslöseausgang wird aktiviert, wenn alle Auslösekriterien erfüllt sind.

DIROK: Der Ausgang wird aktiviert, wenn das gerichtete Kriterium erfüllt ist.

BLK2H: Der Ausgang wird aktiviert, wenn die Funktion wegen einer zu hohenzweiten Oberschwingung blockiert wird.

6.4.3.2 Einstellungen

Die Parameter des Erdfehlerdifferentialschutzes REFPDIF werden über die lokaleHMI oder PCM600 gesetzt.

Global definierte Gerätewerte für den Primärstrom (IBase), die Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer Funktion für globaleBezugswerte für Einstellungen, GBASVAL, gesetzt.

GlobalBaseSel: Sie wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz fürdie Basiswerte auszuwählen.

Auslösung: Dia Auslösung von REFPDIF kann auf Ein/Aus gesetzt werden.

IdMin: Die Einstellung gibt den Mindestauslösewert an. Die Einstellung wird in % desWerts IBase der gewählten GlobalBaseSel angegeben. Der Sternpunktstrom mussimmer größer sein als die Hälfte seines Werts. Eine normale Einstellung beträgt 30 %des Bemessungsstroms der Stromwandlerwicklung für eine starr geerdete Wicklung.



CTFactorPri1: Ein Faktor, der eine empfindliche Funktion ermöglicht. Dies gilt auchbei einer Anordnung mit mehreren Leistungsschaltern, bei der der Bemessungswertim Feld viel höher liegt als der Bemessungsstrom der Transformatorwicklung. DieStabilisierung kann dann hoch ausfallen, sodass ein hoher Fehlerstromunnötigerweise erforderlich wird. Die Einstellung beträgt normalerweise 1,0, aber inder Anordnung mit mehreren Leistungsschaltern muss die Einstellung dem primärenBemessungsstrom/IBase des Stromwandlers entsprechen.

CTFactorPri2: Ein Faktor, der eine empfindliche Funktion ermöglicht. Dies gilt auchbei einer Anordnung mit mehreren Leistungsschaltern, bei der der Bemessungswertim Feld viel höher liegt als der Bemessungsstrom der Transformatorwicklung. DieStabilisierung kann dann hoch ausfallen, sodass ein hoher Fehlerstromunnötigerweise erforderlich wird. Die Einstellung beträgt normalerweise 1,0, aber inder Anordnung mit mehreren Leistungsschaltern muss die Einstellung dem primärenBemessungsstrom/IBase des Stromwandlers entsprechen.

CTFactorSec1: Siehe Einstellung CTFactorPri1. Der einzige Unterschied bestehtdarin, dass CTFactorSec1 in Bezug zur W2-Seite steht.

CTFactorSec2: Siehe Einstellung CTFactorPri2. Der einzige Unterschied bestehtdarin, dass CTFactorSec2 in Bezug zur W2-Seite steht.



Abschnitt 7 Impedanzschutz

7.1 Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho-CharakteristikZMHPDIS

7.1.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Iden‐

tifizierungIEC 60617 Identifizierung ANSI/IEEE

C37.2 Geräte‐nummer

Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho-Charakteristik

ZMHPDIS

S00346 V1 DE

21

7.1.2 Anwendung

7.1.2.1 Generator-Unterimpedanz-Schutzanwendung

Für Generator-Schutzschemata ist es oft erforderlich, Unterimpendanz zu verwenden,um den Generator gegen anhaltende Fehler zu schützen. Der Mho-Distanzschutz inREG670 kann für diesen Zweck verwendet werden, wenn die folgenden Richtlinienbeachtet werden. Die Konfiguration ist für jede Zone identisch.



Zuerst muss die Mho-Funktion wie in der Abbildung 61 gezeigt konfiguriert werden.Beachten Sie, das der Richtungsfunktionsblock (ZDMPDIR) und eine erforderlicheAnzahl von Zonen (ZMHPDIS) nur konfiguriert werden müssen. In dieser Abbildungsind drei Unterimpendanz-Zonen eingeschlossen.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 7Impedanzschutz


IEC10000101 V3 DE

Abb. 61: Mho-Funktions-Beispielkonfiguration fürGeneratorschutzanwendung

7.1.3.2 Einstellungen

Mehrsystemige Distanzschutzmessung, Mho-Charakteristik ZMHPDIS wird als eineUnterimpedanz-Funktion verwendet und wird für das Anwendungsbeispieleingestellt, siehe Abbildung 62

Abschnitt 7 1MRK 502 051-UDE -Impedanzschutz


~

Oberspannungs-Schaltanlage

ZMH PDIS21 Z<

YY

Ñ

Generator-LS

Hilfs-transformator

Eigenbedarfs-Transformator

Errege-Transformator

Oberspannungs-LS

Feld

-LS

CT: 4000/5

VT: 13,5kV/110V

70MVA13,2kV3062A

65MVA123/13kVxt=10%

REG670

IEC10000102 V1 DE

Abb. 62: Anwendungsbeispiel für Generator-Unterimpedanzfunktion

Die erste Unterimpedanz-Schutzzone sollte über 100 % der Aufwärts-Transformatorimpedanz mit einer Zeitverzögerung von 1 Sekunde betragen.

Berechnen Sie die Aufwärts-Transformatorimpedanz in Ohm (primär) aus der 13 kV-Seite wie folgt:



2 210 13 0, 26100 100 65

t rT

x UXS

= × = × = W

IEC-EQUATION2318 V1 DE

Dann sollte die Reichweite in Ohm (primär) auf 100 % der Transformatorimpedanzeingestellt werden. Also wird die Reichweite auf 0,26 Ω (primär) eingestellt.

Stellen Sie die erste Zone der mehrsystemigen Distanzmessung ein, Mho-Charakteristik ZMHPDIS um Leiter-Erde-Schleifen zu deaktivieren und Leiter-Leiter-Schleifen zu aktivieren:

• Der Bemessungsstrom des Generators und die Leiter-Leiter-Spannungsgrößen(UBase=13,2 kV) und Basisstrom (IBase=3062 A)-Einstellungen.

• Parameter DirMode wird auf Offset eingestellt.• Parameter OffsetMhoDir wird auf Ungerichteteingestellt.• Die Leiter-Erde-Messschleifen sollten deaktiviert werden, indem folgendes

eingestellt wird: OpModePE=Aus.• Die Leiter-Leiter-Messschleifen sollten aktiviert werden und die entsprechenden

Einstellungen in Ohm (primär) für Vorwärts- und Rückwarts-Reichweite sowiedie Zeitverzögerung sollten entsprechend eingegeben werden:• Parameter ZPP wird auf 0,260 Ω eingestellt.• Parameter ZrevPP wird auf 0,260 Ω eingestellt.• Parameter tPP wird auf 1,00 Sek eingestellt.• Parameter ZAngPP wird auf den Standardwert 85 Deg eingestellt.

Stellen Sie das folgende für das Richtungselement ZDMRDIR ein:

• Der Bemessungsstrom des Generators und die Leiter-Leiter-Spannungsgrößen(UBase=13,2 kV) und Basisstrom (IBase=3062 A)-Einstellungen.

• Parameter tPP wird auf Imp/Comp eingestellt.• Die anderen Einstellungen können auf den Standardwerten belassen werden.

Dadurch wird die Offset-Mho-Charakteristik für die Zone eins wie in Abbildung 63gezeigt erreicht. Beachten Sie, dass in diesem Beispiel gilt ZPP=ZRevPP=0,26 Ω.Daher ist die Auslösecharakteristik für diese Anwendung ein Kreis mit Zentrum imUrsprung der Impedanzebene.

In der gleichen Art und Weise können die anderen Mho-Zonen eingestellt werden.



ZRevPP ZAngPP

ZPP

X

R


IEC10000105 V1 DE

Abb. 63: Ansprechcharakteristik für Leiter-Leiter-Schleifen

7.2 Hochgeschwindigkeits-Distanzschutz ZMFPDIS

7.2.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifi‐



Hochgeschwindigkeits-Distanzschutz‐zone (Zone 1)

ZMFPDIS

S00346 V1 DE

21

7.2.2 Anwendung

Die Hochgeschwindigkeits-Distanzschutzfunktion ZMFPDIS im Gerät ist dazukonzipiert, für grundlegende Fehler Auslösezeiten kleiner einer Periodendauer bis zur



Hälfte der Periodendauer zu liefern. Gleichzeitig ist sie ausgelegt für besondereSicherheit unter schwierigen Bedingungen in Hochspannungsnetzen, wiebeispielsweise bei Fehlern in langen Leitungen mit hoher Last und bei Fehlern durchstark verzerrte Signale. Solche Fehler werden sicher und zuverlässig gehandhabt.Manchmal kann es jedoch zu einer verzögerten Auslösung kommen.

7.2.2.1 Sternpunkterdung

Die Art der Sternpunkterdung spielt bei der Planung des Schutzsystems eine wichtigeRolle. Einige Hinweise bezüglich des Distanzschutzes werden nachfolgendhervorgehoben.

Netze mit direkter niederohmiger ErdungIn Netzen mit direkter niederohmiger Erdung sind die Sternpunkte vonTransformatoren im Allgemeinen direkt geerdet, ohne weitere Impedanz zwischendem Transformatorsternpunkt und der Erde.

xx05000215.vsd

IEC05000215 V1 DE

Abb. 64: Netze mit direkter niederohmiger Erdung

Der Erdfehlerstrom ist genauso groß oder sogar größer als der Kurzschlussstrom. DieSerienimpedanz legt die Größe des Fehlerstroms fest. Die Leiter-Erdkapazitätenhaben nur einen sehr begrenzten Einfluss auf den Erdfehlerstrom. Jedoch können dieLeiter-Erdkapazitäten den Erdfehlerstrom in Netzen mit langenÜbertragungsleitungen geringfügig beeinflussen.

Der Erdfehlerstrom bei einem Leiter-Erde-Fehler in Leiter L1 kann gemäßGleichung 31 berechnet werden:

L1 L10

1 2 0 f 1 N f

3 U U3I

Z Z Z 3Z Z ZZ

×= =

+ + + + +


Dabeigilt:

UL ist die Leiter-Erde-Spannung (kV) im fehlerhaften Leiter vor Auftretendes Fehlers

Z1 ist die Mitsystemimpedanz (Ω/Leiter)

Z2 ist die Gegensystemimpedanz (Ω/Leiter)




Z0 ist die Nullimpedanz (Ω/Leiter)

Zf ist die Fehlerimpedanz (Ω), häufig resistiv

ZN ist die Erd-Rückimpedanz, definiert als (Z0-Z1)/3

Der hohe Erdfehlerstrom in Netzen mit niederohmiger Erdung ermöglicht den Einsatzvon Impedanzmesstechniken zur Erkennung von Erdfehlern. Da dieDistanzschutzfunktion hohe Fehlerwiderstände nur begrenzt erkennt, sollte sie stetsmit anderen Schutzfunktionen ergänzt werden, die in solchen Fällen dieFehlerklärung übernehmen.

Wirksam geerdete NetzeEin Netz wird als wirksam niederohmig geerdet definiert, wenn der Erdfehlerfaktor fekleiner als 1,4 ist. Der Erdfehlerfaktor wird gemäß Gleichung 32 bestimmt.

fU

Ue

pn

=max


Wobei gilt:

Umax ist die höchste Grundschwingungspannung an einem der funktionieren Leiter bei einemLeiter-Erde-Fehler in einem Leiter.

Upn ist die Leiter-Erde-Grundschwingungsspannung vor Auftreten des Fehlers.

Eine weitere Definition für ein wirksam geerdetes Netz ist möglich, wenn diefolgenden Beziehungen der symmetrischen Komponenten der Netzimpendanzengelten, siehe Gleichung 33 und Gleichung 34.

0 1X 3 X< ×


0 1R R£


Dabei gilt

R0 ist der Widerstand der Quelle im Nullsystem

X0 ist die Reaktanz der Quelle im Nullsystem

R1 ist der Widerstand der Quelle im Mitsystem

X1 ist die Reaktanz der Quelle im Mitsystem

Die Größe des Erdfehlerstroms in wirksam geerdeten Netzen ist hoch genug, dass dieElemente zur Messung der Impedanz Erdfehler erkennen. Wie auch bei Netzen mit



direkter niederohmiger Erdung erkennt die Distanzschutzfunktion hoheFehlerwiderstände nur begrenzt, weswegen sie stets mit anderen Schutzfunktionenergänzt werden sollte, die in solchen Fällen die Fehlerklärung übernehmen.

Hochohmig geerdete NetzeIn Netzen mit hochohmiger Erdung ist der Sternpunkt der Transformatoren über einehohe Impedanz geerdet. Meistens handelt es sich dabei um eine Reaktanz inParallelschaltung mit einem hohen Widerstand.

Netze dieser Art werden häufig in Sterntopologie betrieben, es sind aber auchMaschentopologien gebräuchlich.

Was bei diesem Netztyp charakteristisch ist, ist dass die Größe des Erdfehlerstroms imGegensatz zum Kurzschlussstrom sehr niedrig erscheint. Die Spannung an dengesunden Leitern weist eine Größe vom √3-Fachen der während des Fehlersauftretenden Leiter-Erde-Spannung auf. Die Nullsystemspannung (3U0) besitztaufgrund des niedrigen Spannungsabfalls an verschiedenen Stellen im Netz diegleiche Größe.

Die Gesamt-Fehlerstromstärke lässt sich gemäß der Gleichung berechnen.

( )22R L C03I I I I= + -


Dabei gilt:

3I0 ist der Erdfehlerstrom (A)

IR ist der Strom durch den Sternpunktwiderstand (A)

IL ist der Strom durch die Sternpunktdrossel (A)

IC ist der kapazitive Gesamt-Erdfehlerstrom (A)

Die Sternpunkt-Induktivität ist gewöhnlich so ausgelegt, dass die Größe mit demkapazitiven Strom im Netz abgestimmt werden kann, d.h.:

13

LC

ww

=× ×




IcIcIc

ILIR

en05000216.vsd

IEC05000216 V1 DE

Abb. 65: Netze mit hochohmiger Sternpunkterdung

Netzen mit hochohmiger Erdung unterscheiden sich vom Betrieb der Netze mitniederohmiger Erdung, in denen alle Fehler umgehend beseitigt werden müssen. Inhochohmig geerdeten Netzen beheben manche Betreiber Leiter-Erde-Fehler nichtumgehend. Stattdessen wird die Leitung erst zu einem geeigneten Zeitpunktwiederhergestellt. Bei Doppelerdfehlern bevorzugen viele Netzbetreiber diewahlweise Beseitigung eines der beiden Erdfehler.

In Netzen dieser Art kann zumeist keine Distanzschutzfunktion zur Erkennung undBeseitigung von Erdfehlern genutzt werden. Die geringe Größe des Erdfehlerstromsliefert möglicherweise keine Auslösung der Elemente zur Messung des Erdfehlersoder die Empfindlichkeit ist für eine Annahme zu gering. Aus diesem Grund ist einäußerst empfindlicher Erdfehlerschutz erforderlich, der die Fehlerbeseitigung beieinem Leiter-Erde-Fehler in einem Leiter übernimmt.

7.2.2.2 Fehlereinspeisung der Gegenseite

Sämtliche Übertragungsnetze sowie die meisten Verteilungsnetze werden alsvermaschtes Netz betrieben. Bei diesem Netztyp ist es charakteristisch, dass dieFehlereinspeisung an der Gegenseite auftritt, wenn in der geschützten Leitung einFehler auftritt. Die Einspeisung des Fehlerstroms erweitert die Fehlerimpedanz, dievom Distanzschutz erkannt wird. Dies muss unbedingt bei der Planung desSchutzsystems und der Einstellung berücksichtigt werden.

Bezug nehmend auf Abbildung 66, ist die Gleichung für dieSammelschienenspannung UA an der A-Seite:

U I p Z I I RfA A L A B= ⋅ ⋅ + +( ) ⋅

EQUATION1273-IEC-650 V2 EN (Gleichung 37)

Bei einer Division UA durch IA erhalten wir Z an der A-Seite des Geräts.

IA + IBUA

IA IA ZA = = p ·ZL + ·Rf

EQUATION1274-IEC-650 V1 DE (Gleichung 38)



Der Einspeisungsfaktor (IA+IB)/IA kann sehr hoch sein – 10 bis 20, je nach denQuellenimpedanz-Differenzen auf der lokalen und Gegenseite.

Z <

ZL

Z <

ESA

UA UBA B ESBIA IB

Rf

p*ZL (1-p)*ZLZSA ZSB

IEC09000247-1-en.vsdIEC09000247 V1 EN

Abb. 66: Einfluss der Fehlerstromeinspeisung von der Gegenseite

Die Auswirkungen der Stromeinspeisung von der Gegenseite ist einer derausschlaggebendsten Faktoren zur Rechtfertigung eines ergänzenden Schutzes zumDistanzschutz.

Liegt in der Leitung eine besondere Last an, tendiert der Distanzschutz amlastexportierenden Ende zum übergreifen. Das Phänomen kann über einen adaptivenintegrierten Algorithmus des Geräts gehandhabt werden, der die Tendenz zumÜbergreifen von Zone 1 am lastexportierenden Ende kompensiert. Für diese Funktionsind keine Einstellungen erforderlich.

7.2.2.3 Lastkompensation

In einigen Fällen kann die gemessene Lastimpedanz in die eingestellteZonencharakteristik hineinreichen, ohne dass ein Fehler in der geschützten Leitungvorliegt. Um eine Überfunktion zu vermeiden, wird die Lastkompensation eingeführt.Eine Überfunktion kann auftreten, wenn ein externer Fehler beseitigt wird und einehohe Notlast auf die geschützte Leitung übernommen wird. Die Auswirkungen derLastkompensation sind links in Abbildung 67 dargestellt. Der Eintritt derLastimpedanz in die Charakteristik ist selbstverständlich nicht erwünscht. Um beidiesem Phänomen mit dem konventionellen Distanzschutz umzugehen, müssen dieWiderstandsreichweite-Einstellungen entsprechend gewählt werden, d. h., es ist eineSicherheitstoleranz zwischen der Distanzzonencharakteristik und derMindestlastimpedanz erforderlich. Eine solche Lösung hat den Nachteil, dass dieEmpfindlichkeit des Distanzschutzes reduziert wird, d. h. die Fähigkeit, ohmscheFehler zu erkennen.

Das Gerät verfügt über eine eingebaute Funktion, um die Charakteristik gemäß der inAbbildung 67 dargestellten Charakteristik zu formen. Die Algorithmus derLastkompensation steigert die Möglichkeit zur Erkennung von hohenFehlerwiderständen, insbesondere bei Leiter-Erde-Fehlern auf der Gegenseite. Füreine gegebene Einstellung des Lastwinkels ArgLd kann die ohmsche Aussparung der



Zonenmessung beispielsweise gemäß Abbildung 67 eingestellt werden. Dies gestatteteine höhere Fehlerresistenz ohne Risiko unerwünschter Auslösungen aufgrund derLastbeeinträchtigung. Für die Vor- und Rückwärtsrichtung sind separate ohmscheAussparungen verfügbar.

Der Einsatz der Lastkompensationsfunktion ist essenziell für lange Leitungen mithoher Last, bei denen es zu einem Konflikt zwischen der notwendigenNotlastübertragung und der erforderlichen Empfindlichkeit des Distanzschutzeskommen kann. Die Funktion kann auch bei Leitungen mittlerer Länge mit hoher Lastgenutzt werden. Bei kurzen Leitungen ist es wichtiger, den Fehlerwiderstandausreichend hoch zu bemessen und auszugleichen. Lastbeeinträchtigung ist hier keingrößeres Problem. Siehe Abschnitt "Einstellung der Zonenreichweite niedriger als dieMindestlastimpedanz".

R

X

Z1

Lastimpedanzbereich in Vorwärtsrichtung

RLdRv

R

Z1

ArgLdArgLd

ArgLdArgLd

RLdFw


X

IEC09000248 V1 DE

Abb. 67: Phänomen bei der Lastbeeinträchtigung und geformteLastkompensationscharakteristik

7.2.2.4 Anwendung auf kurzen Leitungen

Bei Anwendungen auf kurzen Leitungen ist die zentrale Herausforderung dieSicherstellung einer hinreichenden Erfassung des Fehlerwiderstandes.Lastbeeinträchtigung ist hier kein größeres Problem. Eine Leitung gilt nicht aufgrundeiner entsprechend definierten Leitungslänge als kurze Leitung, vielmehr entscheidenSystemparameter wie z. B. Spannung und Quellenimpedanz darüber, ob es sich umeine kurze Leitung handelt, siehe Tabelle 17.

Tabelle 17: Definition von kurzer und sehr kurzer Leitung

Leitungskategorie

Un Un110 kV 500 kV

Sehr kurze Leitung 1,1-5,5 km 5-25 km

Kurze Leitung 5,5-11 km 25-50 km

Die Fähigkeit des Geräts zur unabhängigen Einstellung der Widerstand- undReaktanzreichweite für Mit- und Nullsystem-Fehlerschleifen sowie der individuellenFehlerwiderstandseinstellungen für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehler,



gemeinsam mit einem Lastkompensations-Algorithmus, verbessert dieErkennungsmöglichkeiten hochohmiger Fehler ohne Beeinträchtigung durch dieLastimpedanz, siehe Abbildung 67.

Bei Anwendungen auf sehr kurzen Leitungen kann die Zone 1 nicht genutzt werden,da der Spannungsabfall bei einem Fehler auf der gesamten Leitung zu gering ist undhierdurch die Gefahr einer Überreichweite besteht.

7.2.2.5 Anwendung auf langen Leitungen

Bei langen Leitungen spielt die Änderung der Lastimpedanz, d. h. zur Vermeidungeiner Lastbeeinträchtigung, normalerweise eine größere Rolle. Es ist hinlänglichbekannt, dass es schwierig ist, bei langen Leitungen eine hohe Empfindlichkeit beiLeiter-Erde-Fehlern am Leitungsende zu erreichen, wenn die Leitung stark belastetist.

Welche Leitungen in Hinblick auf das Verhalten des Distanzschutzes als lang gelten,ist im Allgemeinen in Tabelle 18 aufgeführt. Lange Leitungen besitzen einQuellenimpedanzverhältnis (Source impedance ratio, SIR) unter 0,5.

Tabelle 18: Definition langer und sehr langer Leitungen

Leitungskategorie

Un Un110 kV 500 kV

Lange Leitungen 77 km - 99 km 350 km - 450 km

Sehr lange Leitungen > 99 km > 450 km

Die Fähigkeit des Geräts zur unabhängigen Einstellung der Widerstand- undReaktanzreichweite für Mit- und Nullsystem-Fehlerschleifen sowie der individuellenFehlerwiderstandseinstellungen für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehler,gemeinsam mit einem Lastkompensations-Algorithmus, verbessert dieErkennungsmöglichkeiten hochohmiger Fehler bei gleichzeitiger Steigerung derSicherheit (Gefahr einer unerwünschten Auslösung auf Grund derLastbeeinträchtigung ist beseitigt), siehe Abbildung 67.

7.2.2.6 Anwendung in Parallelleitungen mit gegenseitiger Kopplung derNullsysteme

AllgemeinesParallelleitungen finden in Netzen immer weiter Verbreitung, da es immerschwieriger wird, ausreichend Platz für den Bau neuer Leitungen bereitzustellen.

Parallelleitungen verursachen auf Grund der gegenseitigen Kopplung einen Fehler.Für das Auftreten der gegenseitigen Kopplung brauchen die Leitungen nicht alle dengleichen Spannungspegel aufzuweisen. Einige der Kopplungen bestehen selbst fürLeitungen, die 100 Meter oder weiter auseinander liegen. Die gegenseitige Kopplung



beeinflusst die Bestimmung der Nullimpedanz bis zur Fehlerstelle, aber sie verursachtnormalerweise keine Spannungsumkehrung.

Die analytischen Berechnungen der Leitungsimpedanz haben erwiesen, dass in Folgeder gegenseitiger Kopplung die Beeinflussung der Impedanzen bei Gegen- undMitsystemen zur Eigenimpedanz sehr klein sind (< 1-2 %) und diese praktischvernachlässigt werden können.

Von der Anwendungsseite her betrachtet, existieren drei Arten vonNetzkonfigurationen (Klassen), was bei der Festlegung der Einstellungen für dieSchutzfunktion berücksichtigt werden muss.

Bei den unterschiedlichen Netzkonfigurationen handelt es sich um:

1. Parallelstromkreise mit gemeinsamem Mitsystem und Nullsystem2. Parallelstromkreise mit gemeinsamem Mitsystem aber isoliertem Nullsystem3. Parallelstromkreise mit isolierten Mitsystem- und Nullsystemquellen.

Ein Beispiel für die dritte Netzkonfiguration ist eine gegenseitige Kopplung zwischeneiner 400 kV Leitung und einer Eisenbahn-Ober- bzw. Fernleitung sein. Diese Art vongegenseitiger Erdfehlerkopplung ist nicht sehr verbreitet, weswegen sie in diesemHandbuch nicht weiter behandelt wird.

Daher bestehen für die Netzkonfigurationen im Allgemeinen drei unterschiedlicheTopologien. Die Parallelleitung kann in Betrieb, außer Betrieb und außer Betrieb mitErdung an beiden Enden sein.

Die Reichweite der Distanzschutzzone 1 variiert entsprechend der Betriebsbedingungder Parallelleitung. Dies kann über den Einsatz unterschiedlicher Parametersätzegehandhabt werden, um Fälle abzudecken, bei denen die Parallelleitung in Betriebund außer Betrieb ohne/mit Erdung an beiden Seiten ist.

Der Distanzschutz im Gerät kann die Beeinträchtigung einer gegenseitigenNullimpedanz-Kopplung bei der Messung des Leiter-Erde-Fehlers folgendermaßenkompensieren:

• Verschiedene Einstellwerte, die den Erdfehlerfaktor für verschiedeneDistanzzonen innerhalb derselben Einstellparametergruppe beeinflussen.

• Verschiedene Einstellparametergruppen für unterschiedlicheBetriebsbedingungen einer geschützten Mehrkreisleitung.

Die meisten Mehrkreisleitungen besitzen zwei parallele Betriebsstromkreise.

Anwendung auf ParallelleitungenDieser Netzwerktyp wird als Parallelleitung definiert, wenn die beidenÜbertragungsleitungen an beiden Seiten an einem gemeinsamen Knotenpunkt enden.

Die drei am meisten verbreiteten Funktionsmodi sind:



1. Parallelleitung in Betrieb2. Parallelleitung außer Betrieb und geerdet3. Parallelleitung außer Betrieb und nicht geerdet

Parallelleitung in BetriebDiese Art von Anwendung ist sehr verbreitet und gilt für alle normalenÜbertragungsnetze und Verteilungsnetze.

Betrachten wir die Folgen eines Fehlers in der Parallelleitung, siehe Abbildung 68.

Bei symmetrischen Komponenten kann die Impedanz Z am Relaiseinbauort fürnormale Leitungen ohne gegenseitige Kopplung entsprechend der Gleichung 39hergeleitet werden.

ZU

I IZ Z

Z

U

I I K

ph

ph

ph

ph N

=

+ ⋅−

⋅

=+ ⋅

33

30

0 1

1

0

IECEQUATION1275 V2 EN (Gleichung 39)

Wobeigilt:

Uph ist die Leiter-Erde-Spannung am Relaiseinbauort

Iph ist der Leiterstrom im fehlerhaften Leiter

3I0 ist der Erdfehlerstrom

Z1 ist die Mitsystemimpedanz

Z0 ist die Nullimpedanz

Z0m

A B

Z< Z< IEC09000250_1_en.vsd

IEC09000250 V1 EN

Abb. 68: Klasse 1, Parallelleitung in Betrieb

Der gleiche Stromkreis kann vereinfacht dargestellt werden, siehe Abbildung 69.



A

B

CZ0m

Z0mZ0 -

Z0mZ0 -


IEC09000253 V1 EN

Abb. 69: Äquivalente Nullsystemimpedanz-Anordnung der in Betriebbefindlichen Parallelleitung, bei einem Leiter-Erde-Fehler auf derSammelschiene am Gegenende

Wird die gegenseitige Kopplung eingeschaltet, dann ändert sich die Spannung amRelaiseinbauort A gemäß Gleichung 40.

0 000 11 3 3

3 1 3 1mL L

ph pph LL L

ZZ ZU Z I I IZ Z

æ ö-= × + × +ç ÷

× ×è øIECEQUATION1276 V3 EN (Gleichung 40)

Teilt man Gleichung 40 durch Gleichung 39 und nach einigen Vereinfachungen kanndie Impedanz am Relais auf der Seite A folgendermaßen geschrieben werden:

3 01 13 0

æ ö×= +ç ÷+ ×è ø

LI KNmZ Z

I ph I KNEQUATION1277 V3 EN (Gleichung 41)

Wobeigilt:

KNm = Z0m/(3 · Z1L)

Der zweite Teil in der Klammer ist der eingegebene Fehler durch die Messung derLeitungsimpedanz.

Hat der Strom in der Parallelleitung im Vergleich zum Strom in der geschütztenLeitung ein negatives Vorzeichen, d. h. der Strom in der Parallelleitung fließt inumgekehrter Richtung im Vergleich zu dem in der geschützten Leitung, dann wird dieReichweite der Distanzfunktion erweitert. Wenn die Ströme alle dieselbe Richtunghaben, reduziert der Distanzschutz die Reichweite der Schutzzone.

Die maximale Erweiterung tritt auf, wenn die Einspeiseleitung der Gegenseiteschwach ist. Bei einem Leiter-Erde-Fehler an der Stelle 'P' auf der Leitungsstreckezwischen A und B einer Parallelleitung, dann entspricht im Fall einerFehlerstromeinspeisung der Gegenseite mit dem Wert Null die Spannung UA imdefekten Leiter an der Seite A der Gleichung 42.



U p ZI I K I K IA L ph N Nm p= ⋅ + ⋅ + ⋅( )3 3

0 0


Außerdem kann auch die folgende Beziehung zwischen den Nullsystemspannungenbeobachtet werden:

3 0 3 0 0 20

I Z I Z pL p L

⋅ = ⋅ −( )EQUATION1279 V3 EN (Gleichung 43)

Vereinfachung der Gleichung 43, nach 3I0p aufgelöst und Ersetzen des Ergebnissesin Gleichung 42 kann die Spannung folgendermaßen ermittelt werden:

U p ZI I K I KI p

pA L ph N Nm

= ⋅ + ⋅ + ⋅⋅

−

3

3

20

0


Wenn abschließend die Gleichung 44 durch die Gleichung 39 geteilt wird, ergibt sichdie am Gerät anliegende Impedanz als

Z p ZI

I KN I KNI p

p

I I KNL

ph m

ph

= ⋅

+ ⋅ + ⋅⋅

−

+ ⋅

33

2

3

0

0

0


Die Berechnung für eine 400 kV-Leitung, bei der zur Vereinfachung der Widerstandvernachlässigt wurde, liefert bei X1L=0,303 Ω/km, X0L=0,88 Ω/km, ReichweiteZone 1 ist auf 90 % der Leitungsreaktanz p=71 %, d. h. die Reichweite des Schutzeswird um ca. 20 % unterschritten.

Die gegenseitige Kopplung im Nullsystem kann die Reichweite des Distanzschutzesim geschützten Stromkreis reduzieren, wenn die Parallelleitung normal in Betrieb ist.Die Verringerung der Reichweite ist am stärksten ausgeprägt, wenn am Gerät, das amnächsten beim Fehler liegt, keine Stromeinspeisung stattfindet. DieseReichweitenreduzierung beträgt normalerweise weniger als 15 %. Aber wenn dieReichweite an einem Leitungsende reduziert wird, erhöht sie sich proportional amgegenüberliegenden Leitungsende. Bei einer Reduzierung der Reichweite von 15 %wird die Funktion des zulässigen Mitnahme-Schemas nicht bedeutend beeinträchtigt.

Parallelleitung außer Betrieb und geerdet



Z0m

A B

Z< Z<IEC09000251_1_en.vsd

IEC09000251 V1 EN

Abb. 70: Die Parallelleitung ist außer Betrieb und geerdet.

Wenn an der Parallelleitung eine Leitung außer Betrieb genommen wird und dabei diebeiden Enden geerdet sind, sodass der Nullsystemstrom in der Parallelleitung fließenkann, dann entsprechen die äquivalenten Nullsystemkreise der ParallelleitungenAbbildung 71.

A

B

C


I0

I0

Z0mZ0 -

Z0mZ0 -

Z0m

IEC09000252 V1 EN

Abb. 71: Äquivalente Nullsystem-Impedanzanordnung für eine Parallelleitungmit einer außer Betrieb befindlichen, an beiden Enden geerdetenLeitung

Hier entspricht die äquivalente Nullsystem-Impedanzanordnung Z.0-Z0m parallel zu(Z0-Z0 m)/Z0-Z0m+Z0 m was der folgenden Gleichung entspricht 46.

2 2

0

0

omE

Z ZZ

Z

-=


Der Einfluss auf die Distanzmessung wird beträchtlich sein. Es kommt zu einerdeutlichen Reichweitenerweiterung, die bei der Berechnung der Einstellungenberücksichtigt werden muss. Es wird empfohlen, einen separaten Parametersatz fürdiese Auslösungsbedingung zu verwenden, da sie die Reichweite erheblichverringert, wenn die Leitung sich in Betrieb befindet.

Alle unten aufgeführten Ausdrücke sind für den praktischen Einsatz vorgeschlagen.Sie nehmen den Wert des Nullsystems an, der gegenseitige Widerstand R0 mentspricht Null. Sie berücksichtigen lediglich die gegenseitige Nullsystem-ReaktanzX0 m. Berechnen des Äquivalents X0E und R0E Nullsystemparameter entsprechend derGleichung 47 und 48 für jeden einzelnen Leitungsabschnitt. Diese werdenanschließend zur Berechnung der Reichweite der Unterreichzone verwendet.



R RX

R XE

m0 0

0

2

0

2

0

21= ⋅ +

+

DOCUMENT11520-IMG3502 V2 EN (Gleichung 47)

X XX

R XE

m0 0

0

2

0

2

0

21= ⋅ −

+


Parallelleitung außer Betrieb und nicht geerdet.

Z0m

A B


IEC09000254 V1 EN

Abb. 72: Die Parallelleitung ist außer Betrieb und nicht geerdet.

Wenn die Parallelleitung außer Betrieb und nicht geerdet ist, kann der Nullstrom inder Leitung über die Leitererdkapazitäten zur Erde abgeführt werden. DieLeitererdkapazitäten stellt ein hoher Blindwiderstand dar, wodurch der Nullstrom aufder Parallelleitung auf sehr niedrige Werte begrenzt wird. In der Praxis kann dieErsatzschaltung zur Bestimmung der Nullimpedanz bei Fehlern an der entferntenSammelschiene vereinfacht dargestellt werden – siehe Abb. 72

Die gegenseitige Nullimpedanz der Leitung beeinflusst demzufolge nicht dieMessungen des Distanzschutzes im fehlerhaften Stromkreis. Das heißt, dass dieReichweite der Distanzschutzzone reduziert wird, sofern – aufgrund derBetriebsbedingungen – die äquivalente Nullimpedanz entsprechend denBedingungen festgelegt wird, wenn das Parallelsystem außer Betrieb ist undbeidseitig geerdet ist.

A

B

C


I0

I0

Z0mZ0 -

Z0m

Z0mZ0 -

IEC09000255 V1 EN

Abb. 73: Äquivalente Nullsystem-Impedanzanordnung für eine Parallelleitungmit einer außer Betrieb befindlichen, an beiden Enden ungeerdetenLeitung

Die Reduzierung der Reichweite ergibt sich aus der Gleichung 49.



( )( ) ( )

21 0

0

1 001 0

1 23 11 2 323

E fm

U

ff

Z Z R ZKZ Z Z RZ Z R

× × + += = -

× × + +× × + +


Das heißt, dass die Reichweite in reaktive und Widerstandsrichtung reduziert wird.Gleichen die realen und fiktiven Komponenten der konstanten A der Gleichung 50und 51.

Re( ) 0 (2 1 0 3 ) 0 ( 0 2 1)A R R R Rf X X X= × × + + × - × + ×EQUATION1285 V1 DE (Gleichung 50)

0 1 0 1 0 1 0Im( ) (2 3 ) (2 )A X R R R R X X= × × + + × + × × +EQUATION1286 V1 DE (Gleichung 51)

Die reale Komponente des KU-Faktors gleicht der Gleichung 52.

Re

Re

Re Im

KA X

A A

u

m

( ) = +( ) ⋅

( )

+ ( )

1

0

2

2 2


Die fiktive Komponente des gleichen Faktors gleicht der Gleichung 53.

( ) ( )( ) ( )

20

2 2

ImIm

Re Im

mU

A XK

A A

×=

+é ù é ùë û ë ûEQUATION1288 V2 EN (Gleichung 53)

Stellen Sie sicher, dass die Zonen von beiden Leitungsenden ausreichend (mindestens10 %) in der Mitte des geschützten Stromkreises überlappen.

7.2.2.7 Anwendung bei Dreiendenleitungen



C

B

BC


A

IEC09000160 V3 EN

Abb. 74: Beispiel einer Dreiendenleitung mit Spartransformator

Diese Anwendung ergibt ein ähnliches Problem, wie das, das bereits in Abschnitt"Einfluss der Fehlerstromeinspeisung von der Gegenseite" hervorgehoben wurde, d.h. höhere gemessene Impedanz auf Grund der Fehlerstromeinspeisung.Beispielsweise ist bei Fehlern zwischen dem Punkt T und der Station B die Impedanzan A und C

ZA =ZAT + ·ZTFIA + IC

IADOCUMENT11524-IMG3509 V3 EN (Gleichung 54)

Z Z ZI I

IZ

U

UC Trf CT

A C

C

TF= + ++

⋅

⋅

2

1

2


Wobei gilt:

ZAT und ZCT ist die Leitungsimpedanz von der Station A bzw. C zum Punkt T.

IA und IC ist der Fehlerstrom von der Station A bzw. C bei einem Fehler zwischen T und B.

U2/U1 Wandlerübersetzungsverhältnis für die Impedanzwandlung an der U1 Seite des Wand‐lers zur Messseite U2 (hierbei wird angenommen, dass die Strom- und Spannungs-Distanzfunktion von der U2 Seite des Wandlers bezogen wird).

ZTF ist die Leitungsimpedanz vom T-Punkt zum Fehler (F).

ZTrf Transformatorimpedanz



Bei diesem Beispiel mit einem Fehler zwischen T und B wird die gemesseneImpedanz vom Punkt T zum Fehler um einen Faktor erhöht, der sich aus der Summeder Ströme vom Punkt T zum Fehler dividiert durch den Gerätestrom ergibt. Für dasGerät bei C muss die Impedanz an der Oberspannungsseite U1 über dasWandlerverhältnis zum Pegel der Messspannung übertragen werden.

Eine weitere Komplikation, die je nach Topologie auftreten könnte, ist, dass der Stromvon einem Ende aufgrund eines Fehlers in der geschützten Leitung umgekehrtgerichtet sein kann. Zum Beispiel kann bei Fehlern am Punkt T der Strom von B in dieumgekehrte Richtung von B nach C fließen, je nachdem wie die Systemparameterverteilt sind (siehe die gepunktete Linie in Abbildung 74), vorausgesetzt, dass derDistanzschutz an Station B zum Punkt T eine falsche Richtung messen wird.

Bei Anwendungen mit Dreiendenleitungen kann es je nach Quellenimpedanz hinterden Betriebsmitteln, den Impedanzen des geschützten Objekts und demFehlerstandort notwendig sein, an einem Ende eine Zone-2-Auslösung odersequenzielle Auslösung zu akzeptieren.

Generell ist es bei dieser Art von Anwendung schwierig, Einstellungen der Zone 1 zuwählen, die ein Überlappen der Zonen bei einer ausreichenden Empfindlichkeit ohneBeeinträchtigung mit der anderen Zone-1-Einstellungen ohne Selektivitätskonfliktebieten. Sorgfältige Fehlerberechnungen sind erforderlich, um geeigneteEinstellungen zu ermitteln und das richtige Signalvergleichschema zu wählen.

FehlerwiderstandDas Verhalten des Distanzschutzes bei Leiter-Erde-Fehlern ist sehr wichtig, da es sichnormalerweise bei mehr als 70 % der Fehler in Stromübertragungsleitungen um denLeiter-Erde-Fehler handelt. Bei solchen Fehlern setzt sich der Fehlerwiderstand ausdrei Teilen zusammen: Lichtbogenwiderstand, Widerstand einer Mastkonstruktionund Masterdungswiderstand. Der Widerstand hängt auch vom Vorhandensein einesErdungs-Schirmleiters an der Mastspitze ab, der parallel mit demMasterdungswiderstand verbunden ist. Der Bogenwiderstand kann nach derWarrington-Formel berechnet werden:

1.428707 LRarc

I×

=


Dabeigilt:

L die Bogenlänge (in Metern) darstellt. Diese Gleichung ist auf die Distanzschutz-Zone 1 an‐wendbar. Der ca. dreifache Bogenfußabstand ist für Zone 2 und eine Windgeschwindigkeitvon etwa 50 km/h zu berücksichtigen

I ist der tatsächliche Fehlerstrom in A.

In der Praxis sollte die Einstellung des Fehlerwiderstands sowohl für Leiter-ErdeRFPE als auch Leiter-Leiter RFPP so hoch wie möglich gewählt werden, ohne



Beeinträchtigungen durch die Lastimpedanz, um eine zuverlässige Fehlererkennungzu ermöglichen.


7.2.3.1 Allgemeines

Die Einstellungen für Distanzmesszonen, polygonale Charakteristik (ZMFPDIS)erfolgen in Primärwerten. Mit Hilfe des Messwandlerübersetzungsverhältnisses, dasfür die Karte mit den Analogeingängen eingestellt wurde, werden die gemessenensekundären Eingangssignale automatisch in die Primärwerte umgewandelt, die vonder Funktion ZMFPDIS benötigt werden.

Bei Berechnung der Einstellung sind abhängig von der Anwendung die folgendenGrundlagen zu beachten:

• Durch Strom- und Spannungsmesswandler abgebildete Fehlermessgrößen,teilweise unter transienten Bedingungen.

• Ungenauigkeiten in den Nullimpedanzdaten und deren Auswirkungen auf dieberechneten Werte des Erdfehlerfaktors.

• Die Auswirkung der Einspeisung zwischen dem Gerät und der Fehlerposition,einschließlich dem Einfluss unterschiedlicher Z0/Z1 -Verhältnisse derverschiedenen Quellen.

• Die Leiterimpedanz unverdrillter Leitungen ist nicht bei allen Fehlerschleifenidentisch. Der Unterschied zwischen den Impedanzen unterschiedlicher Leiter-Erde-Schleifen kann bis zu 5-10 % der gesamten Leitungsimpedanz betragen.

• Die Auswirkungen einer Lastübertragung zwischen den Geräten des geschütztenFehlerwiderstands sind beträchtlich. Die Auswirkungen müssen erkannt werden.

• Wechselseitige Erdfehlerkopplung von Parallelleitungen

7.2.3.2 Einstellung der Zone 1

Die verschiedenen, bereits erwähnten Fehler erfordern eine Beschränkung der Zoneauf reduzierte Reichweite (normalerweise Zone 1) auf 75 bis 90 % der geschütztenLeitung.

Bei Parallelleitungen sind die Auswirkungen der wechselseitigen Kopplung gemäßAbschnitt "Anwendung in Parallelleitungen mit gegenseitiger Kopplung derNullsysteme" zu berücksichtigen. Beachten Sie die Beispiele, die jeweils auf IhreAnwendung zutreffen. Mit der richtigen Einstellung können Situationen ausgeglichenwerden, in denen die Parallelleitung in Betrieb, ausgeschaltet und nicht geerdet undausgeschaltet und an beiden Enden geerdet. Die Erdfehler-Reichweite muss auf<95 % eingestellt werden, auch wenn die Parallelleitung nicht in Betrieb und aufbeiden Seiten geerdet ist (schlimmster Fall).



7.2.3.3 Einstellung der Überreichzone

Die erste Zone mit erweiterter Reichweite (normalerweise Zone 2) muss Fehler in dergesamten geschützten Leitung ermitteln. In Hinblick auf die verschiedenenFehlerarten, die die Messung auf gleiche Weise wie für Zone 1 beeinflussen können,ist es notwendig, die Reichweite der Zone mit erweiterter Reichweite auf mindestens120 % der geschützten Leitung zu setzen. Die Reichweite der Zone 2 kann sogar nochhöher sein, wenn die Fehlereinspeisung von angrenzenden Leitungen an derGegenstation deutlich höher als der Fehlerstrom an der Geräteposition ist.

Die Einstellung darf im Allgemeinen 80 % der folgenden Impedanzen nichtüberschreiten:

• Die Impedanz der geschützten Leitung und die erste Zonenreichweite derkürzesten angrenzenden Leitung.

• Die Impedanz der geschützten Leitung und die Impedanz der maximalen Anzahlder Transformatoren, die auf der Sammelschiene an der Gegenstation dergeschützten Leitung parallel in Betrieb sind.

Eine größere Überreichweite als die angegebenen 80% ist auf Grund derFehlerstromeinspeisung von anderen Leitungen häufig akzeptabel. Hierfür sind aberAnalysen mithilfe von Fehlerberechnungen erforderlich.

Wenn durch irgendeine der obigen Ermittlungen die Reichweite von Zone 2 unter120% liegt, muss die Zeitverzögerung für Zone 2 um ca. 200 ms erhöht werden, umein unerwünschtes Auslösen zu vermeiden, wenn der Signalvergleichsschutz für diekurze benachbarte Leitung am entfernten Ende auf Grund von Fehlern ausgeschaltetist. Die Einstellung für Zone 2 darf nicht weniger als 120 % des Abschnitts dergeschützten Leitung betragen. Die gesamte Leitung muss unter allen Bedingungenabgedeckt sein.

Die Anforderung an Zone 2 und deren Einstellung auf nicht mehr als 80 % derkürzesten angrenzenden Leitung an der Gegenstation wird im nachfolgenden Beispielverdeutlicht.

Wenn an Punkt F ein Fehler auftritt (siehe Abbildung 75), misst das Gerät an Punkt Adie Impedanz:

ZV

IZ

I I

IZ

I I I

IR Z

I

IZAF

A

A

AC

A C

A

CF

A C B

A

FAC

C

A

C= = ++

⋅ ++ +

⋅ = + +

⋅1 FF

C B

A

F

I I

IR+ +

+

⋅1




A B

Z<

C

IC

ZAC ZCB

Z CF

IA+ I C


FI A

I B

IEC09000256 V2 EN

Abb. 75: Einstellung der Überreichzone

7.2.3.4 Einstellung der Rückwärtszone

Die Rückwärtszone ist für den Signalvergleichsschutz, der dieStromrichtungsumkehr-Logik, der Schwacheinspeiselogik usw. erkennt, bestimmt.Gleiches gilt für den Reserveschutz der Sammelschiene oder derLeistungstransformatoren. Es muss sichergestellt werden, dass der Reserveschutzimmer die Überreichweitezonen abdeckt, die vom Gerät auf der entfernten Leitung fürSignalvergleichschutzzwecke verwendet wird.

Beachten Sie den möglicherweise vorhandenen Vergrößerungsfaktor, der durchFehlereinspeisung aus angrenzenden Leitungen bedingt wird. Die Gleichung 58 kannzur Berechnung der Reichweite in Rückwärtsrichtung verwendet werden, wenn dieZone für das Blockierverfahren, für eine Schwacheinspeisung usw. verwendet wird.

( )1.2 2³ × -Zrev ZL Z remEQUATION1525 V5 EN (Gleichung 58)

Wobei gilt:

ZL ist die Impedanz der geschützten Leitung

Z2rem ist die Einstellung der Zone 2 an der Gegenstation der geschützten Leitung

Bei vielen Anwendungen ist es notwendig, den Vergrößerungsfaktor auf Grund derFehlerstromeinspeisung von benachbarten Leitungen in Umkehrrichtung zuberücksichtigen, um so eine gewisse Empfindlichkeit zu erzielen.

7.2.3.5 Einstellung der Zonen für die Anwendung auf Parallelleitungen

Parallele Leitung in Betrieb – Einstellung von Zone 1Bezogen auf Abschnitt "Anwendung auf Parallelleitungen" kann dieZonenreichweite auf 85 % der geschützten Leitung eingestellt werden.



Einfluss der gegenseitigen Kopplung müssen jedoch berücksichtigt werden.

Parallele Leitung in Betrieb – Einstellung von Zone 2Die Zonen mit Überreichweite (für gewöhnlich Zonen 2 und 3) müssen diegeschützten Leitungen in allen Fällen überdecken. Die größteReichweitenreduzierung erfolgt in Fällen, bei denen beide parallelen Leitungen inBetrieb sind und ein einfacher Leiter-Erde-Fehler am Ende der geschützten Leitungauftreten. Die äquivalente Nullstromimpedanzanordnung für diesen Fall ist inAbbildung 69 in Abschnitt Parallelleitung in Betrieb dargestellt.

Die Komponenten der Nullstromimpedanz für die Überreichweitezonen müssenmindestens folgenden Werten entsprechen:

R0E R0 Rm0+=


X0E X0 Xm0+=


Prüfen Sie die Verringerung der Reichweite bei Überreichweitezonen, die durch einewechselseitige Erdfehlerkopplung auftreten kann. Die Reichweite wird um einenFaktor reduziert:

00 12 1 0

m

f

ZKZ Z R

= -× + +


Wenn der Nenner in der Gleichung 61 mit B bezeichnet und Z0m auf X0m vereinfachtwird, kann der reale und imaginäre Anteil des Reichweiteverringerungsfaktors für dieÜberreichweitezonen wie folgt formuliert werden:

( ) ( )( ) ( )2 2

0 ReRe 0 1

Re ImX m B

KB B

×= -

+


( ) ( )( ) ( )2 2

0 ImIm 0

Re ImX m B

KB B

×=

+


Parallelleitung außer Betrieb und an beiden Enden geerdetWenden Sie dieselben Maßnahmen wie im Falle eines einzelnen Satzes vonEinstellparametern an. Das heißt, dass die Zone bei einem einfachen Leiter-Erde-Fehler am Ende der Leitungsstrecke nicht übergreifen darf.



Stellen Sie die Werte der entsprechenden Zone (Nullimpedanz und Reaktanz) wiefolgt ein:

R0E R0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------+

è øç ÷æ ö

×=


X0E X0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------–

è øç ÷æ ö

×=


7.2.3.6 Einstellung der Reichweite unter Berücksichtigung der Last

Stellen Sie den erwarteten Fehlerwiderstand für Leiter-Leiter-Fehler RFPP und fürLeiter-Erde-Fehler RFPE für jede Zone ein. Stellen Sie für jede Distanzzone getrenntalle restlichen Einstellparameter für die Reichweite ein.

Die endgültige Reichweite in Widerstandsrichtung für Leiter-Erde-Fehler-Schleifenmessungen entspricht den Werten der Mit- und Nullimpedanz der Leitungund am Ende der geschützten Zone der Gleichung 66.

( )1R 2 R1 R0 RFPE

3= × + +


2 X1 X0arctan

2 R1 R0loopj

× +=

× +é ùê úë û


Bei der Einstellung der Widerstandsreichweite für die Zone 1 muss die Bedingungbeachtet werden, um das Risiko einer Überreichweite zu minimieren:

RFPE 4.5 X1£ ×IECEQUATION2305 V1 EN (Gleichung 68)

Der Fehlerwiderstand für Leiter-Leiter-Fehler ist normalerweise ziemlich gering,verglichen mit dem Fehlerwiderstand bei Leiter-Erde-Fehlern. Um das Risiko einerÜberreichweite zu minimieren, begrenzen Sie die Einstellung für die Reichweite derZone 1 in Widerstandsrichtung für die Leiter-Leiter-Schleifenmessung auf derGrundlage der Gleichung

RFPP X≤ ⋅6 1




Die Einstellung XLd dient primär dazu, die Grenze zwischen dem, was als Fehlerbetrachtet wird und dem Normalbetrieb zu definieren. Siehe Abbildung. In diesemKontext besteht der Normalbetrieb aus der Blindlast aus der Kompensation derBlindlast der Ausrüstung oder der Ladestrom einer langen Hochspannungsleitung.XLd ist mit einiger Toleranz zur normal erscheinenden Reaktanz einzustellen. Eswerden nicht mehr als 90 % der genannten Reaktanz oder nur so viel aus Sicht desZonenreichweitepunkts erforderlich ist, benötigt.

Genau wie die Einstellungen RLdFw und RLdRv, stellt XLd eine Lastimpedanz proLeiter in symmetrischer, sternförmiger Darstellung dar. Bei einem symmetrischen-Last- oder dreiphasigen und Leiter-Leiter-Fehlern entspricht dies einer Impedanz proLeiter oder Mitsystem-Impedanz. Bei einem Leiter-Erde-Fehler ist dies eineImpedanz pro Schleife, einschließlich der Erdrückleitungsimpedanz.

7.2.3.7 Einstellung der Zonenreichweite niedriger als die Mindestlastimpedanz

Auch wenn die Widerstandsreichweite aller Schutzzonen niedriger eingestellt wirdals die niedrigste angenommene Lastimpedanz und keine Gefahr einerLastbeeinträchtigung besteht, kann es dennoch erforderlich sein RLdFw, RLdRv undArgLd entsprechend der erwarteten Lastsituation einzustellen, da diese Einstellungenin der Funktion als interne Referenzpunkte zur Leistungsverbesserung derLeiterauswahl verwendet werden.

Die maximal zulässige Widerstandsreichweite jeder Zone muss überprüft werden, umsicherzustellen, dass zwischen der Grenze und der minimalen Lastimpedanz einausreichender Sicherheitspuffer verbleibt. Die minimale Lastimpedanz (Ω/Leiter)wird mit der folgenden Gleichung berechnet.

Z loadminU2

S-------=


Dabei gilt:

U ist die minimale Leiter-Leiter-Spannung in kV

S ist die maximale Scheinleistung in MVA.

Die Lastimpedanz [Ω/Leiter] ist eine Funktion der minimalen Betriebsspannung unddes maximalen Betriebsstroms:

Z loadUmin

3 Imax×----------------------=


Mindestspannung Umin und Höchststrom Imax stehen mit den selbenAuslösebedingungen in Beziehung. Eine minimale Lastimpedanz tritt normalerweisein Notfallsituationen auf.



Um die Lastbeeinträchtigung im dreiphasigen Zustand zu verhindern,ist gegebenenfalls eine Sicherheitstoleranz erforderlich. Um einenkorrekten, gesunden Betrieb bei gleichzeitiger hoher Last auf allendrei Leitern und bei Erdfehlern zu gewährleisten, sollten dieentsprechende Einstellung der Auslösecharakteristiken sowohl beiLeiter-Leiter- als auch bei Leiter-Erde-Fehlern berücksichtigtwerden.

Um eine Lastbeeinträchtigung bei den Leiter-Leiter-Messelementen zu vermeiden,muss die eingestellte Widerstandsreichweite von allen Distanzschutzzonen unter80 % der minimalen Lastimpedanz liegen.

RFPE 0.8 Zload×£


Diese Gleichung ist nur dann anzuwenden, wenn der Winkel derSchleifencharakteristik für Leiter-Erde-Fehler mehr als dreimal so groß ist, wie dermaximal erwartete Lastimpedanzwinkel. Wenn der Schleifenscharakteristikwinkelkleiner ist als das Dreifache des Lastimpedanzwinkels, sind genauere Berechnungengemäß der Gleichung 73 erforderlich.

min

2 1 00.8 cos sin

2 1 0load

R RRFPE Z

X XJ J

× +£ × × - ×

× +é ùê úë û


Wobei gilt:

∂ ist der maximale Lastimpedanzwinkel, der sich auf die maximale Lastleistung bezieht.

Um eine Lastbeeinträchtigung bei den Leiter-Leiter-Messelementen zu vermeiden,muss die eingestellte Widerstandsreichweite von allen Distanzschutzzonen unter160 % der minimalen Lastimpedanz liegen.

RFPP 1.6 Zload£ ×load1.6 Z£ ×RFPP


Die Gleichung 74 trifft nur dann zu, wenn der Schleifencharakteristikwinkel für dieLeiter-Leiter-Fehler den maximal erwarteten Lastimpedanzwinkel um mehr als dasDreifache übersteigt. Für andere Fälle sind genauere Berechnungen gemäß derGleichung 75 erforderlich.



load minR1

RFPP 1.6 Z cos sinX1

J J£ × - ×é ù× ê úë ûIECEQUATION2307 V1 EN (Gleichung 75)

All dies trifft für alle Messzonen zu, wenn im Gerät die PendelerkennungsfunktionZMRPSB nicht aktiviert ist. Berücksichtigen Sie eine zusätzliche Sicherheitstoleranzvon ca. 20 %, wenn im Gerät die Funktion ZMRPSB aktiviert ist. Beachten Sie dieErläuterungen zur Pendelerkennungsfunktion ZMRPSB.

7.2.3.8 Einstellung der Zonenreichweite höher als die Mindestlastimpedanz

Die Impedanzzonen werden aktiviert, sobald die (symmetrische) Lastimpedanz die inRLdFw und RLdRv definierten vertikalen Grenzen oder die in ArgLd definiertenLinien schneidet. Daher ist es erforderlich ein wenig Toleranz einzuplanen. Es wirdempfohlen, RLdFw und RLdRv auf 90 % des Widerstands pro Leiter (Maximallast)einzustellen.

min0.9 loadRLdFw R< ×

IECEQUATION2419 V2 DE (Gleichung 76)

min0.9 loadRLdRv R< ×


Der Absolutwert der Toleranz zur nächsten ArgLd-Linie sollte derselben Ordnungentsprechen, d. h. mindestens 0,1 • ZLast min.

Die Lastaussparungseinstellungen beziehen sich auf eine Lastimpedanz pro Leiter insymmetrischer, sternförmiger Darstellung. Bei symmetrischen-Last- oderdreiphasigen und Leiter-Leiter-Fehlern entspricht diese einer Impedanz pro Leiteroder Mitsystem-Impedanz. Bei einem Leiter-Erde-Fehler entspricht dies einerImpedanz pro Schleife, einschließlich der Erdrückleitungsimpedanz.

R

X

RLdFw

RLdRv

ArgLd

90%10%

10%

ARGLd

Mögliche Last

ARGLd

ARGLd

R

X

RLdFw

RLdRv

XLd

XLd

ARGLd

ARGLd ARGLd

ARGLd


IEC12000176 V2 DE

Abb. 76: Lastimpedanzbegrenzung mit Lastaussparung



Bei der anfänglichen Stromänderung für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehlern kanneine Auslösung gestattet sein, auch wenn die scheinbare Impedanz desLastaussparungselements sich im Lastbereich befindet. Dies steigert dieZuverlässigkeit bei Fehlern auf der Gegenseite bei hohen Lasten. Obwohl keineBeziehung zu einem Standardereignis vorliegt kann eine möglicherweise gefährlicheSituation entstehen, die zu berücksichtigen ist: Sollte ein Leiter in einer Doppelleitunggeöffnet sein, auch wenn kein Fehler anliegt und der Laststrom dieses Leiters steigt,dann kann dies nicht von einem echten Fehler mit ähnlichen Charakteristikaunterschieden werden. Soll diesem zufälligen Ereignis vorgebeugt werden, müssenalle Leiter-Erde-Reichweiten (RFPE) aller unverzögerten Zonen unter die Notlast der"Pol-offen"-Situation eingestellt werden. Dies ist jedoch nur für Anwendungenerforderlich, bei denen die Gefahr besteht, dass der Pol eines Leistungsschalters sichohne vorherigen Fehler öffnen könnte. Falls dies nie geschieht, beispielsweise beimFehlen paralleler Leitungen, ist eine Anpassung der Leiter-Erde-Reichweiten nachdem "Pol-offen"-Szenario nicht erforderlich.

7.2.3.9 Weitere Einstellungen

IMinOpPE und IMinOpPP

Die Fähigkeit einer bestimmten Schleife und Zone, eine Anregung oder Auslösung zuveranlassen wird unterbunden, wenn der Eingangsstrom dieser Schleife unter denSchwellenwert fällt, der in diesen Einstellungen definiert ist. Der Ausgang einerLeiter-Erde-Schleife Ln wird blockiert, wenn ILn < IminOpPE(Zx). In entspricht demRMS-Wert des Basisstroms in Leiter n.

Der Ausgang einer Leiter-Erde-Schleife LmLn wird blockiert, wenn ILmLn <IMinOpPP(Zx). ILmLn ist der RMS-Wert der Zeigerdifferenz zwischen denLeiterströmen Lm und Ln.

Die beiden Stromgrenzen IMinOpPE und IMinOpPP werden automatisch auf 75 %der regulären Einstellwerte reduziert, wenn die Zone auf eine Auslösung inumgekehrter Richtung eingestellt wird, d. h. OperationDir wird auf Rückwärtsgesetzt.

OpModeZx

Diese Einstellung ermöglicht eine Kontrolle über die Auslösung/fehlende Auslösungder einzelnen Distanzzonen. Normalerweise ist die Option L-E L-L Aktivierenaktiviert, um sowohl die Auslösung der Leiter-Leiter- als auch der Leiter-Erde-Schleifen zu gestatten. Die Auslösung in beiden Schleifen (Leiter-Leiter oder Leiter-Erde) kann durch die jeweilige Aktivierung von L-L Aktivieren oder L-E Aktivierenausgewählt werden. Die Zone kann durch die Einstellung der Option Zonedeaktivieren vollständig deaktiviert werden.

DirModeZx

Diese Einstellung definiert die Auslöserichtung der Zonen Z3, Z4 und Z5 (dieRichtung der Zonen Z1, Z2 und ZRV ist fest). Die Optionen sind ungerichtet,vorwärts oder rückwärts. Das Ergebnis des jeweiligen Werts wird in Abbildung 77



dargestellt, wo die Mitsystemimpedanz der Richtung auf der geschützten Leitungentspricht.

=IEC05000182=1=de=Original.vsdx

R

X

R

X

R

X

Ungerichteter Vorwärts Rückwärts

IEC05000182 V1 DE

Abb. 77: Richtungsauslösungsmodi der Distanzmesszonen 3 bis 5

tPPZx, tPEZx, TimerModeZx, ZoneLinkStart und TimerLinksZx

Die Logik für die Verknüpfung der Zeitgliedeinstellungen kann über einModuldiagramm beschrieben werden. Die folgende Abbildung beschreibt nur denFall, in dem TimerModeZx für L-L und L-E ausgewählt wird.



TZxt

tPPZx

ttPEZx

BLOCK

PPZx

PEZx

TimerLinksZxSchleifenVerk (tLL-tLE) SchleifenVerk&ZonenVerkKeine Verknüpfungen

LNKZ1 FALSCH (0)

TimerLinksZx =LoopLink & ZoneLink

LNKZRVLNKZ2

LNKZxODERLNKZ3

LNKZ4LNKZ5

ZoneLinkStart

STPHS Leiterauswahl1. Anregezone

VTSZBLKZxBLKTRZx

ODER

ODER

ODER

ODER

ODER

UND

UND

ODER

UND

UND

UND

TimerModeZx =L-L, L-E aktivieren

UND

UND


IEC12000139 V2 DE

Abb. 78: Logik zur Verknüpfung der Zeitglieder

CVTtype

Wenn möglich, sollte der für die Messung eingesetzte kapazitive Spannungswandler(CVT) identifiziert werden. Die Alternativen stehen eng mit dem Typ desFerroresonanzunterdrückungs-Schaltkreises im Spannungswandler in Beziehung. Esgibt zwei Grundsätze:

Passiver Typ Bei Spannungswandlern mit einer nicht-linearen Komponente, wie einem sättigbarenInduktor, zur Begrenzung von Überspannungen (durch die Ferroresonanz). Diese Kom‐ponente agiert unter normalen Last- und Fehlerbedingungen nicht, daher die Bezeich‐nung "passiv". Spannungswandler mit einer hochohmigen Last zum Ausgleichen derFerroresonanz gehören ebenfalls zu dieser Kategorie.

Beliebig Diese Option steht in erster Linie mit dem so genannten aktiven Spannungswandlertyp inVerbindung. Dieser verwendet ein Set von Reaktivstromkomponenten, die einen Filter‐kreis bilden, die alle Frequenzen abgesehen von den Bemessungsfrequenzen dämpfen,um die Ferroresonanz einzudämmen. Die Bezeichnung "aktiv" bezieht sich darauf, dassder Kreis bei Störgrößen immer unabhängig vom Spannungspegel greift. Diese Optionsollte auch bei Typen verwendet werden, die nicht in die anderen beiden Kategorienfallen, beispielsweise bei Spannungswandlern mit elektronischer Dämpfung oder wennder Typ nicht identifiziert werden kann.

Keiner (mag‐netisch)

Diese Option sollte bei vollmagnetischen Spannungswandlern gewählt werden.



INReleasePE

Über diese Einstellung kann die Leiter-Erde-Messung für Leiter-Leiter-Erde-Fehleraktiviert werden. Sie bestimmt den Pegel des Reststroms (3I0), über dem die Leiter-Erde-Messung aktiviert wird (und die Leiter-Leiter-Messung wird blockiert). DieBeziehungen sind über die Gleichung definiert.

0 maxRe

3100

phIN leasePE

I I× ³ ×


Dabei gilt:

INReleasePE die Einstellung für den minimalen Reststrom in %, der erforderlich ist, um die Auslö‐sung in der Leiter-Erde-Fehlerschleife zu aktivieren

Iphmax der maximale Leiterstrom in allen drei Leitern

Standardmäßig ist diese Einstellung extrem hoch eingestellt, um jederzeit eine Leiter-Leiter-Messung für Leiter-Leiter-Erde-Fehler zu gewährleisten. Diese Einstellungmuss bestehen bleiben, es sei denn, es liegen bestimmte Gründe für die Aktivierungder Leiter-Erde-Messung vor. Selbst mit dem Standardwert wird die Leiter-Erde-Messung aktiviert, sofern erforderlich, wie im Fall simultaner Fehler: zweigleichzeitig auftretende Erdfehler, einer in jedem der Stromkreise einer doppeltenLeitung.

7.3 Schneller Distanzschutz ZMFCPDIS




Schnelle Distanzschutzzone (Zone 1-6) ZMFCPDIS

S00346 V1 DE

21

7.3.2 Anwendung

Hochspannungs-Übertragungsnetze werden ständig erweitert und sind demzufolgeimmer komplexer. Die Netze umfassen dann eine große Anzahl an Leitungen mitunterschiedlichen Längen und mit parallelen Stromkreisen. Diese Änderungen imNetz stellen normalerweise hohe Anforderungen an die Schutzeinrichtung zurFehlerklärung, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzes zu halten oder sogarzu erhöhen.



Die schnelle Distanzschutzfunktion (ZMFCPDIS) bietet eine Auslösezeit unter einerPeriodendauer bis herunter auf die Halbperiodendauer bei den meisten Fehlern.Zugleich ist sie speziell als zusätzliche Schutzmaßnahme bei schwierigenBedingungen in Hochspannungs-Übertragungsnetzen konzipiert, z. B. beimAuftreten von Fehlern an langen, stark belasteten Leitungen und Fehlern, die starkverzerrte Signale erzeugen. Diese Fehler werden mit äußerster Sicherheit undZuverlässigkeit gehandhabt, wenn auch manchmal mit verringerterArbeitsgeschwindigkeit.

7.3.2.1 Sternpunkterdung

Die Art der Sternpunkterdung spielt bei der Planung des Schutzsystems eine wichtigeRolle. Einige Hinweise bezüglich des Distanzschutzes werden nachfolgendhervorgehoben.

Netze mit niederohmiger ErdungIn Netzen mit niederohmiger Erdung sind die Sternpunkte von Transformatoren imAllgemeinen wirksam mit Erde angeschlossen, ohne eine Impedanz zwischen demTransformatorsternpunkt und der Erde anzuordnen.

xx05000215.vsd

IEC05000215 V1 DE

Abb. 79: Netze mit niederohmiger Erdung

Der Erdfehlerstrom kann hierbei genauso groß oder sogar größer als derKurzschlussstrom sein. Die Impedanz des Transformators und der Leitung inSerienschaltung legt die Größe des Fehlerstroms fest. Die Leiter-Erdkapazitätenhaben nur einen sehr begrenzten Einfluss auf den Erdfehlerstrom. Jedoch könnenLeiter-Erdkapazitäten den Erdfehlerstrom in Netzen mit langenÜbertragungsleitungen geringfügig beeinflussen.

Der Erdfehlerstrom bei einem Leiter-Erde-Fehler in Leiter L1 kann gemäßGleichung 31 berechnet werden:

L1 L10

1 2 0 f 1 N f

3 U U3I

Z Z Z 3Z Z ZZ

×= =

+ + + + +




Wobei gilt:

UL ist die Leiter-Erde-Spannung (kV) im fehlerhaften Leiter vor demFehler.

Z1 ist die Mitsystemimpedanz (Ω/Leiter).

Z2 ist die Gegensystemimpedanz (Ω/Leiter).

Z0 ist die Nullimpedanz (Ω/Leiter).

Zf ist die Fehlerimpedanz (Ω), häufig resistiv.

ZN ist die Erdimpedanz, als (Z0-Z1)/3 definiert.

Die Spannung an den gesunden Leitern beträgt generell weniger als 140 % der Leiter-Erde-Bemessungsspannung. Dies entspricht etwa 80 % der Leiter-Leiter-Bemessungsspannung.

Der hohe Erdfehlerstrom in Netzen mit niederohmiger Erdung ermöglicht den Einsatzder Impedanzmesstechnik, mit der ein Erdfehler erkannt werden kann. Da dieDistanzschutzfunktion hohe Fehlerübergangswiderstände nur begrenzt erkennt,sollte sie stets mit anderen Schutzfunktionen ergänzt werden, die in solchen Fällen dieFehlerbeseitigung übernehmen.

Netze mit wirksamer niederohmiger ErdungEin Netz wird als wirksam niederohmig geerdet definiert, wenn der Erdfehlerfaktor fekleiner als 1,4 ist. Der Erdfehlerfaktor wird gemäß Gleichung 32 bestimmt:

fU

Ue

pn

=max


Wobei gilt:

Umax ist die höchste Grundschwingungsspannung an einem der fehlerfreien Leiter bei einem Lei‐ter-Erde-Fehler.

Upn ist die Grundschwingungsspannung Leiter-Erde vor dem Fehler.

Ein Netz mit wirksamer niederohmiger Erdung lässt sich noch auf eine weitere Weisebestimmen. Ein Netz gilt als wirksam geerdet, wenn die folgenden Beziehungenzwischen den symmetrischen Komponenten der Netzimpedanzen gelten, sieheGleichungen 33 und 34:

0 1X 3 X< ×


0 1R R£


Wobei gilt:



R0 ist die Widerstandsreichweite der Quelle

X0 ist die Reaktanzreichweite der Quelle

R1 ist die Widerstandsreichweite der Quelle

X1 ist die Reaktanzreichweite der Quelle

Die Größe des Erdfehlerstroms in wirksam geerdeten Netzen ist hoch genug, dass dieElemente zur Messung der Impedanz Erdfehler erkennen können. Bei Netzen mitniederohmiger Erdung erkennt die Distanzschutzfunktion hoheFehlerübergangswiderstände nur bedingt, weswegen sie stets mit anderenSchutzfunktionen ergänzt werden sollte, die in solchen Fällen die Fehlerbeseitigungübernehmen.

Netze mit hochohmiger SternpunkterdungIn Netzen dieser Art können Distanzschutzfunktionen zur Erkennung undBeseitigung von Erdfehlern nicht genutzt werden. Durch die niedrige Größe desErdfehlerstroms können die Nullsystem-Messelemente ggf. nicht gestartet werden,oder die Empfindlichkeit ist für die Anregung zu niedrig. Aus diesem Grund ist einäußerst empfindlicher Erdfehlerschutz erforderlich, der die Fehlerbeseitigung beieinem einpoligen Erdfehler übernimmt.

ZMFCPDIS ist nicht für Netze mit hochohmiger Sternpunkterdung konzipiert. Eswird stattdessen die Verwendung der Distanzschutzfunktion ZMQPDIS empfohlen,gegebenenfalls zusammen mit der Leiterbevorzugungslogik (PPLPHIZ).

7.3.2.2 Fehlereinspeisung der Gegenseite

Übertragungsnetze sowie die meisten Verteilungsnetze werden im Allgemeinen alsvermaschtes Netz betrieben. Bei diesem Netztyp ist es charakteristisch, dass dieFehlereinspeisung an der Gegenseite auftritt, wenn in der geschützten Leitung einFehler auftritt. Die Einspeisung des Fehlerstroms erweitert die Fehlerimpedanz, dievom Distanzschutz erkannt wird. Dies muss unbedingt bei der Planung desSchutzsystems und der Einstellung berücksichtigt werden.

Die Gleichung für die Sammelschienenspannung UA auf der Seite A lautet:

U I p Z I I RfA A L A B= ⋅ ⋅ + +( ) ⋅

EQUATION1273-IEC-650 V2 EN (Gleichung 83)

Wenn UA durch IA geteilt wird, ergibt dies den Wert für Z, der am Gerät auf der SeiteA anliegt:

IA + IBUA

IA IA ZA = = p ·ZL + ·Rf

EQUATION1274-IEC-650 V1 DE (Gleichung 84)



Der Einspeisungsfaktor (IA+IB)/IA kann sehr hoch sein, 10 bis 20 je nach denQuellenimpedanz-Differenzen auf der lokalen und entfernten Seite.

Z <

ZL

Z <

ESA

UA UBA B ESBIA IB

Rf

p*ZL (1-p)*ZLZSA ZSB

IEC09000247-1-en.vsdIEC09000247 V1 EN

Abb. 80: Einfluss der Fehlerstromeinspeisung von der Gegenseite

Die Auswirkungen der Stromeinspeisung von der Gegenseite ist einer derausschlaggebendsten Faktoren zur Rechtfertigung eines ergänzenden Schutzes zumDistanzschutz.

Liegt in der Leitung eine besondere Last an, tendiert der Distanzschutz amlastexportierenden Ende zum überreichen. Das Phänomen kann über einen adaptivenintegrierten Algorithmus des Geräts gehandhabt werden, der die Tendenz zumÜberreichen von Zone 1 am lastexportierenden Ende kompensiert und dieUnterreichweite am importierenden Ende verringert. Für diese Funktion sind keineEinstellungen erforderlich.

7.3.2.3 Lastaussparung

In einigen Fällen kann die Lastimpedanz in die Zonencharakteristik hineingehen,ohne dass ein Fehler in der geschützten Leitung vorliegt. Um eine Überfunktion zuvermeiden, wird die Aussparung des Lastbereichs eingeführt. Eine Überfunktionkann auftreten, wenn ein externer Fehler beseitigt wird und eine hohe Notlast auf diegeschützte Leitung übernommen wird. Die Auswirkungen der Lastaussparung sindim linken Abschnitt der Abbildung 81 dargestellt. Der Eingang der Lastimpedanz indie Charakteristik ist nicht gewünscht. Um mit diesem Phänomen umzugehen,müssen die Einstellungen entsprechend gewählt werden, d. h., es ist eineSicherheitstoleranz zwischen der Distanzzone und der Mindestlastimpedanzerforderlich. Dies hat den Nachteil, dass die Sensibilität des Schutzes reduziert wird,d. h. die Fähigkeit, ohmsche Fehler zu erkennen.

Das Gerät verfügt über eine eingebaute Funktion zur Anpassung der Charakteristik,wie im rechten Abschnitt der Abbildung 81 dargestellt. Die Algorithmus derLastaussparung steigert die Möglichkeit zur Erkennung von hohenFehlerwiderständen, insbesondere bei Leiter-Erde-Fehlern auf der Gegenseite. Füreine vorgegebene Einstellung des Lastwinkels ArgLd kann beispielsweise dieohmsche Aussparung der Zonenmessung gemäß dem rechten Abschnitt der



Abbildung 81 mit höherer Fehlerresistenz ohne ein Risiko der unerwünschtenAuslösung auf Grund der Lastaussparung erweitert werden. Dies gilt in beideRichtungen.

Die Nutzung der Lastaussparungsfunktion ist essenziell für lange Leitungen mit hoherLast, bei denen es zu einem Konflikt zwischen der notwendigen Notlastübertragungund der erforderlichen Sensibilität des Distanzschutzes kommen kann. Die Funktionkann auch bei Leitungen mittlerer Länge mit hoher Last genutzt werden. Bei kurzenLeitungen ist das Hauptproblem, einen ausreichenden fehlerresistenten Schutz zuerzielen. Die Lastaussparung ist dabei kein großes Problem. Stellen Sie trotzdemRLdFw, RLdRv und ArgLd gemäß der erwarteten maximalen Last ein, da dieseEinstellungen intern in der Funktion als Referenzpunkte verwendet werden, um dasVerhalten der Leiterauswahl zu verbessern.

R

X

Z1

Lastimpedanzbereich in Vorwärtsrichtung

RLdRv

R

Z1

ArgLdArgLd

ArgLdArgLd

RLdFw


X

IEC09000248 V1 DE

Abb. 81: Phänomen bei der Lastaussparung und geformteLastaussparungscharakteristik

7.3.2.4 Anwendung auf kurze Leitungen

Bei Kurzleitungsanwendungen ist die zentrale Herausforderung die Sicherstellungeines hinreichenden Erfassung des Fehlerwiderstandes. Lastaussparung ist hier nichterforderlich. Eine Leitung gilt nicht aufgrund einer entsprechend definiertenLeitungslänge als kurze Leitung, vielmehr entscheiden Systemparameter wie z. B.Spannung und Quellimpedanz darüber, ob es sich um eine kurze Leitung handelt,siehe Tabelle 17.

Tabelle 19: Definition von kurzer und sehr kurzer Leitung

Leitungskategorie

Un Un110 kV 500 kV

Sehr kurze Leitung 1,1-5,5 km 5-25 km

Kurze Leitung 5,5-11 km 25-50 km

Die Fähigkeit des Geräts zur unabhängigen Einstellung der Wirk- undBlindreichweite für Mit- und Nullsystem-Fehlerschleifen sowie der individuellenFehlerwiderstandseinstellungen für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehler,



gemeinsam mit einem Lastaussparungs-Algorithmus, verbessert dieErkennungsmöglichkeiten hochohmiger Fehler ohne Interferenzen mit derLastimpedanz zu verursachen, siehe Abbildung 81.

Bei Anwendungen auf sehr kurze Leitungen, kann die Zone 1 nicht genutzt werden,da der Spannungsabfall bei einem Fehler auf der gesamten Leitung zu gering ist undhierdurch die Gefahr eines Übergreifens besteht.

Bei Anwendungen auf kurze Leitungen stellt die Lastaussparung normalerweise keinProblem dar.

7.3.2.5 Anwendung auf lange Leitungen

Bei langen Leitungsstrecken spielt die Änderung der Lastimpedanz, d. h. zurVermeidung einer Fehlfunktion mittels Lastaussparung, normalerweise eine größereRolle. Es ist hinlänglich bekannt, dass es schwierig ist, bei langen Leitungen eine hoheEmpfindlichkeit bei Leiter-Erde-Fehlern am Leitungsende zu erreichen, wenn dieLeitung stark belastet ist.

Die Leitungsstrecken, die in Bezug auf das Verhalten des Distanzschutzes als langeLeitungen betrachtet werden können, entsprechen im allgemeinen den In Tabelle 18beschriebenen. Lange Leitungen weisen ein Systemimpedanzverhältnis (SourceImpedance Ratio, SIR), mit dem das Verhältnis zwischen der Quellimpedanz zurImpedanz der Leitungsstrecke von weniger als 0,5 auf.

Tabelle 20: Definition langer und sehr langer Leitungen

Leitungskategorie

Un Un110 kV 500 kV

Lange Leitungen 77 km - 99 km 350 km - 450 km

Sehr lange Leitungen > 99 km > 450 km

Die Fähigkeit des Geräts zur unabhängigen Einstellung der Wirk- undBlindreichweite für Mit- und Nullsystem-Fehlerschleifen sowie der individuellenFehlerwiderstandseinstellungen für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehler,gemeinsam mit einem Lastaussparungs-Algorithmus, verbessert dieErkennungsmöglichkeiten hochohmiger Fehler bei gleichzeitiger Steigerung derSicherheit (Gefahr einer unerwünschten Auslösung auf Grund der Lastaussparung istbeseitigt), siehe Abbildung 82.



en05000220.vsd

R

Zm

ARGLdARGLd

ARGLd ARGLd

RLdFwRLdRv

ZL

IEC05000220 V1 DE

Abb. 82: Charakteristik für Zonenmessung für eine lange Leitung

7.3.2.6 Anwendung in Parallelleitungen mit gegenseitiger Kopplung derNullsysteme

AllgemeinesParallelleitungen nehmen in Netzen stetig zu, da es immer schwieriger wird,ausreichend Platz für neue Leitungen bereitzustellen.

Parallelleitungen verursachen auf Grund der gegenseitigen Kopplung einen Fehler inder Nullsystembehandlung bei der Impedanzbestimmung der Leiter-Erde-Schleife.Für das Auftreten der gegenseitigen Kopplung brauchen die Leitungen nicht alle diegleiche Spannung aufzuweisen. Einige der Kopplungen bestehen selbst fürLeitungen, die 100 Meter oder weiter auseinander liegen. Die gegenseitige Kopplungverursacht normalerweise keine Spannungsumkehrung.

Die analytischen Berechnungen der Leitungsimpedanzen haben erwiesen, dass aufGrund der gegenseitiger Kopplung die Beeinflussung der Impedanzen bei Gegen- undMitsystemen zur Eigenimpedanz sehr klein sind (< 1-2%) und diese praktischvernachlässigt werden können.

Von der Anwendungsseite her betrachtet, existieren drei Arten vonNetzkonfigurationen (Klassen), was bei der Festlegung der Einstellungen für dieSchutzfunktion berücksichtigt werden muss.

Bei den unterschiedlichen Netzkonfigurationen handelt es sich um:

1. Parallelstromkreise mit gemeinsamem Mitsystem und Nullsystem2. Parallelstromkreise mit gemeinsamem Mitsystem aber getrenntem Nullsystem3. Parallelstromkreise mit getrenntem Mitsystem und Nullsystem



Ein Beispiel für die dritte Netzkonfiguration ist eine gegenseitige Kopplung zwischeneiner 400-kV-Leitung und einer Eisenbahn-Ober- bzw. Fernleitung sein. Diese Artvon gegenseitiger Erdfehlerkopplung ist nicht sehr verbreitet, weswegen sie in diesemHandbuch nicht weiter behandelt wird.

Daher bestehen für die Netzkonfigurationen im Allgemeinen drei unterschiedlicheTopologien. Die Parallelleitung kann in Betrieb, außer Betrieb und außer Betrieb mitErdung an beiden Seiten sein.

Die Reichweite der Distanzschutzzone 1 variiert entsprechend der Betriebsbedingungder Parallelleitung. Dies kann über den Einsatz unterschiedlicher Parametersätzegehandhabt werden, um Fälle abzudecken, bei denen die Parallelleitung in Betriebund außer Betrieb mit Erdung an beiden Seiten ist.

Der Distanzschutz im Gerät kann die Beeinträchtigung einer gegenseitigenNullsystem-Kopplung bei der Messung des Leiter-Erde-Fehlers folgendermaßenkompensieren:

• Verschiedene Einstellwerte, die den Erdfehlerfaktor für verschiedeneDistanzzonen innerhalb derselben Einstellparametergruppe beeinflussen.

• Verschiedene Einstellparametergruppen für unterschiedlicheBetriebsbedingungen einer geschützten Mehrkreisleitung.

Die meisten vermaschten Netze besitzen parallele Stromkreise.

Anwendung auf ParallelleitungenDieser Netzwerktyp wird als Netzwerk definiert, bei dem die parallelenÜbertragungsleitungen an beiden Seiten an einem gemeinsamen Knotenpunkt enden.

Die drei am meisten verbreiteten Funktionsmodi sind:

1. Parallelleitung in Betrieb2. Parallelleitung außer Betrieb und geerdet3. Parallelleitung außer Betrieb und nicht geerdet

Parallelleitung in BetriebDiese Art von Anwendung ist sehr verbreitet und gilt für alle normalenÜbertragungsnetze und Verteilnetze.

Betrachten wir die Folgen eines Fehlers in der Parallelleitung, siehe Abbildung 68.

Bei symmetrischen Komponenten kann die Impedanz Z am Relaispunkt für normaleLeitungen ohne gegenseitige Kopplung entsprechend der Gleichung 39 hergeleitetwerden.

ZU

I IZ Z

Z

U

I I K

ph

ph

ph

ph N

=

+ ⋅−

⋅

=+ ⋅

33

30

0 1

1

0




Wobeigilt:

Uph ist die Leiter-Erde-Spannung am Relaispunkt.

Iph ist der Leiterstrom im fehlerhaften Leiter.

3I0 ist der Erdfehlerstrom.

Z1 ist die Mitsystemimpedanz.

Z0 ist die Nullimpedanz.

Z0m

A B

Z< Z< IEC09000250_1_en.vsd

IEC09000250 V1 EN

Abb. 83: Klasse 1, Parallelleitung in Betrieb

Der gleiche Stromkreis kann vereinfacht dargestellt werden, siehe Abbildung 69.

A

B

CZ0m

Z0mZ0 -

Z0mZ0 -


IEC09000253 V1 EN

Abb. 84: Äquivalente Nullsystemimpedanz-Anordnung der in Betriebbefindlichen Parallelleitung, bei einem Leiter-Erde-Fehler auf derSammelschiene am Gegenende

Wird die gegenseitige Kopplung eingeschaltet, dann ändert sich die Spannung amRelaispunkt A gemäß Gleichung 40.

0 000 11 3 3

3 1 3 1mL L

ph pph LL L

ZZ ZU Z I I IZ Z

æ ö-= × + × +ç ÷

× ×è øIECEQUATION1276 V3 EN (Gleichung 86)

Teilt man Gleichung 40 durch Gleichung 39 und nach einigen Vereinfachungen kanndie Impedanz am Relais auf der Seite A folgendermaßen geschrieben werden:

3 01 13 0

æ ö×= +ç ÷+ ×è ø

LI KNmZ Z

I ph I KNEQUATION1277 V3 EN (Gleichung 87)



Wobeigilt:

KNm = Z0m/(3 · Z1L)

Der zweite Teil in der Klammer ist der eingegebene Fehler durch die Messung derLeitungsimpedanz.

Hat der Strom in der Parallelleitung im Vergleich zum Strom in der geschütztenLeitung ein negatives Vorzeichen, d. h. der Strom in der Parallelleitung fließt inumgekehrter Richtung im Vergleich zu dem in der geschützten Leitung, dann wird dieReichweite der Distanzfunktion erweitert. Wenn die Ströme alle dieselbe Richtunghaben, reduziert der Distanzschutz die Reichweite der Schutzzone.

Die maximale Erweiterung tritt auf, wenn die Einspeiseleitung der Gegenseiteschwach ist. Bei einem Leiter-Erde-Fehler an der 'P' Einheit auf der Leitungsstreckezwischen A und B einer Parallelleitung, dann entspricht im Fall einerFehlerstromeinspeisung der Gegenseite mit dem Wert Null die Spannung UA imdefekten Leiter an der SeiteA der Gleichung 42.

U p ZI I K I K IA L ph N Nm p= ⋅ + ⋅ + ⋅( )3 3

0 0


Außerdem kann auch die folgende Beziehung zwischen den Nullsystemspannungenbeobachtet werden:

3 0 3 0 0 20

I Z I Z pL p L

⋅ = ⋅ −( )EQUATION1279 V3 EN (Gleichung 89)

Vereinfachung der Gleichung 43, nach 3I0p aufgelöst und Ersetzen des Ergebnissesin Gleichung 42 kann die Spannung folgendermaßen ermittelt werden:

U p ZI I K I KI p

pA L ph N Nm

= ⋅ + ⋅ + ⋅⋅

−

3

3

20

0


Wenn abschließend die Gleichung 44 durch die Gleichung 39 geteilt wird, ergibt sichdie am Gerät anliegende Impedanz als

Z p ZI

I KN I KNI p

p

I I KNL

ph m

ph

= ⋅

+ ⋅ + ⋅⋅

−

+ ⋅

33

2

3

0

0

0




Die Berechnung für eine 400-kV-Leitung, bei der zur Vereinfachung der Widerstandvernachlässigt wurde, liefert bei X1L=0,303 Ω/km, X0L=0,88 Ω/km, ReichweiteZone 1 ist auf 90 % der Leitungsreaktanz p=71 %, d. h. die Reichweite des Schutzeswird um ca. 20 % unterschritten.

Die gegenseitige Kopplung im Nullsystem kann die Reichweite des Distanzschutzesim geschützten Stromkreis reduzieren, wenn die Parallelleitung normal in Betrieb ist.Die Verringerung der Reichweite ist am stärksten ausgeprägt, wenn das Gerät sich aufder fehlerhaften Leitung befindet und an deren Gegenende keine oder schwacheEinspeisung vorliegt. Diese Reichweitenreduzierung beträgt normalerweise wenigerals 15 %. Aber wenn die Reichweite an einem Leitungsende reduziert wird, erhöht siesich proportional am gegenüberliegenden Leitungsende. Bei einer Verringerung derReichweite von 15% wird die Funktion des zulässigen Mitnahme-Schemas nichtbedeutend beeinträchtigt.

Parallelleitung außer Betrieb und geerdet

Z0m

A B


IEC09000251 V1 EN

Abb. 85: Die Parallelleitung ist außer Betrieb und geerdet.

Wenn an der Parallelleitung eine Leitung außer Betrieb genommen wird und dabei diebeiden Enden geerdet sind, sodass ein Erdstrom in der Parallelleitung fließen kann,dann entsprechen die äquivalenten Nullsystemkreise der Parallelleitungen inAbbildung 71.

A

B

C


I0

I0

Z0mZ0 -

Z0mZ0 -

Z0m

IEC09000252 V1 EN

Abb. 86: Äquivalente Nullsystem-Impedanzanordnung für eine Parallelleitungmit einer außer Betrieb befindlichen, an beiden Enden geerdetenLeitung

Hier gleicht die äquivalente Nullsystemimpedanz Z0-Z0m parallel mit (Z0-Z0m)/Z0-Z0m+Z0m die der Gleichung 46 entsprechen.



2 2

0

0

omE

Z ZZ

Z

-=


Der Einfluss auf die Distanzmessung wird beträchtlich sein. Es kommt zu einerdeutlichen Reichweitenerweiterung, die bei der Berechnung der Einstellungenberücksichtigt werden muss. Es wird empfohlen, einen separaten Parametersatz fürdiese Auslösungsbedingung zu verwenden, da sie die Reichweite erheblichverringert, wenn die Leitung sich in Betrieb befindet.

Alle unten aufgeführten Ausdrücke sind für den praktischen Einsatz vorgeschlagen.Sie nehmen an, dass der Wert des Nullsystems, gegenseitiger Widerstand R0m Nullentspricht. Sie berücksichtigen lediglich die gegenseitigen Nullsystem Reaktanz X0m.Berechnen der äquivalenten X0E und R0E Nullsystemparameter entsprechend derGleichungen 47 und 48 für jeden einzelnen Leitungsabschnitt. Diese werdenanschließend zur Berechnung der Reichweite der Unterreichzone verwendet.

R RX

R XE

m0 0

0

2

0

2

0

21= ⋅ +

+


X XX

R XE

m0 0

0

2

0

2

0

21= ⋅ −

+


Parallelleitung außer Betrieb und nicht geerdet

Z0m

A B


IEC09000254 V1 EN

Abb. 87: Die Parallelleitung ist außer Betrieb und nicht geerdet.

Wenn die Parallelleitung außer Betrieb und nicht geerdet ist, kann der Nullstrom inder Leitung über die Leitererdkapazitäten zur Erde abgeführt werden. DieLeitererdkapazitäten sind hoch, wodurch der Nullstrom auf der Parallelleitung aufsehr niedrige Werte begrenzt wird. In der Praxis kann die Ersatzschaltung zurBestimmung der Nullimpedanz bei Fehlern an der entfernten Sammelschienevereinfacht dargestellt werden – siehe Abb. 72



Die gegenseitige Nullimpedanz der Leitung beeinflusst demzufolge nicht dieMessungen des Distanzschutzes im fehlerhaften Stromkreis. Das heißt, dass dieReichweite der Distanzschutzzone reduziert wird, sofern – aufgrund derBetriebsbedingungen – die äquivalente Nullimpedanz entsprechend denBedingungen festgelegt wird, wenn das Parallelsystem außer Betrieb ist undbeidseitig geerdet ist.

A

B

C


I0

I0

Z0mZ0 -

Z0m

Z0mZ0 -

IEC09000255 V1 EN

Abb. 88: Äquivalente Nullsystem-Impedanzanordnung für eine Parallelleitungmit einer außer Betrieb befindlichen, an beiden Enden ungeerdetenLeitung

Die Reduzierung der Reichweite ergibt sich aus der Gleichung 49.

( )( ) ( )

21 0

0

1 001 0

1 23 11 2 323

E fm

U

ff

Z Z R ZKZ Z Z RZ Z R

× × + += = -

× × + +× × + +


Das heißt, dass die Reichweite in reaktive und Widerstandsrichtung reduziert wird.Gleichen die realen und fiktiven Komponenten der konstanten A der Gleichung 50und 51.

Re( ) 0 (2 1 0 3 ) 0 ( 0 2 1)A R R R Rf X X X= × × + + × - × + ×EQUATION1285 V1 DE (Gleichung 96)

0 1 0 1 0 1 0Im( ) (2 3 ) (2 )A X R R R R X X= × × + + × + × × +EQUATION1286 V1 DE (Gleichung 97)

Die reale Komponente des KU-Faktors gleicht der Gleichung 52.

Re

Re

Re Im

KA X

A A

u

m

( ) = +( ) ⋅

( )

+ ( )

1

0

2

2 2


Die fiktive Komponente des gleichen Faktors gleicht der Gleichung 53.



( ) ( )( ) ( )

20

2 2

ImIm

Re Im

mU

A XK

A A

×=

+é ù é ùë û ë ûEQUATION1288 V2 EN (Gleichung 99)

Stellen Sie sicher, dass die Zonen von beiden Leitungsenden ausreichend (mindestens10 %) in der Mitte des geschützten Stromkreises überlappen.

7.3.2.7 Anwendung bei Dreiendenleitungen

C

B

BC


A

IEC09000160 V3 EN

Abb. 89: Beispiel einer Dreiendenleitung mit Spartransformator

Bei dieser Anwendung ergibt sich ein ähnliches Problem, wie es bereits im AbschnittFehlereinspeisung der Gegenseite hervorgehoben wurde: ein erhöhterImpedanzmesswert aufgrund der Fehlerstromeinspeisung. Beispielsweise ist beiFehlern zwischen dem Punkt T und der Station B die Impedanz an A und C:

ZA =ZAT + ·ZTFIA + IC

IADOCUMENT11524-IMG3509 V3 EN (Gleichung 100)

Z Z ZI I

IZ

U

UC Trf CT

A C

C

TF= + ++

⋅

⋅

2

1

2




Wobei gilt:

ZAT und ZCT ist die Leitungsimpedanz von der Station A bzw. C zum Punkt T.

IA und IC ist der Fehlerstrom von der Station A bzw. C bei einem Fehler zwischen T und B.

U2/U1 Wandlerübersetzungsverhältnis für die Impedanzwandlung an der U1 Seite des Wand‐lers zur Messseite U2 (hierbei wird angenommen, dass die Strom- und Spannungs-Distanzfunktion von der U2 Seite des Wandlers bezogen wird).

ZTF ist die Leitungsimpedanz vom T-Punkt zum Fehler (F).

ZTrf ist die Transformatorimpedanz.

Bei diesem Beispiel mit einem Fehler zwischen T und B wird die gemesseneImpedanz vom Punkt T zum Fehler um einem Faktor erhöht, der sich aus der Summeder Ströme vom Punkt T zum Fehler dividiert durch den Gerätestrom ergibt. Für dasGerät bei C muss die Impedanz an der Oberspannungsseite U1 über dasTransformatorübersetzungsverhältnis zum Niveau der entsprechendenMessspannung übertragen werden.

Eine weitere Komplikation, die je nach Topologie auftreten könnte, ist, dass der Stromvon einem Ende aufgrund eines Fehlers in der geschützten Leitung umgekehrtgerichtet sein kann. Zum Beispiel kann bei Fehlern am Punkt T der Strom von B in dieumgekehrte Richtung von B nach C fließen, je nachdem wie die Systemparameterverteilt sind (siehe die gepunktete Linie in Abbildung 74), vorausgesetzt, dass derDistanzschutz an Station B zum Punkt T eine falsche Richtung messen wird.

Bei Anwendungen mit Dreiendenleitungen kann es je nach Quellenimpedanz hinterden Betriebsmitteln, den Impedanzen des geschützten Objekts und demFehlerstandort notwendig sein, an einem Ende eine Zone-2-Auslösung odersequenzielle Auslösung zu akzeptieren.

Generell ist es bei dieser Art von Anwendung schwierig, Einstellungen der Zone 1 zuwählen, die ein Überlappen der Zonen bei einer ausreichenden Empfindlichkeit ohneInterferenzen mit anderen Zone-1-Einstellungen ohne Selektivitätskonflikte bieten.Sorgfältige Fehlerberechnungen sind erforderlich, um geeignete Einstellungen zuermitteln und das richtige Signalvergleichschema zu wählen.

FehlerwiderstandDas Verhalten des Distanzschutzes bei Leiter-Erde-Fehlern ist sehr wichtig, da es sichnormalerweise bei mehr als 70 % der Fehler auf Übertragungsleitungen um denLeiter-Erde-Fehler handelt. Bei diesen Fehlern besteht der Fehlerwiderstand aus dreiTeilen: Lichtbogenwiderstand, Widerstand der Mastkonstruktion undMasterdungswiderstand. Der Bogenwiderstand kann nach der Warrington-Formelberechnet werden:



1.428707 LRarc

I×

=


Wobeigilt:

L stellt die Bogenlänge (in Metern) dar. Diese Gleichung ist auf die Distanzschutz-Zone 1 an‐wendbar. Es ist der etwa dreifache Bogenfußabstand für Zone 2 zu berücksichtigen, umeinen angemessenen Spielraum gegenüber Windeinflüssen zu erhalten.

I ist der tatsächliche Fehlerstrom in A.

In der Praxis sollten die Einstellungen des Fehlerwiderstands sowohl für Leiter-ErdeRFPE als auch für Leiter-Leiter RFPP so hoch wie möglich sein, ohne mit derLastimpedanz zu interferieren, um eine zuverlässige Fehlererkennung zu erreichen.

7.3.3 Serienkompensation in Netzen

Der Hauptzweck der Serienkompensation in Netzen ist die virtuelle Reduzierung derLeitungsreaktanz, um die Stabilität des Netzes zu verbessern und die Belastbarkeitvon Übertragungskorridoren zu erhöhen. Das Prinzip basiert auf der Kompensationder verteilten Leitungsreaktanz durch die Einbeziehung von Reihenkondensatoren(Series Capacitors, SC). Die vom Kondensator erzeugte Blindleistung verhält sichkontinuierlich proportional zum Quadrat des Stroms, der zeitgleich durch diekompensierte Leitung und den Reihenkondensator fließt. Das bedeutet, dass derReihenkondensator eine selbstregulierende Wirkung entfaltet. Mit steigenderSystemlast erhöht sich auch die vom Reihenkondensator erzeugte Blindleistung. DerReihenkondensator reagiert automatisch, sofort und kontinuierlich.

Die wichtigsten Vorteile der Einbeziehung von Reihenkondensatoren inÜbertragungsleitungen sind:

• Gleichfömrige Spannungsregulierung und Anstieg des Grenzwertes fürSpannungszusammenbruch

• Erhöhung der Leistungsübertragungskapazität durch Anstieg des Grenzwertesfür dynamische Stabilität

• Bessere Balance der Blindleistung• Erhöhung der Leistungsübertragungskapazität• Weniger Kosten für die Stromübertragung durch niedrigeren

Investitionsaufwand für neue Leitungen

7.3.3.1 Gleichförmige Spannungsregulierung und Anstieg des Grenzwertesfür Spannungszusammenbruch

Ein Reihenkondensator kann den Spannungsabfall der Reiheninduktivität in einerÜbertragungsleitung ausgleichen, siehe Abbildung 90. Bei niedriger Systemlast istder Spannungsabfall im System kleiner und gleichzeitig ist auch der Spannungsabfall



am Reihenkondensator kleiner. Steigt die Systemlast an und wird derSpannungsabfall größer, erhöht sich der Beitrag des Reihenkondensators. Somit kanndie Systemspannung am empfangenden Leitungsende reguliert werden.

Die Serienkompensation erhöht auch die Spannungsstabilität, indem die Reaktanz derLeitung reduziert wird und somit der Reihenkondensator einen wertvollen Beitrag zurVerhinderung von Spannungszusammenbrüchen leistet. Abbildung 91 zeigt dieSpannungsabhängigkeit an der empfangenden Sammelschiene B (siehe Abbildung90) bei Leitungsbelastung und mit Kompensationsgrad KC, der entsprechend derGleichung 103 definiert wird. Die Auswirkungen der Serienkompensation ist indiesem speziellen Fall offensichtlich und selbsterklärend.

= CC

Line

XK

XEQUATION1895 V1 DE (Gleichung 103)

Eine typische 500 km lange 500-kV-Leitung unter Berücksichtigung derQuellimpedanz

1 0=SAZEQUATION1896 V1 DE (Gleichung 104)

~EA

ZSA1 Kraftleitung

A B

Reihenkondensator

Last

en06000585.vsd

IEC06000585 V1 DE

Abb. 90: Ein einfaches Strahlennetz

en06000586.vsd

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

100

200

300

400

500

P[MW]

U[k

V]

U limit

P0 P30

P50

P70

IEC06000586 V1 DE

Abb. 91: Spannungsprofil für ein einfaches Strahlennetz mit einerKompensation von 0, 30, 50 und 70 %



7.3.3.2 Erhöhung der Leistungsübertragung

Die Erhöhung der Leistungsübertragungskapazität als eine Funktion desKompensationsgrades für eine Übertragungsleitung kann anhand des in Abbildung 92dargestellten Stromkreises verdeutlicht werden. Die Leistungsübertragung derÜbertragungsleitung wird mit der Gleichung 105 ermittelt:

( ) ( )( )

sin sin1

d d× × × ×= =

- × -A B A B

Line C Line C

U U U UP

X X X KEQUATION1897 V1 DE (Gleichung 105)

Der Kompensationsgrad KC wird definiert als Gleichung 103

A B-jX C

PA

QA

PB

QB

UA UBU

+jXL

UA UB

d

D

en06000590.vsd

IEC06000590 V1 DE

Abb. 92: Übertragungsleitung mit Reihenkondensator

Die Auswirkung auf die Leistungsübertragung unter Berücksichtigung einerkonstanten Winkeldifferenz (δ) zwischen den Linienenden ist in Abbildung 93dargestellt. Der Kompensationsgrad liegt zwischen 20 und 70 Prozent. In der Praxiskann die Übertragungskapazität um mehr als das Zweifache erhöht werden.

en06000592.vsd

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.71

1.5

2

2.5

3

3.5

Mehrfaches des über eine unkompensierte Leitung fließenden Stromes

Stromübertragung mit konstanter Winkeldifferenz

Erh

öh

un

g d

es S

tro

mtr

an

sfe

rs

Reihenkompensationsgrad [%] Kompensationsgrad

IEC06000592 V1 DE

Abb. 93: Erhöhung der Leistungsübertragung über eine Übertragungsleitung,abhängig vom Grad der Serienkompensation

7.3.3.3 Spannungs- und Stromumkehrung

Reihenkondensatoren beeinflussen Größe und Richtung der Fehlerströme inserienkompensierten Netzen. Sie beeinflussen folglich die Phasenwinkel von



Spannungen, die an verschiedenen Stellen in serienkompensierten Netzen gemessenwerden, und das Verhalten verschiedener Schutzfunktionen, deren Betriebsweise aufden Eigenschaften der gemessenen Spannungs- und Stromzeiger basiert.

SpannungsumkehrungAbbildung 94 zeigt einen Ausschnitt einer serienkompensierten Leitung mit derReaktanz XL zwischen dem Gerätepunkt und dem Fehler in Punkt F derserienkompensierten Leitung. Die Spannungsmessung soll auf derSammelschienenseite erfolgen, sodass der Reihenkondensator zwischen demGerätepunkt und dem Fehler auf der geschützten Leitung erscheint. Abbildung 95zeigt die entsprechenden Zeigerdiagramme für Situationen mit überbrücktem undvollständig eingesetztem Reihenkondensator.

Die Spannungsstreuung auf der fehlerhaften verlustfreien serienkompensiertenLeitung von Fehlerpunkt F zur Sammelschiene verhält sich linear abhängig zurDistanz von der Sammelschiene, wenn in das Schema kein Kondensator einbezogenwird (siehe Abbildung 95). Die an der Sammelschiene gemessene Spannung UMentspricht dem Spannungsabfall D UL auf der fehlerhaften Leitung und eilt dem StromIF um 90 elektrische Grad nach.

Durch das Einbeziehen eines Reihenkondensators in den Stromkreis zwischen demGerätepunkt und der Fehlerposition ändert sich die Situation. Der Fehlerstrom IF(siehe Abbildung 95) erhöht sich durch den Reihenkondensator und im Allgemeinensinkt die gesamte Impedanz zwischen den Quellen und dem Fehler. Der reaktiveSpannungsabfall D UL an der Leitungsimpedanz XL eilt dem Strom um 90 Gradvoraus. Der Spannungsabfall DUC am Reihenkondensator eilt dem Fehlerstrom um 90Grad nach. Es ist zu beachten, dass die Leitungsimpedanz XL in zwei Abschnitteunterteilt werden kann: Ein Abschnitt zwischen dem Gerätepunkt und demKondensator und ein Abschnitt zwischen dem Kondensator und der Fehlerposition.Die resultierende Spannung UM im Gerätepunkt verhält sich auf diese Weiseproportional zur Summe der Spannungsabfälle an den partiellen Impedanzenzwischen dem Gerätepunkt und der Fehlerposition F gemäß nachfolgenderGleichung:

( )1= × -M F L CU I j X XEQUATION1901 V1 DE (Gleichung 106)



en 06000605.vsd

~

Z<

XS XL1

IF

UUM

Source

Fehlerspannung

Pre- Fehlerspannung

XC

Source Spannung

U’M

Mit umgangenen Reihenkondensator- Mit Zugeschalteten

Reihenkondensator

F

IEC06000605 V1 DE

Abb. 94: Spannungsumkehrung auf serienkompensierter Leitung

en06000606.vsd

IF

U S

U’ M

=xU

LxU

S

IF

xU L

U S

xU

C

UM

xUS

Mit umgangenen Reihenkondensator

Mit zugeschalteten Reihenkondensator

IEC06000606 V1 DE

Abb. 95: Zeigerdiagramme der Ströme und Spannungen für den überbrücktenund eingesetzten Reihenkondensatoren während derSpannungsumkehrung

Es ist offensichtlich, dass die Spannung UM dem Fehlerstrom IF vorauseilt, solangeXL> XC. In Bezug auf die Richtungsabhängigkeit entspricht die SituationFehlerzuständen auf der Leitung ohne Reihenkondensator. Die an der Sammelschienegemessene Spannung UM im Gerätepunkt eilt dem Fehlerstrom IF nach, wenn:

L1 C S L1X X X X< < +


Wobei gilt

XS ist die Quellimpedanz nach dem Gerät

Die Präsenz und Größe des Reihenkondensators führt dazu, dass die Richtung derSpannung im Gerätepunkt invertiert wird. Dieses Phänomen wird als



Spannungsumkehrung bezeichnet. Ihre Auswirkungen auf die Auslösung derverschiedenen Schutzeinrichtungen in serienkompensierten Netzen hängen vomjeweiligen Auslöseprinzip ab. Am bekanntesten sind die Auswirkungen derSpannungsumkehrung auf die gerichtete Messung der Distanzschutzgeräte (weitereEinzelheiten siehe Abschnitt "Distanzschutz"), weshalb zur Beseitigung diesesPhänomens spezielle Maßnahmen zu ergreifen sind.

Bei Systemen, in denen auf der Sammelschienenseite des Reihenkondensators VTsangeordnet sind, tritt bei Fehlern in Rückwärtsrichtung keine Spannungsumkehrungauf. Durch die Zuteilung von VTs zur Leitungsseite wird das Phänomen nichtbeseitigt, da es bei Fehlern auf der Sammelschienenseite des Gerätepunktes erneutauftritt.

StromumkehrungAbbildung 96 zeigt einen Ausschnitt einer serienkompensierten Leitung mitentsprechender äquivalenter Spannungsquelle. Es wird allgemein erwartet, dass derFehlerstrom IF an nicht-kompensierten Leitungen von der Stromquelle zum Fehler Fauf der geschützten Leitung fließt. Ein Reihenkondensatoren kann die Situationändern.

en 06000607.vsd

~

Z<

XS XL1

IF

UUM

Source

Fehlerspannung

Pre- Fehlerspannung

XC

Source Spannung

U’MMit umgangenen

Reihenkondensator

Mit Zugeschalteten Reihenkondensator

F

IEC06000607 V1 DE

Abb. 96: Stromumkehrung auf serienkompensierten Leitung

Die relative Phasenlage des Fehlerstroms IF im Vergleich zur Quellspannung US istim Allgemeinen von der Beschaffenheit der resultierenden Reaktanz zwischen derQuelle und der Fehlerposition abhängig. Es gibt zwei Möglichkeiten:

1

1

0

0

- + >

- + <S C L

S C L

X X X

X X XEQUATION1935 V1 DE (Gleichung 108)

Der erste Fall bezieht sich auch auf Bedingungen auf nicht-kompensierten Leitungensowie Situationen, in denen der Kondensator entweder via Funkenstrecke oderÜberbrückungsschalter überbrückt wird, wie im Zeigerdiagramm in Abbildung 97dargestellt. Die resultierende Reaktanz ist in diesem Fall von induktiver Art und die



Fehlerströme eilen der Quellspannung in einem Winkel von 90 elektrischen Gradnach.

Die resultierende Reaktanz ist im zweiten Fall von kapazitiver Art. Der Fehlerstromeilt deshalb der Quellspannung in einem Winkel von 90 elektrischen Grad voraus, wasbedeutet, dass der Blindstrom aus der serienkompensierten Leitung in das Systemfließt. Die Systemzustände für einen solchen Fall sind dargestellt in Gleichung 109

1> +C S LX X XEQUATION1936 V1 DE (Gleichung 109)

en06000608.vsd

IF

U S

U’ M

=HU

LH

U S

Mit umgangenen Reihenkondensator

IF

HU L

U SH

U C

UM

HUS

Mit Zugeschalteten Reihenkondensator

IEC06000608 V1 DE

Abb. 97: Zeigerdiagramme der Ströme und Spannungen für den überbrücktenund eingesetzten Reihenkondensatoren während derStromumkehrung

Dieses Phänomen wird als Stromumkehrung bezeichnet. Ihre Auswirkungen auf dieAuslösung der verschiedenen Schutzeinrichtungen in serienkompensierten Netzenhängen vom jeweiligen Auslöseprinzip ab. Am bekanntesten sind die Auswirkungender Stromumkehrung auf die Auslösung von Distanzschutzgeräten (weitereEinzelheiten siehe Abschnitt "Distanzschutz"), die nicht für den Schutz vonserienkompensierten Leitungen mit möglicher Stromumkehrung verwendet werdenkönnen. Die Gleichung 109 verdeutlicht auch die große Abhängigkeit einermöglichen Stromumkehrung auf serienkompensierten Leitungen an den Positionender Reihenkondensatoren. XL = 0 bei Fehlern, die direkt hinter dem Kondensator beiPositionierung am Gerät der Leitung auftreten, und nur die Quellimpedanz verhindertdie Stromumkehrung. Viele Jahre wurde die Stromumkehrung nur als theoretischwahrscheinlich eingeordnet, da im Vergleich zur Reaktanz des Kondensators nurniedrige Quellimpedanzen auftreten (große Kraftwerke). Die Wahrscheinlichkeiteiner Stromumkehrung in modernen Netzen nimmt stetig zu und muss in derSystementwicklungsphase sorgfältig untersucht werden.

Das Phänomen der Stromumkehrung sollte nicht nur im Hinblick aufSchutzeinrichtungen für das Messen von Leiterströmen analysiert werden. In derAnalyse sind auch Schutzeinrichtungen mit Richtungsvergleich, die auf und



Nullsystemströmen und Gegensystemströmen basieren, zu berücksichtigen. In vielenmodernen Netzen muss die Stromumkehrung in Nullsystemen mit niedrigerQuellimpedanz im Nullsystem (mehrere parallel verbundeneLeistungstransformatoren) als tatsächlich auftretende Möglichkeit berücksichtigtwerden.

Position der MesswandlerDie Position der Messwandler relativ zu den Reihenkondensatoren am Leitungsendespielen in Bezug auf Zuverlässigkeit und Sicherheit eines komplettenSchutzverfahrens eine wichtige Rolle. Auf der anderen Seite muss jedoch auch auf diebesondere Abhängigkeit dieser Schutzverfahren hingewiesen werden, die für ihreAuslösung Informationen zur Spannung im Gerätepunkt benötigen.

Schutzverfahren mit einem ausschließlich von der Strommessung abhängigenAuslöseprinzip, wie dem Leitungsdifferenzialschutz, funktionieren relativunabhängig von der Position des Stromwandlers. Abbildung 98 enthält eineschematische Darstellung möglicher Positionen von Messwandlern in Bezug auf diePosition von Reihenkondensatoren am Leitungsende.

- jX CCT1 CT2

VT1 VT 2

en06000611.vsd

IEC06000611 V1 DE

Abb. 98: Mögliche Positionen von Messwandlern relativ zur Position vonReihenkondensatoren am Leitungsende

Messwandler auf SammelschienenseiteIn Abbildung 98 sind CT1 und VT1 für eine Anordnung mit Messwandlern aufSammelschienenseite dargestellt. Die Schutzeinrichtungen sind in diesem Fallmöglichen Spannungs- und Stromumkehrungen bei Leitungsfehlern ausgesetzt,wodurch die notwendige Zuverlässigkeit beeinträchtigt wird. Darüber hinaus kannder Reihenkondensator bei den Distanzschutzgeräten an geschützten undangrenzenden Leitungen sowie bei stationsnahen Leitungsfehlern eine negativeScheinimpedanz verursachen (siehe auch Abbildung 100 LOC=0%). Für dasHandling dieses Phänomens ist ein spezieller Aufbau der Distanzmesselementeerforderlich. Eine solche Installation bietet den Vorteil, dass die Schutzzone auch denReihenkondensator als Bestandteil der geschützten Leitung abdeckt, sodass derLeitungsschutz auch parallel am Reihenkondensator auftretende Fehler erkennt undbehebt.

Messwandler auf LeitungsseiteIn Abbildung 98 sind CT2 und VT2 für eine Anordnung mit Messwandlern aufLeitungsseite dargestellt. Die Schutzeinrichtungen sind bei Fehlern an dergeschützten Leitung keiner Spannungs- und Stromumkehrung ausgesetzt, was dieZuverlässigkeit erhöht. Die Distanzschutzzone 1 kann in den meisten Anwendungen



aktiv bleiben, was jedoch bei Einsatz der Messwandler auf Sammelschienenseitenicht der Fall ist.

Distanzschutzgeräte sind besonders stationsnahen Fehlern in Rückwärtsrichtungausgesetzt, was die Zuverlässigkeit beeinträchtigt. Die Auswirkungen einer negativenScheinreaktanz muss bei rückwärtsgerichteten Distanzschutzzonen, die vonDistanzschutzgeräten für Fernschutzverfahren verwendet werden, sorgfältig geprüftwerden. Zwischen den Spannungsmesswandlern angeordnete Reihenkondensatorenund die Sammelschienen führen zu einer reduzierten Quellscheinimpedanz imNullsystem und können in äquivalenten Nullsystemnetzen bei Fehlern in Leitungeneine Spannungs- und Stromumkehrung verursachen. Aus diesem Grund ist esunbedingt notwendig, die möglichen Auswirkungen auf den Betrieb des gerichtetenÜberstrom- und Nullsystem-Erdfehlerschutzes vor dessen Installation zuuntersuchen.

Messwandler auf beiden Seiten

Installationen mit CT2 auf Leitungsseite und VT1 auf Sammelschienenseite sindnicht sehr verbreitet. Häufiger sind Installationen mit VT2 auf Leitungsseite und CT1auf Sammelschienenseite. In der Praxis tauchen sie als Installationen in Schaltanlagenmit Doppel-Leistungsschalter mit Doppelsammelschienen und Anordnungen mitAnderthalb-Leistungsschalter auf. Der Vorteil solcher Verfahren ist, dass derGeräteschutz auch Störungen in Nebenschlussstromkreisen (Shunts) inReihenkondensatoren abdeckt und gleichzeitig bei Fehlern auf der geschütztenLeitung keine Spannungsumkehrung auftritt.

Viele Installationen mit Reihenkondensatoren am Leitungsende verfügen auf beidenSeiten über Spannungswandler. In solchen Fällen empfiehlt es sich, dieSpannungswandler für jede einzelne Schutzfunktion zu verwenden, um diesebestmöglich auf die spezifischen Charakteristika und Erwartungen an Zuverlässigkeitund Sicherheit abzustimmen. Der Spannungswandler auf der Leitungsseite kann zumBeispiel vom Distanzschutz und der Spannungswandler auf der Sammelschienenseitevom gerichteten Erdfehlerschutz verwendet werden.

Scheinimpedanzen und MOV-EinflussAufgrund ihrer Beschaffenheit reduzieren Reihenkondensatoren dieScheinimpedanz, die von Distanzschutzgeräten an geschützten Leitungen gemessenwird. Abbildung 99 zeigt typische Positionen von Kondensatorbänken an Leitungenzusammen mit den entsprechenden Kompensationsgraden. Abhängig von der Art desin der Kondensatorbank verwendeten Überspannungsschutzes (Funkenstrecke oderMOV) und der Position des Reihenkondensators auf der geschützten Leitung erkenntdas Distanzschutzgerät nahe der Einspeisungssammelschiene in verschiedenenFällen einen Fehler an der Sammelschiene der Gegenseite.



en06000612.vsd

~EA

0%33 %

50%66 %

KC = 80% 33% 33 %50 %Z<

100 %

80 %

IEC06000612 V1 DE

Abb. 99: Typische Positionen von Kondensatorbänken aufserienkompensierten Leitungen

Die Implementierung von Funkenstrecken für den Kondensator-Überspannungsschutz führt zu einer relativen Vereinfachung des Aufbaus, da dieFunkenstrecken kurzschließen oder nicht. Die Scheinimpedanz entspricht derImpedanz der nicht-kompensierten Leitung, wie in Abbildung 100 dargestellt. Hiergilt KC = 0%.

en06000613.vsd

jX

R

KC = 0%KC = 80%LOC = 0%

KC = 50%LOC = 50%

jX jX

R R

KC = 2 x 33%LOC = 33%, 66%

KC = 80%LOC = 100%

jX jX

R R

IEC06000613 V1 DE

Abb. 100: Vom Distanzschutzgerät erkannte Scheinimpedanzen fürverschiedene Positionen der Reihenkondensatoren undFunkenstrecken für den Überspannungsschutz



en06000614.vsd

M OV

iL iC

iM

uC

-jXC

0 10 20 30 40 50 60

20

10

10

20

0 10 20 30 40 50 60

100

50

50

100

0 10 20 30 40 50 60

20

10

10

20

0 10 20 30 40 50 60

20

10

10

20

MOV (Metalloxid-Varistorableiter)

-geschützter Reihenkondensator

Leitungsstrom als eine Funktion der Zeit

Kondensatorstrom alseine Funktion der Zeit

Kondensatorspannung alseine Funktion der Zeit

MOV-Strom als eine Funktion der Zeit

IEC06000614 V1 DE

Abb. 101: MOV-geschützter Kondensator mit Beispielen fürKondensatorspannung und entsprechende Ströme

Die vom Distanzschutzgerät erkannte Scheinimpedanz wird immer um die Größe derkapazitiven Reaktanz verringert, die zwischen dem Fehler und dem Gerätepunktvorliegt, wenn die Funkenstrecke nicht kurzschließt. Typische Fälle sind inAbbildung 100 dargestellt. Hier ist es notwendig, zwischen zwei typischen Fällen zuunterscheiden:

• Ein Reihenkondensator verringert nur die Scheinimpedanz, verursacht jedochkeine falsche gerichtete Messung. Diese Fälle sind in Abbildung 100 dargestelltmit einer 50 %igen Kompensation bei 50 % der Leitungslänge und einer33 %igen Kompensation bei 33 % und 66 % der Leitungslänge. Das Gleiche giltfür die Kompensation auf der Gegenseite.

• Eine Spannungsumkehrung tritt auf, wenn die Reaktanz des Kondensatorszwischen dem Geräte-Punkt und dem Fehler größer als die entsprechendeLeitungsreaktanz erscheint. Siehe Abbildung 100, 80 %ige Kompensation aufder lokalen Seite. Sofern am Distanzschutzgerät keine besonderen Vorkehrungenberücksichtigt wurden, tritt eine Spannungsumkehrung im Gerätepunkt auf unddas Distanzschutzgerät erkennt die falsche Richtung hin zum Fehler.

Die Situation ändert sich, wenn für den Kondensator-ÜberspannungsschutzMetalloxidvaristoren (MOV) verwendet werden. Im Gegensatz zu Funkenstreckenleiten MOVs nur dann Strom, wenn der ummittelbare Spannungsabfall über denKondensator den Schutzspannungspegel in jedem separaten Halbzyklus übersteigt,siehe Abbildung 101.



Auf der Grundlage umfangreicher Untersuchungen an der Bonneville PowerAdministration in den USA ( Ref. Goldsworthy, D,L "A Linearized Model for MOV-Protected series capacitors" Paper 86SM357–8 IEEE/PES Sommer-Meeting inMexiko-Stadt, Juli 1986) wurde eine nicht-lineare Ersatzschaltung mit in Reihegeschaltetem Kondensator und Widerstand entwickelt. Ihr Wert ist abhängig vomFehlerstrom der kompletten Leitung und dem Schutzfaktor kp. Letzterer wird mit derGleichung 110 definiert.

= MOVp

NC

UkU


Wobei gilt:

UMOV ist die maximale Momentanspannung, die zwischen dem Kondensator erwartet wird, un‐mittelbar bevor der MOV die Spannung ableitet oder während der Auslöung des MOV,dividiert durch √2

UNC ist die Bemessungsspannung als Effektivwert des Reihenkondensators.

en06000615.vsd

R

jX

1I

£

R

jX

2I

=

R

jX

10I

=

Kp × In Kp × In

Kp × In

IEC06000615 V1 DE

Abb. 102: Äquivalente Impedanz des MOV-geschützten Kondensators inAbhängigkeit des Schutzfaktors KP

Abbildung 102 zeigt drei typische Fälle für Reihenkondensatoren, die amLeitungsende platziert sind (Fall LOC=0% in Abbildung 100).

• Der Reihenkondensator bestimmt das Schema, solange der Leitungsstromkleiner oder gleich seiner Schutzstromstärke ist (I £ kp · INC). DieLeitungsscheinimpedanz wird in diesem Fall für die gesamte Reaktanz einesReihenkondensators verringert.

• 50 % der Reaktanz des Kondensators erscheinen in Reihe mit dem Widerstand,was etwa 36 % der Reaktanz des Kondensators entspricht, wenn derLeitungsstrom das Zweifache der Schutzstromstärke ausmacht (I £ 2· kp· INC).Äußerst wichtig ist dies beim Einstellen der Reichweite für dasDistanzschutzgerät in Widerstandsrichtung, für die Leiter-Erde-Fehlermessungsowie für die Leiter-Leiter-Messung.



• Der Reihenkondensator wird vom MOV nahezu vollständig überbrückt, wennder Leitungsstrom das Zehnfache der Schutzstromstärke übersteigt (I £ 10· kp·INC).

7.3.3.4 Auswirkung der Serienkompensation auf Schutzgeräte angrenzenderLeitungen

Die Spannungsumkehrung ist nicht nur für Sammelschienen und Gerätepunktecharakteristisch, die sich nahe der serienkompensierten Leitung befinden. Sie kannsich auch tiefer ins Netz ausbreiten und auf diese Weise die Auswahl derSchutzeinrichtungen (meistens Distanzschutzgeräte) auf den Gegenseiten vonLeitungen, die an den serienkompensierten Stromkreis angrenzen, beeinflussen.Gelegentlich können sie sich sogar noch tiefer ins Netz ausbreiten.

en06000616.vsd

~

~

F

B

EB

EAZSA

UA

AZLA

IAUD

D

ZLB

IBUB

ZSB

ZLF

IF-jXC

IEC06000616 V1 DE

Abb. 103: Spannungsumkehrung in serienkompensierten Netzen durchFehlerstromeinspeisung

Die Spannung an der Sammelschiene B (siehe Abbildung 103) wird für dasverlustfreie System gemäß nachstehender Gleichung berechnet.

U U I jX I I j X X I jXB D B LB A B LF C B LB= + ⋅ = +( ) ⋅ −( ) + ⋅


Die weitere Entwicklung der Gleichung 111 ergibt folgende Ausdrücke:

U jI XI

IX XB B LB

A

BLF C= ⋅ + +

⋅ −( )

1


( )01

= = ++

LBC B LF

A

B

XX U XII


Die Gleichung 112 zeigt, dass der Einspeisungsstrom IA den Scheinwert derkapazitiven Reaktanz im System erhöht: Je größer die Fehlerstromeinspeisung, destogrößer ist der Schein-Reihenkondensator in einem vollständig serienkompensiertenNetz. Man kann sagen, dass die Gleichung 113 die Größe des Netzes angibt, bis zu der



es den Einfluss der Serienkompensation durch die Auswirkungen derSpannungsumkehrung spürt.

Es ist auch offensichtlich, dass die Position des Reihenkondensators auf einerkompensierten Leitung sehr großen Einfluss auf die Größe der Spannungsumkehrungim angrenzenden System hat. Die Leitungsimpedanz XLF zwischen derSammelschiene D und dem Fehler wird gleich Null, wenn der Kondensator nahe derSammelschiene installiert ist und der Fehler unmittelbar hinter dem Kondensatorauftritt. Dadurch kann sich das Phänomen der Spannungsumkehrung extrem weit indas angrenzende Netz ausbreiten. Das trifft besonders dann zu, wenn auf der einenSeite die kompensierte Leitung extrem lang ist und einen hohen Kompensationsgradaufweist und auf der anderen Seite die angrenzenden Leitungen relativ kurz sind.

Einer endgültigen Entscheidung über die Implementierung und Positionierung vonReihenkondensatoren im Netz müssen eingehende Analysen des Systemsvorausgehen. Dabei muss ihr Einfluss auf das Verhalten von vorhandenenDistanzschutzgeräte korrekt abgeschätzt werden. Es ist möglich, dass die Kosten fürmehrere Schutzeinrichtungen, die aufgrund der Auswirkungen der angewendetenSerienkompensation durch geeignetere Einrichtungen ersetzt werden sollten, diezukünftige Position der Reihenkondensatoren in dem Übertragungsnetz beeinflussen.

Eine mögliche Spannungsumkehrung auf den jeweiligen Gegenseiten sollte nicht nurauf Kurzschlüsse mit Null-Fehlerwiderstand untersucht werden. Es müssen Fälle mithöheren Fehlerwiderständen berücksichtigt werden, bei denen Funkenstrecken oderMOVs an Reihenkondensatoren überhaupt nicht ansprechen. Bei dieserUntersuchung müssen auch die maximale Empfindlichkeit und die möglicheWiderstandsreichweite der Schutzeinrichtungen berücksichtigt werden, waswiederum das Problem vereinfacht.

Die Anwendung von MOVs als nicht-lineare Elemente für den Kondensator-Überspannungsschutz macht einfache Berechnungen oft unmöglich. In solchenFällen sind verschiedene Arten von transienten oder dynamische Netzsimulationenunvermeidlich.

7.3.3.5 Distanzschutz

Aufgrund seiner grundlegenden Eigenschaften ist der Distanzschutz weltweit das beiserienkompensierten und angrenzenden Leitungen am häufigsten eingesetzteSchutzkonzept. Allerdings haben sich bei diesem Konzept auch jede MengeHerausforderungen ergeben. Dies trifft ganz besonders auf die gerichtete Messungund auf transientes Übergreifen zu.

Ein Distanzschutzgerät misst hierbei nicht die Impedanz oder den Quotientenzwischen der Spannung und dem Strom einer Leitung. Größe 1= Auslösegröße -Stabilisierungsgröße Größe 2= Polarisierungsgröße. Eine typische Auslösegröße istder Abfall der Impedanznachbildung. Die Stabilisierungsgröße ist dieSystemspannung. Die Polarisierungsgröße prägt die Charakteristik auf andere Artund Weise und wird an dieser Stelle nicht näher erläutert.



Die Impedanznachbildung der Distanzschutzgeräte enthalten nur Nachbildungen derInduktivität und des Widerstands der Leitung, jedoch keine Nachbildungen desReihenkondensators auf der geschützten Leitung und seiner Schutzschaltungen(Funkenstrecke oder MOV). Dadurch stellen Sie ein falsches Bild der geschütztenLeitung dar. Alle "Lösungen" für den Distanzschutz von serienkompensierten undangrenzenden Leitungen konzentrieren sich darauf, parallele Möglichkeiten zufinden, durch die die grundlegende Ursache für falsche Messungen beseitigt werdenkann. Der bekannteste Lösungsansatz ist die Verringerung der Reichweite durch dieEinbeziehung eines Reihenkondensators, der offensichtlich die Leitungsreaktanzverringert, und die Einbindung einer permanenten Speicherspannung in die gerichteteMessung.

In einem Übertragungsnetz stellen serienkompensierte und angrenzende Leitungenhäufig die wichtigeren Verbindungen dar, und eine verzögerte Fehlerbeseitigung istunerwünscht. Dies macht die Installation eines Distanzschutzes in Verbindung mitentsprechender Telekommunikation erforderlich. Am gängigsten ist derDistanzschutz mit Freigabe- bzw. Blockierverfahren beim Signalvergleichsschutz(Permissive Overreaching Transfer Trip, POTT).

7.3.3.6 Mitnahme- und Freigabeverfahren

Grundlegend gilt, dass die Unterreichweite der Distanzschutzzone für dasMitnahmeverfahren unter keinen Umständen auf den Fehler an der Sammelschieneder Gegenseite übergreifen darf und dass die Übergreifzone immer unter sämtlichenSystemzuständen genau den gleichen Fehler abdecken muss. Um eineAbschnittsselektivität zu erreichen, muss die erste Distanzschutzzone(Unterreichweite) gemäß Abbildung 104 auf eine Reichweite eingestellt werden, dieunter der Reaktanz der kompensierten Leitung liegt.

en06000618.vsd

X11

X 12

-jXC

A B

DA DB

Zone 1A

Zone 1B

Zone 2A

Zone 2B

G

IEC06000618 V1 DE

Abb. 104: Unterreichweite (Zone 1) und Überreichweite (Zone 2) anserienkompensierter Leitung

Im Fall von umgangenen Reihenkondensatoren hat die Unterreichweite Zone 1 eineverringerte Reichweite. Siehe gestrichelte Linie in Abbildung 104. DieÜberreichweite Zone 2 kann auf diese Weise einen größeren Teil der geschütztenLeitung abdecken, wobei bei der Abdeckung eine gewisse Toleranz zurSammelschiene der Gegenseite zu beachten ist. Die Distanzschutzzone 1 wird häufiganhand folgender Gleichung eingestellt:

( )1 11 12= × + -Z S CX K X X XEQUATION1914 V1 DE (Gleichung 114)



KS ist der in Abbildung 105 grafisch dargestellte Sicherheitsfaktor, der ein möglichesÜbergreifen aufgrund niederfrequenter (subharmonischer) Schwingungen abdeckt.An dieser Stelle ist zu beachten, das sich der Kompensationsgrad KC in Abbildung105 auf die Reaktanz des gesamten Systems bezieht, einschließlich Leitungs- undQuellimpedanzreaktanz. Die Einstellung gilt auch dann, wenn MOV oderFunkenstrecken für einen Kondensator-Überspannungsschutz verwendet werden.

Die Gleichung 114 ist anzuwenden, wenn sich die Spannungswandler auf derSammelschienenseite der Reihenkondensatoren befinden. XC kann aus der Gleichungentfernt werden, wenn die Spannungswandler leitungsseitig installiert sind. Es mussjedoch auch hier der Sicherheitsfaktor KS berücksichtigt werden.

Wenn der Kondensator außer Betrieb ist oder umgangen wird, kann mit diesenEinstellungen, abhängig vom Kompensationsgrad, die Reichweite unter 50 % dergeschützten Leitung liegen, und in einem Abschnitt der Leitung (in Abbildung 104mit G markiert) erfolgt an beiden Leitungsenden keine Auslösung.

en06000619.vsd

K S

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0 20 40 60 80 100

KC[%]

IEC06000619 V1 DE

Abb. 105: Unterreichweite-Sicherheitsfaktor KS in Abhängigkeit zumSystemkompensationsgrad KC

Aus diesem Grund können Mitnahmeverfahren mit Unterreichweite kaum alsHauptschutz eingesetzt werden. Es ist ein Distanzschutz mit Freigabeverfahren odereine Art Richtungsschutz oder Geräteschutz zu verwenden.

Die Überreichweite muss so eingerichtet sein, dass sie dann überreicht, wenn derKondensator außer Betrieb ist oder umgangen wird. In Abbildung 106 sind diezulässigen Zonen dargestellt. Die erste Unterreichzone kann im gesamten Schutzverbleiben, dient jedoch nur als Reserveschutz bei stationsnahen Fehlern. DieÜberreichweite hat normalerweise die gleiche Größenordnung wie die zulässigeZone. Wenn der Kondensator in Betrieb ist, hat die zulässige Zone eine sehr hoheÜberreichweite, die unter Sicherheitsaspekten als Nachteil betrachtet werden kann.



en06000620.vsd

X11

X12

- jXC

A B

DA DB

Zulässige Zone B

Zulässige Zone A

IEC06000620 V1 DE

Abb. 106: Freigabe-Überreichdistanzschutz

Negative Geräteimpedanz, Mitsystemstrom (Spannungsumkehrung)Angenommen, in der Gleichung 115

11 11< < +C SX X X XEQUATION1898 V1 DE (Gleichung 115)

und in Abbildung 107

tritt hinter dem Kondensator ein Dreiphasenfehler auf. Die resultierendeGeräteimpedanz vom DB Gerätestandort zum Fehler betrachtet könnte bis zu demZeitpunkt negativ sein (Spannungsumkehrung), zu dem die Funkenstreckekurzgeschlossen wird.

Der in Abbildung 107 dargestellte Distanzschutz von angrenzenden Leitungen wirddurch diese negative Impedanz beeinflusst. Unter Berücksichtigung derzwischenzeitlichen Kurzschlusseinspeisung durch andere Leitungen wird dernegative Spannungsabfall bei XC verstärkt und es kann eine Schutzeinrichtung weitvon der fehlerhaften Leitung entfernt fehlerhaft durch ihre Distanzzone mit schnellerAuslösung fehlerhaft auslösen, wenn nicht entsprechende Sicherheitsmaßnahmengetroffen werden. Die von den Distanzschutzgeräten bei den angrenzenden Leitungenerkannten Impedanzen sind in den Gleichungen 116 bis 119 dargestellt.

1 2 3= + +I I I IEQUATION1915 V1 DE (Gleichung 116)

X XI

I

X XDA A

F

A

C1 1

1

11= + ⋅ −( )


X XI

I

X XDA A

F

A

C2 2

2

11= + ⋅ −( )




X XI

I

X XDA A

F

A

C3 3

3

11= + ⋅ −( )


en06000621.vsd

BA1

A2

A3

DB

DA3

DA2

DA1

jX11

IA1

IA2

IA3

IF

-jXC

jX1

jX2

jX3

F

IEC06000621 V1 DE

Abb. 107: Distanzschutzgeräte bei an‐grenzenden Leitungen wer‐den durch diese negative Im‐pedanz beeinflusst.

Normalerweise muss die erste Zone dieser Schutzeinrichtung solange verzögertwerden, bis die Funkenstrecke kurzgeschlossen ist. Wenn die Verzögerung nichtausreichend ist, muss der Schutzeinrichtung aller angrenzenden Leitungen einRichtungsvergleich hinzugefügt werden. Wie vorangehend erläutert, muss ein gutesSchutzsystem in der Lage sein, sowohl vor als auch nach dem Kurzschluss derFunkenstrecke korrekt auszulösen. Der Distanzschutz kann verwendet werden, esmuss jedoch jeder einzelne Fall für sich individuell geprüft werden. Das erläuterteGrundprinzip gilt für Kondensatoren sowohl mit herkömmlichemFunkenstreckenschutz als auch mit MOV-Schutz.

Der Distanzschutz ist bei kürzeren angrenzenden Leitungen, bei denen sich amLeitungsende Reihenkondensatoren befinden, besonders sorgfältig auszuwählen. Insolchen Fällen kann die Reaktanz einer kurzen angrenzenden Leitung niedriger als dieReaktanz des Kondensators sein, und es kann auch an der Gegenstation vonangrenzenden Leitungen zu einer Spannungsumkehrung kommen. Der Distanzschutzsolcher Leitungen muss über eine integrierte Funktionalität verfügen, wie sienormalerweise zum Schutz von serienkompensierten Leitungen angewendet wird.

Es dauert üblicherweise etwas, bis die Funkenstrecke kurzgeschlossen wird, undgelegentlich ist der Fehlerstrom so bemessen, dass kein Überschlag erfolgt und dienegative Impedanz bestehen bleibt. Wenn die Gleichung 120

11 11< < +C SX X X XEQUATION1898 V1 DE (Gleichung 120)

für Abbildung 108 gilt, hat der Fehlerstrom die gleiche Richtung, wie wenn derKondensator umgangen werden würde. Daher ist zwar die gerichtete Messung



korrekt, jedoch ist die gemessene Impedanz negativ. Wenn die Kennlinie den inAbbildung 108 dargestellten Ursprung kreuzt, kann das Gerät nicht auslösen. Wennjedoch eine Speicherschaltung vorhanden ist, die die negative Impedanz abdeckt,kann ein Dreiphasenfehler vom Distanzschutz erfolgreich behoben werden. Sobalddie Funkenstrecke kurzgeschlossen ist, verhält sich die Situation für den Schutz wiebei einem gewöhnlichen Fehler. Ein gutes Schutzsystem muss jedoch in der Lagesein, sowohl vor als auch nach dem Kurzschluss der Funkenstrecke korrektauszulösen.

en06000625.vsd

jX

R

X11

X12

XC

ZS

IEC06000625 V1 DE

Abb. 108: Kreuzpolarisierte Poly‐gonkennlinie

en06000584_small.vsd

jX

R

X11

X12

XC

ZS

XFW

XRV

RFW

RRV

IEC06000584-SMALL V1 DE

Abb. 109: Polygonkennlinie mit se‐parater Impedanz- undgerichteter Messung

Wenn der Distanzschutz mit einer Erdfehler-Messeinheit ausgestattet ist, tritt dienegative Impedanz bei folgender Gleichung auf:

1_11 0 _113 2× > × +CX X XEQUATION1919 V1 DE (Gleichung 121)

Der kreuzpolarisierte Distanzschutz (entweder mit Mho oder Polygonkennlinie) kannnormalerweise Erdfehler zufriedenstellend handhaben, wenn die negative Impedanzinnerhalb der Kennlinie auftritt. Der Auslösebereich für eine negative Impedanz istvom Betrag der Quellimpedanz abhängig. Es müssen von Fall zu Fall die inAbbildung 108 dargestellten Berechnungen angestellt werden. Distanzschutzgerätemit separater Impedanz- und gerichteter Messung bieten für die Messung einernegativen Scheinimpedanz zusätzliche Einstellmöglichkeiten und eine größereFlexibilität bei der Auslösung (siehe Abbildung 109).

Negative Fehlerimpedanz, Gegensystemstrom (Stromumkehrung)Wenn die Gleichung 122 in Abbildung 96 gültig ist und nach dem Kondensator einFehler auftritt, wird die resultierende Reaktanz negativ und der Fehlerstrom fließt imVergleich zum Fehlerstrom in einer Leitung ohne Kondensator in die Gegenrichtung(Stromumkehrung). Die Gegenrichtung des Fehlerstroms bleibt solange erhalten, bisdie Funkenstrecke kurzgeschlossen wird. Manchmal gibt es gar keinen Überschlag,



wenn der Fehlerstrom kleiner als der Sollwert der Funkenstrecke ist. DerGegensystemstrom führt zu einer hohen Spannung im Netz. Die gleiche Situation trittauch bei Verwendung eines MOV auf. Abhängig von der Einstellung des MOV hatjedoch der Fehlerstrom eine ohmsche Komponente.

X X XC S> + 11


Die hier beschriebenen Probleme verstärken sich bei Dreiphasenfehlern oder Leiter-Leiter-Fehlern, der negative Fehlerstrom kann aber auch bei einem einphasigenFehler vorhanden sein. Die Bedingung für einen Gegensystemstrom im Falle einesErdfehlers kann wie folgt definiert werden:

1_ 1 0 _ 1 0 _ 1_3 2 2× > × + + × +C L L S SX X X X XEQUATION1920 V1 DE (Gleichung 123)

Alle Bezeichnungen beziehen sich auf Abbildung 96. Ein gutes Schutzsystem mussjedoch in der Lage sein, sowohl mit der Mitsystem- als auch der Gegensystemrichtungeines Fehlerstroms umgehen zu können. Ein Distanzschutz kann bei einemGegensystemstrom nicht auslösen. Das Richtungselement gibt die falsche Richtungvor. Wenn somit Probleme mit Gegensystemstrom existieren, ist der Distanzschutzkeine geeignete Lösung. In der Realität kommt ein Gegensystemstrom selten vor. Innormalen Netzkonfigurationen wir in einem solchen Fall die Funkenstreckekurzgeschlossen.

Doppel-, Parallel- und serienkompensierte LeitungenZwei parallele Leitungen, die aus elektrischer Sicht in unmittelbarer Nähe zueinanderverlaufen und an beiden Enden an der gleichen Sammelschiene enden (sieheAbbildung 110), bringen beim Distanzschutz aufgrund der gegenseitigen Kopplungs-Impedanz im Nullsystem gewisse Schwierigkeiten mit sich. Das Phänomen derStromumkehrung wirft auch aus der Sicht des Schutzes Probleme auf. Dies giltbesonders, wenn die Leitungen kurz sind und Signalvergleichsverfahren mit Freigabeeingesetzt werden.

en06000627.vsd

-jXC

-jXC

ZAC ZCB

ZAC ZCB

A B

Zm0AC Zm0CB

IEC06000627 V1 DE

Abb. 110: Doppel-, Parallelleitung

Die gegenseitige Kopplungs-Impedanz im Nullsystem Zm0 kann die Auslösung desDistanzschutzes nicht wesentlich beeinflussen, solange beide Schaltkreise parallelbetrieben werden und alle Vorsichtsmaßnahmen im Hinblick auf die Einstellungendes Distanzschutzes an serienkompensierten Leitungen berücksichtigt werden. DerEinfluss eines getrennten parallelen Schaltkreises, der an beiden Enden geerdet ist,auf die Auslösung des Distanzschutzes im Auslöseschaltkreis ist bekannt.



Die Serienkompensation verstärkt zusätzlich den Effekt der gegenseitigenKopplungs-Impedanz im Nullsystem zwischen den beiden Schaltkreisen, sieheAbbildung 111. Sie zeigt eine Nullsystem-Ersatzschaltung für einen Fehler beiSammelschiene B einer Doppelleitung, wobei eine Leitung getrennt und an beidenEnden geerdet ist. Der Effekt der gegenseitigen Kopplungs-Impedanz desNullsystems auf ein mögliches Übergreifen von Distanzschutzgeräten beiSammelschiene A ist erhöht im Vergleich zu einem nicht kompensierten Betrieb, daim letzteren Fall der Reihenkondensator diese Reaktanz nicht kompensiert. DieReichweite der Zone 1 vom Distanzschutz für Leiter-Erde-Messschleifen muss untersolchen Betriebsbedingungen weiter verringert werden.

en06000628.vsd

jXm0

j(X0L-Xm0)

j(X0L-Xm0)

-jXC

-jXC

A B

IEC06000628 V1 DE

Abb. 111: Nullsystem-Ersatzschaltung einer serienkompensierteDoppelleitung, wobei eine Leitung getrennt und an beiden Endengeerdet ist

Die gegenseitige Kopplungs-Impedanz des Nullsystems kann auch das korrekteAuslösen des Distanzschutzes bei extern auftretenden Fehlern beeinträchtigen, wennein Leiter während der Pausenzeit eines einpoligen AWE-Zyklus geöffnet ist.Derartige Betriebsbedingungen müssen im Vorfeld sorgfältig untersucht und anhanddynamischer Simulationen simuliert werden, um die Einstellungen an denDistanzschutzgeräten optimal festzulegen.

Wenn der Fehler, wie in Abbildung 112 dargestellt wird, an Punkt F der parallelenDoppelleitung auftritt, wird auch ein Distanzschutzgerät (das mit demSignalvergleichsverfahren mit Freigabe (POTT) arbeitet) an der parallelenfehlerfreien Leitung ein Trägersignal CSAB an die Gegenseite der Leitung senden,wo das Signal als Empfangssignal CRBB empfangen wird.

en06000629.vsd

RAA RBAIFC1 IFC1

F

RAB RBBIFC2

CSAB CRBB

RAA RBAIFC1

F

RAB RBBIFC2

CSAB CRBB

IEC06000629 V1 DE

Abb. 112: Phänomen der Stromumkehrung an paralleler Doppelleitung

Es ist möglich, dass sich dabei ein schnelles Auslösen durch das IED und damit einschnelles Öffnen des Leistungsschalters an der Sammelschiene auftritt, die sich näheran der Fehlerstelle befindet, wodurch sich die Stromrichtung auf der fehlerfreienParallelleitung umgkehrt. Das Distanzschutzgerät RBB erkennt plötzlich einen Fehlerin Vorwärtsrichtung und, wenn das CRBB-Signal aufgrund einer langen Rückfallzeitvon RAB noch vorliegt, löst seinen entsprechenden Leistungsschalter aus, da alleBedingungen für POTT erfüllt sind. Die gegenseitige Kopplungs-Impedanz desNullsystems beeinflusst zusätzlich diesen Prozess, da die Größe des Fehlerstroms im



fehlerfreien Parallelleitung infolge des offenen Leistungsschalter während des AWE-Zyklus erhöht. Das sogenannte Phänomen der Stromumkehrung kann am fehlerfreienParallelleitung zu einer unerwünschten Auslösung der Schutzeinrichtung führen unddadurch die gesamte Systemstabilität gefährden.

Um ein unerwünschtes Auslösen zu vermeiden, statten einige Hersteller ihrenDistanzschutz mit einer Funktion aus, die erkennt, dass der Fehlerstrom seineRichtung geändert hat, und die dann den Distanzschutz vorübergehend blockiert. Einweiteres Verfahren ist das vorübergehende Blockieren der Signale, die an derfehlerfreien Leitung empfangen werden, sobald die Schutzeinrichtung an derfehlerhaften Parallelleitung auslöst. Das letztgenannte Verfahren hat den Vorteil, dassnicht der gesamte Schutz für den kurzen Zeitraum blockiert wird. Der Nachteil ist,dass zwischen den Schutzeinrichtungen in benachbarten Feldern einer Schaltanlageeine lokale Kommunikation erforderlich ist.

Der in serienkompensierten Leitungen verwendete Distanzschutz muss eine hoheÜberreichweite haben, um die gesamte Übertragungsleitung auch dann abdecken zukönnen, wenn die Kondensatoren umgangen werden oder außer Betrieb sind. Wenndie Kondensatoren in Betrieb sind, nimmt die Überreichweite erheblich zu und dasgesamte System ist gegenüber falschen Distanzschutzsignalen sehr empfindlich. DieSchwierigkeiten mit der Stromumkehrung werden noch verstärkt, da das Verhältnisder gegenseitigen Kopplungs-Impedanz zur Eigenimpedanz viel höher ist als bei einernicht-kompensierten Leitung.

Wenn ein nicht gerätegebundener Schutz in einem Richtungsvergleichsmodusverwendet wird, bieten auf Inversgrößen basierende Verfahren den Vorteil, dass siegegenüber einer gegenseitigen Kopplung unempfindlich sind. Sie können jedoch nurfür Leiter-Erde- und Leiter-Leiter-Fehler verwendet werden. Für Dreiphasenfehlerwird eine zusätzliche Schutzeinrichtung benötigt.


7.3.4.1 Allgemeines

Die Einstellungen für Distanzmesszonen und polygonale Charakteristik(ZMFCPDIS) erfolgen in Primärwerten. Mit Hilfe desMesswandlerübersetzungsverhältnisses, das für die Karte mit den Analogeingängeneingestellt wurde, werden die gemessenen sekundären Eingangssignale automatischin die Primärwerte umgewandelt, die von der Funktion ZMFCPDIS benötigt werden.

Bei Berechnung der Einstellung sind abhängig von der Anwendung die folgendenGrundlagen zu beachten:



• Durch Strom- und Spannungsmesswandler abgebildete Fehlermessgrößen,teilweise unter transienten Bedingungen.

• Ungenauigkeiten in den Nullimpedanzdaten und deren Auswirkungen auf dieberechneten Werte des Erdfehlerfaktors.

• Die Auswirkung der Einspeisung zwischen dem Gerät und der Fehlerposition,einschließlich dem Einfluss unterschiedlicher Z0/Z1 -Verhältnisse derverschiedenen Netzeinspeisungen.

• Die Leiterimpedanz unverdrillter Leitungen ist nicht bei allen Fehlerschleifenidentisch. Der Unterschied zwischen den Impedanzen unterschiedlicher Leiter-Erde-Schleifen kann bis zu 5-10 % der gesamten Leitungsimpedanz betragen.

• Die Auswirkungen einer Lastübertragung auf die IEDs an den Enden der der zuschützenden Leitung sind beträchtlich. Die Auswirkungen müssen erkanntwerden.

• Gegenkopplung der Impedanz im Nullsystem von Parallelleitungen

7.3.4.2 Einstellung der Zone 1

Die verschiedenen, bereits erwähnten Fehler erfordern eine Beschränkung der Zoneauf reduzierte Reichweite (Zone 1) auf 75 bis 90 % der geschützten Leitung.

Bei Parallelleitungen sind die Auswirkungen der wechselseitigen Kopplung gemäßAbschnitt "Anwendung in Parallelleitungen mit gegenseitiger Kopplung derNullsysteme" zu berücksichtigen. Beachten Sie die Beispiele, die jeweils auf IhreAnwendung zutreffen. Mit der richtigen Einstellung können Situationen ausgeglichenwerden, in denen die Parallelleitung in Betrieb, ausgeschaltet und nicht geerdet undausgeschaltet und an beiden Enden geerdet. Die Erdfehler-Reichweite muss auf <85%eingestellt werden, auch unter der Bedingung, dass die Parallelleitung nicht in Betriebund auf beiden Seiten geerdet ist (schlimmster Fall).

7.3.4.3 Einstellung der Überreichweitezone

Die erste Zone mit erweiterter Reichweite (Zone 2) muss Fehler in der gesamtengeschützten Leitung ermitteln. In Hinblick auf die verschiedenen Fehler, die dieMessung auf gleiche Weise wie für Zone 1 beeinflussen können, ist es notwendig, dieReichweite der Zone mit erweiterter Reichweite auf mindestens 120 % dergeschützten Leitung zu setzen. Die Reichweite der Zone 2 darf sogar noch höher sein,wenn die Fehlerströme von angrenzenden Leitungen der Gegenstation deutlich höherals der vom IED erfassten Fehlerstrom, der in Richtung Fehlerposition fließt.

Die Einstellung darf 80 % der folgenden Impedanzen nicht überschreiten:

• Die Impedanz der geschützten Leitung und die erste Zonenreichweite derkürzesten angrenzenden Leitung.

• Die Impedanz der geschützten Leitung und die Impedanz der maximalen Anzahlder Transformatoren, die auf der Sammelschiene an der Gegenstation dergeschützten Leitung parallel in Betrieb sind.



Eine größere Überreichweite als die angegebenen 80 % ist auf Grund derFehlerstromeinspeisung von anderen Leitungen häufig akzeptabel. Hierfür sind aberAnalysen mithilfe von Fehlerberechnungen erforderlich.

Wenn die Reichweite von Zone 2 einen Wert aufweist, der Zone 2 auf denangrenzenden Leitungen unselektiv auslösen würde, muss die Zeitverzögerung fürZone 2 um ca. 200 ms erhöht werden, um damit ein unerwünschtes Auslösen zuvermeiden, wenn der Signalvergleichsschutz für kurze benachbarte Leitungen amentfernten Ende auf Grund von Störungen ausgeschaltet ist. Die Einstellung fürZone 2 darf allerdings nicht weniger als 120 % des Abschnitts der geschützten Leitungbetragen. Die gesamte Leitung muss unter allen Bedingungen abgedeckt sein.

Die Anforderung an Zone 2 und deren Einstellung auf nicht mehr als 80 % derkürzesten angrenzenden Leitung an der Gegenstation wird im nachfolgenden Beispielverdeutlicht.

Wenn an Punkt F ein Fehler auftritt (siehe Abbildung 75), misst das Gerät an Punkt Adie Impedanz:

ZV

IZ

I I

IZ

I I I

IR Z

I

IZAF

A

A

AC

A C

A

CF

A C B

A

FAC

C

A

C= = ++

⋅ ++ +

⋅ = + +

⋅1 FF

C B

A

F

I I

IR+ +

+

⋅1


A B

Z<

C

IC

ZAC ZCB

Z CF

IA+ I C


FI A

I B

IEC09000256 V2 EN

Abb. 113: Einstellung der Überreichweitezone

7.3.4.4 Einstellung der Rückwärtszone

Die Rückwärtszone (Zone RV) ist für den Signalvergleichsschutz, der dieStromrichtungsumkehr-Logik, der Schwacheinspeiselogik usw. erkennt, bestimmt.Gleiches gilt für den Reserveschutz der Sammelschiene oder derLeistungstransformatoren. Es muss sichergestellt werden, dass der Reserveschutzimmer die Überreichweitezone abdeckt, die vom IED auf der entfernten Leitung fürSignalvergleichschutzzwecke verwendet wird.

Beachten Sie den möglicherweise vorhandenen Vergrößerungsfaktor, der durchFehlereinspeisung aus angrenzenden Leitungen bedingt wird. Die Gleichung kannzur Berechnung der Reichweite in Rückwärtsrichtung verwendet werden, wenn die



Zone für ein Signalvergleichsverfahren mit Blockierung, für eineSchwacheinspeisung usw. verwendet wird.

Zrev 1.2 × (Z2rem - ZL)>_

GUID-ABFB1C53-F12A-45D5-90CC-907C9FA0EFC3 V1 EN (Gleichung 125)

Wobei gilt:

ZL bezeichnet die Impedanz der geschützten Leitung.

Z2rem ist die Einstellung für Zone 2 (Zone, die im POTT-Schema verwendet wird) auf der Ge‐genseite der geschützten Leitung.

Bei vielen Anwendungen ist es notwendig, den Vergrößerungsfaktor auf Grund derFehlerstromeinspeisung von benachbarten Leitungen zu berücksichtigen, um so einegewisse Empfindlichkeit zu erzielen.

7.3.4.5 Serienkompensierte und angrenzende Leitungen

Einstellung der Zone 1Eine Spannungsumkehrung kann sowohl in der fehlerhaften Leitung als auch inangrenzenden Leitungen einen künstlichen internen Fehler (Spannung Null)verursachen. Dieser künstliche Fehler hat immer eine ohmsche Komponente. Dieseist jedoch relativ klein und kann meistens nicht genutzt werden, um das Auslöseneiner fehlerfreien angrenzenden Leitung zu verhindern.

Es muss eine unabhängige Auslösezone 1 in Richtung einer Sammelschiene, die einerSpannungsumkehrung ausgesetzt werden kann, mit verringerter Reichweite in Bezugauf diesen "falschen" Fehler eingerichtet werden. Wenn sich der Fehler verlagern unddie Sammelschiene passieren kann, muss die Zone 1 in dieser Station blockiertwerden. Im Hinblick auf diesen scheinbaren Fehler muss eine weitereSchutzeinrichtung eingerichtet werden, durch die die Sammelschiene entsprechendgeschützt wird.

Durch unterschiedliche Einstellungen für die Reichweite der Zonencharakteristik(ZMFCPDIS) in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung können die Einstellungenoptimiert werden, um Zuverlässigkeit und Sicherheit für die unabhängige Zone 1 zumaximieren.

Aufgrund der subharmonischen Schwingungen, die der Reihenkondensator beiFehlerzuständen verursacht, muss die Reichweite der Unterreichzone 1 weiterverringert werden. Für Zone 1 kann nur eine prozentuale Reichweite im Verhältniszum künstlichen Fehler gemäß einer bestimmten Kurve eingestellt werden.Dargestellt ist die Kurve in Abbildung 114



99000202.vsd

p

100

80

60

40

20

0

100 %80604020

C

%

IEC99000202 V1 DE

Abb. 114: Verringerte Reichweite aufgrund erwarteter subharmonischerSchwingungen bei unterschiedlichem Kompensationsgrad

c

l

Xc degreeof compensation

Xæ ö

= ç ÷ç ÷è ø


XC ist die Reaktanz des Reihenkondensators.

p ist die maximal zulässige Reichweite für eine Unterreichzone im Hinblick auf diesubharmonischen Schwingungen in Bezug auf die resultierendeGrundfrequenzreaktanz, bei der kein Überreichen der Zone zulässig ist.

Der Kompensationsgrad C in Abbildung 114 ist als Verhältnis zwischen der Reaktanzdes Kondensators XC und der gesamten Mitsystem-Reaktanz X1 zur ursächlichenQuelle des Fehlers zu interpretieren. Wenn nur die Leitungsreaktanz verwendet wird,ist der Kompensationsgrad zu hoch und die Reichweite der Zone 1 wirdunnötigerweise verringert. Der höchste Kompensationsgrad tritt bei dreipoligenFehlern auf. Daher muss die Berechnung nur für den dreipoligen Fehler durchgeführtwerden.

Der Kompensationsgrad der Schleife durch die Erdimpedanz ist anders als in Leitern.Aus diesem Grund kann auf einer Seite ein Kompensationsgrad für Leiter-Leiter-Fehler und dreipoligen Fehler und auf anderer Seite für Leiter-Erde-Fehlerschleifenberechnet werden. Unterschiedliche Einstellungen für die Reichweite für Leiter-Leiter-Fehler und Leiter-Erde-Schleifen ermöglichen es, die erforderlicheVerringerung der Reichweite für verschiedene Fehlertypen zu minimieren.



Reaktive Reichweite

jX

R

XC

ZS

X1 R

V

RFW

RRV

ZS

en06000584-2.vsd

XLLOC

X1 F

W

X C

Xline - XC

IEC06000584 V2 DE

Abb. 115: Messimpedanz bei Spannungsumkehrung

Vorwärtsrichtung:

Wobei gilt

XLLoc entspricht der Leitungsreaktanz bis zum Reihenkondensator (in derAbbildung etwa 33% von XLine)

X1Fw wird eingestellt auf (XLine-XC) · p/100.

X1Rv = max(1,5 x (XC-XLLOCC);X1Fw

wird definiert gemäß Abbildung 114

Wenn die Berechnung von X1Fw einen negativen Wert ergibt, mussdie Zone 1 permanent blockiert werden.

Für den Schutz nicht kompensierter Leitungen in Richtung Reihenkondensator in dernächsten Leitung lautet die Einstellung wie folgt:

• X1Fw wird eingestellt auf (XLine-XC · K) · p/100.



• X1Rv kann auf den gleichen Wert wie X1Fw eingestellt werden.

• K entpricht dem Einspeisungsfaktor der Seite an der nächsten Sammelschiene.

Wenn die Berechnung von X1Fw einen negativen Wert ergibt, mussdie Zone 1 permanent blockiert werden.

FehlerwiderstandDie Widerstandsreichweite wird bei allen betroffenen Anwendungen durch dieeingestellte reaktive Reichweite und die Lastimpedanz eingeschränkt, und es geltendie gleichen Bedingungen wie für ein nicht-kompensiertes Netz.

Bei der Berechnung der Einstellungen ist jedoch aufgrund der ZnO besonderssorgfältig vorzugehen, da 50 % der Reaktanz des Kondensators in Reihe mit demWiderstand erscheinen, was wiederum etwa 36 % der Reaktanz des Kondensatorsentspricht, wenn der Leitungsstrom das Zweifache der Schutzstromstärke ausmacht.Äußerst wichtig ist dies beim Einstellen der Reichweite für das Distanzschutzgerät inWiderstandsrichtung, für die Leiter-Erde-Fehlermessung sowie für die Leiter-Leiter-Messung.

Überreichweitezone 2In serienkompensierten Netzen, in denen unabhängige Auslösezonen aufgrund derGegenreaktanz im Kondensator und der subharmonischen Schwingungen einereduzierte Reichweite haben, wird die Auflösung im hohen Maße über dasKommunikationsschema erreicht.

Da die reduzierte Reichweite der Zonen mit Unterreichweite keinen wirksamenSchutz bei auftretenden Fehlern über die gesamte Leitungslänge bietet, ist esunverzichtbar, Signalvergleichsverfahren mit Überreichweite wie das Freigabe- bzw.Blockierverfahren (Permissive Overreach Transfer Trip, POTT) oder andereBlockierverfahren einzusetzen.

Daher ist es von großer Bedeutung, dass die Zone 2 Fehler auf der gesamten Leitungerkennen kann und zwar sowohl mit dem Reihenkondensator in Betrieb als auch mitüberbrücktem Kondensator (kurzgeschlossen). Auch in diesem Fall wird davonausgegangen, dass die reaktive Reichweite für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehlergleich ist. X1Fw wird für alle vom Reihenkondensator betroffenen Leitungen wiefolgt eingestellt:

• X1 >= 1,5 · XLine

Der Sicherheitsfaktor von 1,5 soll die Geschwindigkeitsanforderungen und einemöglicherweise verringerte Reichweite aufgrund subharmonischer Schwingungenberücksichtigen.

Die erhöhte Reichweite im Vergleich zu der in einem nicht-kompensierten Systemwird für alle Schutzeinrichtungen in der Nähe von Reihenkondensatoren empfohlen,



um die durch subharmonische Schwingungen verursachte Auslöseverzögerungauszugleichen.

Die Einstellungen für die Widerstandsreichweite sind entsprechend der minimalenLastimpedanz begrenzt.

RückwärtszoneDie Rückwärtszone wird normalerweise in Kommunikationsschemata fürFunktionen wie die Fehlerstrom-Richtungsumkehrlogik, die Schwacheinspeiselogikoder für das Ausgeben von Sendesignalen in Blockierschemata verwendet. DieRückwärtszone muss alle Fehler in Rückwärtsrichtung erkennen, die im Gerät auf derGegenseite durch die Überreichweitezone 2 erkannt wird. Die maximale Reichweitefür den Schutz im Gerät auf der Gegenseite kann durch den Einsatz einesReihenkondensators erzielt werden.

Die reaktive Reichweite kann gemäß der folgenden Formel festgelegt werden:X1=1,3·(X12Rem-0,5(X1L-XC))

Die Einstellungen für die Widerstandsreichweite erfolgen entsprechend derminimalen Lastimpedanz:

Optionale höhere DistanzschutzzonenWenn zusätzliche Distanzschutzzonen (z. B. Zone 4) verwendet werden, müssendiese unter Berücksichtigung der Auswirkungen des Reihenkondensators eingestelltwerden.

7.3.4.6 Einstellung der Zonen für die Anwendung auf Parallelleitungen

Parallele Leitung in Betrieb – Einstellung von Zone 1Bezogen auf Abschnitt "Anwendung auf Parallelleitungen" kann dieZonenreichweite auf 85 % der geschützten Leitung eingestellt werden.

Einfluss der gegenseitigen Kopplung müssen jedoch berücksichtigt werden.

Parallele Leitung in Betrieb – Einstellung von Zone 2Die Zonen mit Überreichweite (für gewöhnlich Zonen 2 und 3) müssen diegeschützten Leitungsstrecken in allen Fällen überdecken. Die größteReichweitenreduzierung erfolgt in Fällen, bei denen beide parallelenLeitungsstrecken in Betrieb sind und ein einfacher Leiter-Erde-Fehler am Ende dergeschützten Leitung auftritt. Die äquivalente Nullsystemimpedanzanordnung fürdiesen Fall ist in Abbildung 69 dargestellt.

Die Komponenten der Nullsystemimpedanz für die Zonen mit Überreichweitemüssen mindestens folgenden Werten entsprechen:

R0E R0 Rm0+=




X0E X0 Xm0+=


Prüfen Sie die Verringerung der Reichweite bei Zonen mit Überreichweite, die durcheine wechselseitige Nullimpedanzkopplung auftreten kann. Die Reichweite wird umeinen Faktor reduziert:

00 12 1 0

m

f

ZKZ Z R

= -× + +


Wenn der Nenner in der Gleichung 61 mit B bezeichnet und Z0m auf X0m vereinfachtwird, kann der reale und imaginäre Anteil des Reichweiteverringerungsfaktors für dieZonen mit Überreichweite wie folgt formuliert werden:

( ) ( )( ) ( )2 2

0 ReRe 0 1

Re ImX m B

KB B

×= -

+


( ) ( )( ) ( )2 2

0 ImIm 0

Re ImX m B

KB B

×=

+


Parallelleitung außer Betrieb und an beiden Enden geerdetWenden Sie dieselben Maßnahmen wie im Falle eines einzelnen Satzes vonEinstellparametern an. Das heißt, dass die Zone bei einem einfachen Leiter-Erde-Fehler am Ende der Leitungsstrecke nicht überreichen darf.

Stellen Sie die Werte der entsprechenden Zone (Nullimpedanz und Reaktanz) wiefolgt ein:

R0E R0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------+

è øç ÷æ ö

×=


X0E X0 1Xm0

2

R02 X0

2+--------------------------–

è øç ÷æ ö

×=


7.3.4.7 Einstellung der Reichweite für die Erfassung des Fehlerwiderstandes

Stellen Sie die Widerstandsreichweite R1 für jede Zone unabhängig ein.



Stellen Sie den erwarteten Fehlerwiderstand für Leiter-Leiter-Fehler RFPP und fürLeiter-Erde-Fehler RFPE für jede Zone separat ein. Stellen Sie für jede Distanzzonegetrennt alle restlichen Einstellparameter für die Reichweite ein.

Die endgültige Reichweite in Widerstandsrichtung für Leiter-Erdfehler-Schleifenmessungen entspricht den Werten der Mit- und Nullimpedanz der Leitungund am Ende der geschützten Zone der Gleichung 66.

( )1R 2 R1 R0 RFPE

3= × + +


2 X1 X0arctan

2 R1 R0loopj

× +=

× +é ùê úë û


Bei der Einstellung der Widerstandsreichweite für die Unterreichzone 1 muss dieBedingung beachtet werden, um das Risiko einer Überreichweite zu minimieren:

RFPE 4.5 X1£ ×IECEQUATION2305 V1 EN (Gleichung 136)

Der Fehlerwiderstand für Leiter-Leiter-Fehler ist normalerweise ziemlich gering,verglichen mit dem Fehlerwiderstand bei Leiter-Erde-Fehlern. Um das Risiko einerÜberreichweite zu minimieren, begrenzen Sie die Einstellung für die Reichweite derZone 1 in Widerstandsrichtung für die Leiter-Leiter-Schleifenmessung auf:

RFPP X≤ ⋅6 1


Bitte beachten Sie, dass RLdFw und RLdRv nicht nur die Grenzen derLastkompensation definieren. Sie werden intern als Referenzpunkte verwendet, umdie Leistung der Leiterauswahl zu verbessern. Außerdem definieren Sie denImpedanzbereich, in dem das Leiterauswahlelement entsprechende Anzeigen angibt.Legen Sie daher für RLdFw und RLdRv keine zu extremen Werte fest, selbst wenn dieLastkompensationsfunktionalität nicht benötigt wird (d. h., wenn die Last nicht in denDistanzzonen kompensiert wird). Definieren Sie die Grenzen der Lastkompensationstets anhand der tatsächlichen Last oder unter Berücksichtigung der Reichweite, wieweit die Leiterauswahl tatsächlich reichen muss.

7.3.4.8 Lastimpedanzbeschränkung, ohne Lastaussparungsfunktion

Die folgenden Anweisungen treffen zu, wenn die Widerstandsreichweite derDistanzzone mit ausreichender Toleranz in Richtung der maximalen Last eingestelltwird, d. h., ohne gemeinsame Lastaussparungscharakteristik (Einstellung mit RLdFw,RLdRv und ArgLd). Obwohl für die Zonen selbst eine Toleranz eingestellt ist, müssen



RLdFw und RLdRv gemäß der maximalen Last für die Leiterauswahl eingestelltwerden, um die erwartete Leistung zu erzielen.

Überprüfen Sie für jede Zone die maximal zulässige Widerstandsreichweite, umsicherzustellen, dass zwischen der Grenze und der minimalen Lastimpedanz einausreichender Sicherheitspuffer verbleibt. Die minimale Lastimpedanz (Ω/Leiter)wird wie folgt berechnet:

Z loadminU2

S-------=


Wobei gilt:

U die minimale Leiter-Leiter-Spannung in kV ist

S die maximale Scheinleistung in MVA ist.

Die Lastimpedanz [Ω/Leiter] ist eine Funktion der minimalen Betriebsspannung unddes maximalen Betriebsstroms:

Z loadUmin

3 Imax×----------------------=


Minimale Spannung Umin und maximaler Strom Imax werden auf dieselbenAuslösebedingungen bezogen. Eine minimale Lastimpedanz tritt normalerweise inNotfallsituationen auf.

Um eine Lastaussparung bei den Leiter-Erde-Messelementen zu vermeiden, muss dieeingestellte Widerstandsreichweite von allen Distanzschutzzonen unter 80% derminimalen Lastimpedanz liegen.

RFPE 0.8 Zload×£


Diese Gleichung trifft nur dann zu, wenn der Schleifencharakteristikwinkel für dieeinpoligen Erdfehler den maximal erwarteten Lastimpedanzwinkel um mehr als dasDreifache übersteigt. Wenn der Schleifenscharakteristikwinkel kleiner ist als dasDreifache des Lastimpedanzwinkels, sind genauere Berechnungen gemäß derGleichung 73 erforderlich.



min

2 1 00.8 cos sin

2 1 0load

R RRFPE Z

X XJ J

× +£ × × - ×

× +é ùê úë û


Wobei gilt:

ϑ ist der maximale Lastimpedanzwinkel, der sich auf die maximale Lastleistung bezieht.

Um eine Lastaussparung bei den Leiter-Leiter-Messelementen zu vermeiden, mussdie eingestellte Widerstandsreichweite von allen Distanzschutzzonen unter 160% derminimalen Lastimpedanz liegen.

RFPP 1.6 Zload£ ×load1.6 Z£ ×RFPP


Die Gleichung 74 trifft nur dann zu, wenn der Schleifencharakteristikwinkel für dieLeiter-Leiter-Fehler den maximal erwarteten Lastimpedanzwinkel um mehr als dasDreifache übersteigt. Es sind genauere Berechnungen gemäß der Gleichung 75erforderlich.

load minR1

RFPP 1.6 Z cos sinX1

J J£ × - ×é ù× ê úë ûIECEQUATION2307 V1 EN (Gleichung 143)

All dies trifft für alle Messzonen zu, wenn im Gerät dieLeistungspendelungserfassung ZMRPSB nicht aktiviert ist. Berücksichtigen Sieeinen zusätzlichen Sicherheitspuffer von ca. 20 %, wenn im Gerät die FunktionZMRPSB aktiviert ist. Beachten Sie die Erläuterungen zurLeistungspendelungserfassung ZMRPSB.

7.3.4.9 Einstellung der Zonenreichweite höher als die Mindestlastimpedanz

Die Impedanzzonen werden aktiviert, sobald die (symmetrische) Lastimpedanz die inRLdFw und RLdRv definierten vertikalen Grenzen oder die in ArgLd definiertenLinien schneidet. Daher ist es erforderlich ein wenig Toleranz einzuplanen. Es wirdempfohlen, RLdFw und RLdRv auf 90 % des Widerstands pro Leiter (Maximallast)einzustellen.

min0.9 loadRLdFw R< ×


min0.9 loadRLdRv R< ×




Der Absolutwert der Toleranz zur nächsten ArgLd-Linie sollte derselben Ordnungentsprechen, d. h. mindestens 0,1 • ZLast min.

Die Lastaussparungseinstellungen beziehen sich auf eine Lastimpedanz pro Leiter insymmetrischer, sternförmiger Darstellung. Bei symmetrischen-Last- oderdreiphasigen und Leiter-Leiter-Fehlern entspricht diese einer Impedanz pro Leiteroder Mitsystem-Impedanz. Bei einem Leiter-Erde-Fehler entspricht dies einerImpedanz pro Schleife, einschließlich der Erdrückleitungsimpedanz.

R

X

RLdFw

RLdRv

ArgLd

90%10%

10%

ARGLd

Mögliche Last

ARGLd

ARGLd

R

X

RLdFw

RLdRv

XLd

XLd

ARGLd

ARGLd ARGLd

ARGLd


IEC12000176 V2 DE

Abb. 116: Lastimpedanzbegrenzung mit Lastaussparung

Bei der anfänglichen Stromänderung für Leiter-Leiter- und Leiter-Erde-Fehlern kanneine Auslösung gestattet sein, auch wenn die scheinbare Impedanz desLastaussparungselements sich im Lastbereich befindet. Dies steigert dieZuverlässigkeit bei Fehlern auf der Gegenseite bei hohen Lasten. Obwohl keineBeziehung zu einem Standardereignis vorliegt kann eine möglicherweise gefährlicheSituation entstehen, die zu berücksichtigen ist: Sollte ein Leiter in einer Doppelleitunggeöffnet sein, auch wenn kein Fehler anliegt und der Laststrom dieses Leiters steigt,dann kann dies nicht von einem echten Fehler mit ähnlichen Charakteristikaunterschieden werden. Soll diesem zufälligen Ereignis vorgebeugt werden, müssenalle Leiter-Erde-Reichweiten (RFPE) aller unverzögerten Zonen unter die Notlast der"Pol-offen"-Situation eingestellt werden. Dies ist jedoch nur für Anwendungenerforderlich, bei denen die Gefahr besteht, dass der Pol eines Leistungsschalters sichohne vorherigen Fehler öffnen könnte. Falls dies nie geschieht, beispielsweise beimFehlen paralleler Leitungen, ist eine Anpassung der Leiter-Erde-Reichweiten nachdem "Pol-offen"-Szenario nicht erforderlich.

7.3.4.10 Einstellrichtlinien für Parameter

IMinOpPE und IMinOpPP

Die Möglichkeit, dass eine spezifische Schleife und Zone ein Start- oderAuslösesignal absetzen kann, wird unterdrückt, wenn die Größe des Eingangsstromsfür diese Schleife unter den in diesen Einstellungen festgelegten Schwellenwert fällt.



Das Ausgangssignal einer Leiter-Erde-Schleife wird blockiert, wenn ILn <IminOpPE(Zx). ILn ist der Effektivwert des Grundstroms in Phase Ln.

Das Ausgangssignal einer Leiter-Leiter-Schleife LmLn wird blockiert, wenn ILmLn< IMinOpPP(Zx). ILmLn ist der RMS-Wert der Differenz zwischen denLeiterströmen Lm und Ln.

Die beiden Stromgrenzen IMinOpPE und IMinOpPP werden automatisch auf 75%der regulären Sollwerte reduziert, wenn die Zone eingestellt ist, um inRückwärtsrichtung zu arbeiten, d. h. OperationDir=Reverse.

OpModeZx

Diese Einstellungen ermöglichen die Kontrolle über Auslösung/keine Auslösung dereinzelnen Distanzzonen. Normalerweise ist die Option Ph-E PhPh freig. aktiviert,damit eine Auslösung sowohl in Leiter-Leiter- als auch Leiter-Erde-Schleifenerfolgen kann. Die Auslösung kann entweder auf Leiter-Leiter- oder auf Leiter-Erde-Schleifen beschränkt werden, indem L-L freig. oder L-E freig. entsprechend aktiviertwerden. Über die OptionZone deaktivieren kann die Zone vollständig deaktiviertwerden.

DirModeZx

Diese Einstellungen definieren die Auslöserichtung für die Zonen Z3, Z4 und Z5 (dieRichtungsabhängigkeit der Zonen Z1, Z2 und ZRV ist fest vorgegeben). Die Optionensind Ungerichtet, Vorwärts oder Rückwärts. Das Ergebnis des jeweiligenEinstellwertes ist nachstehend in Abbildung 77 dargestellt, wobei dieMitsystemimpedanz der Richtung heraus auf der geschützten Leitung entspricht.


R

X

R

X

R

X

Ungerichteter Vorwärts Rückwärts

IEC05000182 V1 DE

Abb. 117: Richtungsauslösungsmodi der Distanzmesszonen 3 bis 5

tPPZx, tPEZx, TimerModeZx, ZoneLinkStart und TimerLinksZx



Die Anwendung dieser Einstellungen wird im Technischen Handbuch im Kapitel"Vereinfachte Logikschemata" erläutert.

OperationSC

Wählen Sie den Einstellwert SeriesComp, wenn die geschützte Leitung oder dieangrenzenden Leitungen mit Reihenkondensatoren kompensiert werden.Übernehmen Sie andernfalls den Einstellwert NoSeriesComp.

CVTtype

Wenn möglich, sollte die Art des kapazitativen Spannungswandlers (CapacitiveVoltage Transformer, CVT) identifiziert werden, der für die Messung verwendetwird. Es ist zu beachten, dass die Alternativen in hohem Maße von der Art der imkapazitiven Spannungswandler vorhandenen Ferroresonanz-Unterdrückungsvorrichtung abhängig sind. Es gibt zwei Auswahlmöglichkeiten:

Passiver Typ Für kapazitive Spannungswandler, die eine nicht-lineare Komponente verwenden, wieein sättigbarer Induktor, um (durch Ferroresonanz verursachte) Überspannungen zu be‐grenzen. Diese Komponente ist in normalen Last- und Fehlerzuständen praktisch nichtaktiv, daher die Bezeichnung "passiv". In diese Kategorie fallen auch kapazitive Span‐nungswandler mit einer hohen Widerstandslast zur Minderung einer Ferroresonanz.

Beliebig Diese Option bezieht sich in erster Linie auf kapazitive Spannungswandler des soge‐nannten aktiven Typs, die mithilfe mehrerer Blindkomponenten eine Filterschaltung bil‐den, die im Wesentlichen alle Frequenzen bis auf die Bemessungsfrequenz dämpfen, umdie Ferroresonanz zu begrenzen. Die Bezeichnung "aktiv" bezieht sich auf die Tatsache,dass diese Schaltung bei transienten Bedingungen immer beteiligt ist, und dies unab‐hängig vom Spannungspegel. Diese Option sollte für Typen verwendet werden, die nichtden beiden anderen Kategorien zugeordnet werden können, zum Beispiel kapazitiveSpannungswandler mit leistungselektronischen Dämpfungsvorrichtungen, oder wennder Typ nicht identifiziert werden kann.

Keiner (Mag‐netisch)

Diese Option ist zu wählen, wenn der Spannungswandler vollständig magnetisch arbei‐tet.

INReleasePE

Mit dieser Einstellung kann eine Leiter-Erde-Messung für Leiter-Leiter-Erde-Fehlerermöglicht werden. Sie bestimmt den Pegel des Nullstroms (3I0), nach dessenÜberschreitung die Leiter-Erde-Messung aktiviert und die Leiter-Leiter-Messungblockiert wird. Die Beziehungen werden anhand der folgenden Gleichung definiert.

0 maxRe

3100

phIN leasePE

I I× ³ ×


Wobei gilt:

INRelease‐PE

ist die Einstellung für den minimalen Summenstrom (in %), der erforderlich ist, um eineAuslösung in den Leiter-Erdfehler-Schleifen zu ermöglichen.

Iphmax ist der maximale Leiterstrom in allen drei Leitern.



Standardmäßig ist diese Einstellung zu hoch eingestellt, um immer eine Leiter-Leiter-Messung bei Leiter-Leiter-Erdfehlern zu ermöglichen. Übernehmen Sie dieseStandardeinstellung, es sei denn, dass aus ganz bestimmten Gründen eine Leiter-Erde-Messung ermöglicht werden muss. Es ist zu beachten, dass auch mit derStandardeinstellung die Leiter-Erde-Messung aktiviert ist, wann immer dieszweckmäßig erscheint. Dies gilt zum Beispiel für gleichzeitig auftretende Fehler:zwei Erdfehler zum gleichen Zeitpunkt, jeweils einer an den beiden Schaltkreiseneiner Doppelleitung.

7.4 Polschlupfschutz PSPPPAM

7.4.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850-Ken‐

nungIEC 60617-Ken‐nung


Polschlupfschutz PSPPPAM UCos 78

7.4.2 Anwendung

Normalerweise arbeitet der Generator synchron mit dem Netz, d. h. alle Generatorenim Netz haben die gleiche Winkelgeschwindigkeit und etwa die gleichePhasenwinkeldifferenz. Wenn der Phasenwinkel zwischen den Generatoren zu großist, kann kein stabiler Netzbetrieb aufrechterhalten werden. In einem solchen Fallverliert der Generator den Synchronismus (Polschlupf) an das externe Netz.

Ein Polschlupf des Generators kann verschiedene Ursachen haben.

Im externen Versorgungsnetz tritt in der Nähe des Generators ein Kurzschluss auf.Wenn die Fehlerbehebungszeit zu lang ist, beschleunigt der Generator so stark, dassder Synchronismus nicht mehr aufrechterhalten werden kann. Der relative Generator-Phasenwinkel bei einem Fehler und Polschlupf bezogen auf das externeVersorgungsnetz ist in Abbildung 118 dargestellt.



en06000313.vsdIEC06000313 V1 DE

Abb. 118: Relativer Phasenwinkel des Generators bei einem Fehler undPolschlupf, relativ zum externen Stromversorgungssystem

Der relative Winkel des Generators wird für verschiedene Fehlerzeiten beidreipoligem Kurzschluss in der Nähe des Generators angezeigt. Da die Fehlerzeitenwachsen, steigt auch die Amplitude der Winkelschwingung. Wenn die kritischeFehlerdauer erreicht ist, kann die Stabilität nicht aufrecht erhalten werden.

Ungedämpfte Schwankungen treten dort in einem Netz auf, wo Generatorengruppenan verschiedenen Positionen sich gegenseitig in Schwingungen versetzen können.Wenn die Verbindung zwischen den Generatoren zu schwach ist, können dieSchwingungen stärker werden, bis die Winkelstabilität verloren geht. Zum Zeitpunktdes Polschlupfes gibt es ein Zentrum dieses Polschlupfes, das der Distanzschutz-Impedanzmessung eines dreipoligen Fehlers entspricht. Wenn sich dieser Punktdirekt im Generator befindet, muss der Generator schnellstmöglich auslösen.Befindet sich das Zentrum des Polschlupfes im Netz außerhalb der Generatoren, solltedas Netz nach Möglichkeit in zwei Bereiche aufgeteilt werden, und die Generatorensollten weiterhin betrieben werden. Diese Aufteilung kann an vordefinierten Stellen(Auslösung von vordefinierten Leitungen) nach der Funktion des Polschlupfschutzes(PSPPPAM) im Leitungsschutzgerät erfolgen.



en06000314.vsdIEC06000314 V1 DE

Abb. 119: Ungedämpfte Schwingungen, die Polschlupf auslösen

Der relative Winkel des Generators ist als Kontingenz im Stromversorgungssystemangezeigt, die ungedämpfte Schwingungen bewirkt. Nach einigenSchwingungsperioden wird die Schwingungsamplitude zu groß, und die Stabilitätkann nicht aufrecht erhalten werden.

Wenn die Erregung des Generators zu gering ist, besteht die Gefahr, dass derGenerator den synchronen Betrieb nicht aufrechterhalten kann. Der Generator verliertden Synchronismus und beginnt wie eine Induktionsmaschine zu arbeiten.Normalerweise erkennt der Untererregungsschutz diesen Zustand und löst denGenerator aus, bevor ein Polschlupf auftritt. Für diesen Fehler bieten derUntererregungsschutz und die Funktion PSPPPAM eine gegenseitige Redundanz.

Der Betrieb des Generators unter Polschlupfbedingungen birgt die Gefahr vonSchäden am Generatorblock.

• Bei jedem Polschlupf wirkt ein erhebliches Drehmoment auf die Turbinenwelledes Generators.

• Im asynchronen Betrieb erfolgt die Induktion von Strömen in Teile desGenerators, die normalerweise nicht Strom führend sind. Das zieht eine



entsprechende Wärmeentwicklung nach sich. Die Folge können Schäden an derIsolierung bzw. dem Eisen von Stator/Rotor sein.

• Bei asynchronem Betrieb absorbiert der Generator eine erhebliche Menge anBlindleistung. Daher besteht die Gefahr der Überlastung der Wicklungen.

Die Funktion PSPPPAM erkennt einen Polschlupf und bewirkt eineschnellstmögliche Auslösung des Generators, wenn sich der Ort des Polschlupfesinnerhalb des Generators befindet. Tritt der Polschlupf außerhalb des Generators imNetz auf, sollte das Netz nach Aktivierung des Leitungsschutzes zunächst in zweiBereiche aufgeteilt werden. Ist dies nicht möglich, sollte der Generator-Polschlupfschutz aktiviert werden, um weitere Schäden am Generatorblock zuvermeiden.


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

Funktion: Mit dem Parameter Operation kann die Funktion auf Ein/Aus gesetztwerden.

MeasureMode: Die für die Impedanzmessung verwendeten Spannungs- undStromwerte werden über den Parameter MeasureMode eingestellt. DieEinstellmöglichkeiten sind: PosSeq, L1-L2, L2-L3 oder L3-L1. Wenn alle Leiter-Erde-Spannungen und Leiterströme in das Gerät eingespeist werden, wird dieAlternative mit PosSeq empfohlen (Standardeinstellung).

Weitere Einstellungen sind in Abb. 120 veranschaulicht.




IEDB A

EB EAX’d XT ZS

Zone 1 Zone 2

jX

R

ZB

ZA

Impedanz-bewegung Polschlupf Zone 2

Zone 1

WarnAngle

TripAngle

f

ZC

IEC06000548 V2 DE

Abb. 120: Einstellungen für die Polschlupferkennungs-Funktion

ImpedanceZA ist die Vorwärtsimpedanz, wie in Abbildung 120 dargestellt. ZA mussder Summe aus Transformatorimpedanz XT und der äquivalenten Impedanz desexternen Systems ZS entsprechen. Die Impedanz wird in % der Basisimpedanz gemäßder Gleichung 148 angegeben.

3Base

UBaseZ

IBase=


ImpedanceZB ist die Rückwärtsimpedanz, wie in Abbildung 120 dargestellt. ZB mussder transienten Reaktanz des Generators X'd entsprechen. Die Impedanz wird in % derBasisimpedanz gemäß der Gleichung 148 angegeben.



ImpedanceZC ist die Vorwärtsimpedanz, die den Grenzbereich zwischen Zone 1 undZone 2 vorgibt. ZC muss der Transformatorreaktanz ZT entsprechen. Die Impedanzwird in % der Basisimpedanz gemäß der Gleichung 148 angegeben.

Der Winkel der Impedanzlinie ZB – ZA ist als AnglePhi in Grad angegeben. DerWinkel liegt normalerweise nahe 90 °.

StartAngle: Wenn eine Bewegung des Rotors erkannt wird und der Rotorwinkel denfür StartAngle eingestellten Winkel übersteigt, wird ein Alarm ausgelöst. DerStandardwert 110 ° wird empfohlen. Es ist sicherzustellen, dass die Punkte in derImpedanzebene entsprechend der für StartAngle gewählten Einstellung nicht dieScheinimpedanz bei maximaler Generatorlast beeinträchtigen.

TripAngle: Wenn ein Polschlupf erkannt wurde: Ändern des Rotorwinkelsentsprechend der Schlupffrequenz 0,2 bis 8 Hz. Die Polschlupfgerade zwischen ZAund ZB wird gekreuzt und die Drehrichtung ist die gleiche wie beim Start. Wenn derRotorwinkel unter den für TripAngle eingestellten Wert sinkt, erfolgt eine Auslösung.Der Standardwert 90 ° wird empfohlen.

N1Limit: N1Limit ist die Anzahl der Polschlupfereignisse, die für eine Auslösungerforderlich sind, wenn die Polschlupfgerade zwischen ZA und ZB in der Zone 1gekreuzt wird, d. h. der Knoten des Polschlupfes befindet sich im Transformatorblockdes Generators. Um den Generator und die Turbine bei Polschlupfereignissen nicht zustark zu belasten, wird der Standardwert 1 empfohlen.

N2Limit: N2Limit ist die Anzahl der Polschlupfereignisse, die für eine Auslösungerforderlich sind, wenn die Polschlupfgerade zwischen ZA und ZB in der Zone 2gekreuzt wird, d.h. der Knoten des Polschlupfes befindet sich im externen Netz. DerStandardwert 3 wird empfohlen, um eine externe Schutzmöglichkeit durch dieAufteilung des Netzes zu erhalten und somit die Folgen für das Netz zu begrenzen.

ResetTime: ResetTime gibt die Zeitdauer für das Rücksetzen der Funktion(PSPPPAM) nach dem Start an, wenn kein Polschlupf erkannt wurde. EinStandardwert von 5 s wird empfohlen.

7.4.3.1 Einstellbeispiel für eine Leitungsanwendung

Bei einem asynchronen Zustand sollte dieser erkannt werden. Außerdem muss dieLeitung zwischen Nebenstation 1 und 2 ausgelöst werden.

IED

ZBLeitungsimpedanz = ZC

ZA = Quellimpedanz in Vorwärtsrichtung


IEC07000014 V2 DE

Abb. 121: Leitungsanwendung des Polschlupfschutzes



Wenn die Scheinimpedanz die Impedanzlinie ZB – ZA kreuzt, ist dies dasErkennungskriterium für asynchrone Zustände. Siehe dazu Abb. 122.

R

X

Schein-impedanz bei normaler Last

ZC

ZA

ZB

anglePhi


IEC07000015 V2 DE

Abb. 122: Für den Polschlupfschutz festzulegende Impedanzen

Die Einstellparameter für den Schutz lauten:

ZA: Leitungs- und Quellimpedanz in Vorwärtsrichtung

ZB: Die Quellenimpedanz in Rückwärtsrichtung.

ZC: Die Leitungsimpedanz in Vorwärtsrichtung.

AnglePhi: Der Impedanz-Phasenwinkel.

Arbeiten Sie mit folgenden Daten:

UBase: 400 kV

SBase gesetzt auf 1000 MVA

Kurzschlussstrom an Station 1 ohne Einspeisung von der geschützten Leitung: 5000 MVA (angenommenals reine Reaktanz)

Kurzschlussstrom an Station 2 ohne Einspeisung von der geschützten Leitung: 5000 MVA (angenommenals reine Reaktanz

Leitungsimpedanz: 2 + j20 Ohm



Wenn alle Leiterspannungen und Leiterströme vorhanden sind und in das Schutzgeräteingespeist werden, sollte MeasureMode aus Mitsystem eingestellt werden.

Die Impedanzeinstellungen werden in pu mit ZBase als Referenz festgelegt:

2 2400160

1000= = =

UBaseZBase ohm

SBaseEQUATION1960 V1 DE (Gleichung 149)

2400( ) ( 2) 2 20 2 52

5000ZA Z line Zsc station j j j ohm= + = + + = +


Dies entspricht:

2 520.0125 0.325 0.325 88

160j

ZA j pu pu+

= = + = Ð °


Setzen Sie ZA auf 0,32.

2400( 1) 32

5000ZB Zsc station j j ohm= = =


Dies entspricht:

320.20 0.20 90

160j

ZB j pu pu= = = Ð °


Setzen Sie ZB auf 0,2.

Dies entspricht:

2 200.0125 0.125 0.126 84

160j

ZC j pu pu+

= = + = Ð °


Setzen Sie ZC auf 0,13 und AnglePhi auf 88 °.

Der Warnwinkel (StartAngle) ist so zu wählen, dass keine Überschneidung in dennormalen Betriebsbereich erfolgt. Es wird eine maximale Übertragungsleistung von2000 MVA angenommen. Dies entspricht folgender Scheinimpedanz:



2 240080

2000U

Z ohmS

= = =


Vereinfacht kann das Beispiel als Dreieck dargestellt werden. Siehe dazu Abb. 123.

ZA

ZB

Zload

R

X

en07000016.vsdIEC07000016 V1 DE

Abb. 123: Vereinfachte Darstellung für die Ableitung von StartAngle

0 032 52arctan arctan arctan + arctan = 21.8 + 33.0 5580 80

³ = »ZB ZAangleStart +

Zload ZloadEQUATION1968 V2 EN (Gleichung 156)

Bei geringfügigen gedämpften Schwingungen im Normalbetrieb soll der Schutz nichtgestartet werden. Deshalb legen wir den Startwinkel mit großem Spielraum fest.

StartAngle auf 110 ° einstellen.

Für TripAngle sollte dieser Parameter auf 90 ° gesetzt werden, um eine begrenzteBeanspruchung des Leistungsschalters zu gewährleisten.

Bei einem Polschlupf sollte ein Stromversorgungssystem in vorkonfigurierte Teileaufgesplittet werden. Der Schutz befindet sich daher auf Leitungen, wo diesevorkonfigurierte Trennung erfolgen soll.



Normalerweise ist N1Limit auf 1 gesetzt, damit die Leitung beim ersten Polschlupfauslöst.

Wenn die Leitung bei allen Polschlupfereignissen auslösen soll, ist auch derParameter N2Limit auf 1 zu setzen. In anderen Fällen können auch größere Werteempfehlenswert sein.

7.4.3.2 Einstellbeispiel für eine Generatoranwendung

Bei asynchronen Zuständen muss geprüft werden, ob sich das Zentrum desPolschlupfes im Generator (Zone 1) oder im Netz (Zone 2) befindet.

ZC

ZAZB

en07000017.vsd

IEC07000017 V1 DE

Abb. 124: Generatoranwendung des Polschlupfschutzes

Wenn die Scheinimpedanz die Impedanzlinie ZB – ZA kreuzt, ist dies dasErkennungskriterium für asynchrone Zustände. Siehe dazu Abb. 125.



R

X

Schein-impedanz bei normaler Last

ZC

ZA

ZB

anglePhi


IEC07000015 V2 DE

Abb. 125: Für den Polschlupfschutz PSPPPAM einzustellende Impedanzen

Die Einstellparameter für den Schutzlauten:

ZA Blocktransformator- und Quellimpedanz in Vorwärtsrichtung

ZB Die Transientenreaktanz des Generators.

ZC Die Reaktanz des Blocktransformators.

AnglePhi Der Impedanz-Phasenwinkel.

Arbeiten Sie für den Generator mit folgenden Daten:

UBase: 20 kV


Xd': 25%

Arbeiten Sie für den Blocktransformator mit folgenden Daten:

UBase: 20 kV (Niederspannungsseite)


ek: 15 %



Kurzschlussstrom aus dem externen Netz ohne Einspeisung von der geschütztenLeitung: 5000 MVA (angenommen als reine Reaktanz).

Es sind alle Leiterspannungen und Leiterströme vorhanden und werden in dasSchutzgerät eingespeist. Deshalb sollte MeasureMode auf Mitsystem eingestelltwerden.

Die Impedanzeinstellungen werden in pu mit ZBase als Referenz festgelegt:

2 2202.0

200UBase

ZBase ohmSBase

= = =


2 220 20( ) ( ) 0.15 0.38200 5000

ZA Z transf Zsc network j j j ohm= + = × + =


Dies entspricht:

0.380.19 0.19 90

2.0j

ZA j pu pu= = = Ð °


Setzen Sie ZA auf 0,19.

220' 0.25 0.5200dZB jX j j ohm= = × =


Dies entspricht:

0.50.25 0.25 90

2.0j

ZB j pu pu= = = Ð °


Setzen Sie ZB auf 0,25.

220 0.15 0.3200TZC jX j j ohm= = × =


Dies entspricht:



0.3 0.15 0.15 902.0jZC j pu pu= = = Ð o


Setzen Sie ZC auf 0,15 und AnglePhi auf 90 °.

Der Warnwinkel (StartAngle) ist so zu wählen, dass keine Überschneidung in dennormalen Betriebsbereich erfolgt. Es wird eine maximale Übertragungsleistung von200 MVA angenommen. Dies entspricht folgender Scheinimpedanz:

2 2202

200U

Z ohmS

= = =


Vereinfacht kann das Beispiel als Dreieck dargestellt werden. Siehe dazu Abb. 126.

ZA

ZB

Zload

R

X

en07000016.vsdIEC07000016 V1 DE

Abb. 126: Vereinfachte Darstellung für die Ableitung von StartAngle

0 0arctan arctan arctan + arctan = 7.1 + 5.40.25 0.19 132 2

³ = »ZB ZAangleStart +

Zload ZloadEQUATION1977 V2 EN (Gleichung 165)



Bei geringfügigen gedämpften Schwingungen im Normalbetrieb soll der Schutz nichtgestartet werden. Deshalb legen wir den Startwinkel mit großem Spielraum fest.

StartAngle auf 110 ° einstellen.

Für TripAngle sollte dieser Parameter auf 90 ° gesetzt werden, um eine begrenzteBeanspruchung des Leistungsschalters zu gewährleisten.

Befindet sich das Zentrum des Polschlupfes im Generatorblock, setzen Sie N1Limitauf 1, damit beim ersten Polschlupf eine Auslösung erfolgt.

Befindet sich das Zentrum des Polschlupfes im Netz, setzen Sie N2Limit auf 3, um dasNetz vor Auslösung des Generators aufzuteilen.

7.5 Polschlupf-Schutz OOSPPAM




Polschlupfschutz OOSPPAM

<78

7.5.2 Anwendung

Unter ausgeglichenen und stabilen Bedingungen arbeitet ein Generator mit einemkonstanten Rotorwinkel (Leistungswinkel), wodurch an das Netz eine elektrischeWirkleistung geliefert wird, die der mechanischen Eingangsleistung an derGeneratorachse abzüglich der kleinen Verluste des Generators entspricht. Im Falleeines dreipoligen Fehlers, der aus elektrischer Sicht in der Nähe des Generatorsauftritt, wird keine Wirkleistung geliefert. Nahezu die gesamte mechanische Leistungaus der Turbine wird unter dieser Bedingung genutzt, um die sich bewegenden Teile,d.h. Rotor und Turbine, zu beschleunigen. Wenn der Fehler nicht rasch behoben wird,kann der Generator auch nach Behebung des Fehlers nicht korrekt synchron arbeiten.Wenn der Generator nicht mehr mit dem restlichen System synchron läuft, entsteht einPolschlupf. Dieser zeichnet sich durch einen starken Fluss anSynchronisierungsenergie aus, die für jeden Schlupfzyklus zweimal die Richtungändert.

Das "Außer Tritt"-Phänomen entsteht, wenn zwischen verschiedenen Teilen einesNetzes regelmäßig Gegenphasen vorkommen. Dies wird häufig vereinfacht als zweigleichwertige Generatoren dargestellt, die über eine entsprechendeÜbertragungsleitung miteinander verbunden sind, und die Phasenwinkeldifferenzzwischen den gleichwertigen Generatoren 180° elektrisch beträgt.



SM1

Synchronousmachine 1

Centre of oscillation

U, I

SM2

E1 E2


E1

E2

Voltages of all phases to earth are zero in the centre of oscillation

SM1


Centre of oscillation

U, I

SM2

E1 E2


E1

E2

Voltages of all phases to earth are zero in the centre of oscillation


Synchrone Maschine 1

Synchrone Maschine 2

Im Schwingungs-zentrum sind die Phase-Erde-Spannungen aller Phasen gleich Null

Schwingungszentrum

IEC10000107 V1 DE

Abb. 127: Das Zentrum der elektromechanischen Schwingung

Das Zentrum der elektromechanischen Schwingung kann sich in der Generatoreinheit(oder Generator-Transformator-Einheit) oder außerhalb an irgendeiner anderen Stelledes Netzes befinden. Wenn das Zentrum der elektromechanischen Schwingunginnerhalb des Generators auftritt, ist es wichtig, den Generator sofort auszulösen.Wenn sich das Zentrum der elektromechanischen Schwingung außerhalb separaterGeneratoren im Netz befindet, muss das Netz in zwei verschiedene Bereiche unterteiltwerden, wobei jeder in der Lage sein sollte, wieder stabile Betriebsbedingungenherzustellen. Dies wird gelegentlich als "Inseleffekt" bezeichnet. Ziel des Inseleffektsist es, zu verhindern, dass ein "Außer Tritt"-Zustand auf funktionierende Bereiche desNetzes übergreift. Für diesen Zweck muss ein unkontrolliertes Auslösen vonZusammenschaltungen bzw. Generatoren verhindert werden. Es liegt auf der Hand,dass für eine vernünftige Strategie zur Vermeidung von "Außer Tritt"-Zuständensowie für die entsprechende Wahl anderer Schutzvorrichtungen, deren Platzierungenund Einstellungen detaillierte Untersuchungen zur Stabilität eines jeden Netzes und/oder untergeordneten Netzes erforderlich sind. Wenn auf der anderen Seitegravierende Schwankungen auftreten, die eine schnelle Behebung unmöglichmachen, sollte versucht werden, den betroffenen Bereich vom Rest des Systems zutrennen, indem Verbindungen an vordefinierten Punkten geöffnet werden. Diegegeneinander schwankenden elektrischen Netzteile können an den Leitungen, diedem Zentrum der Netzpendelungen am nächsten liegen, getrennt werden, wodurchdie beiden Systeme als getrennte Inseln stabilisiert werden können. Hauptproblembeim systemischen Inseleffekt des Netzes ist in einigen Fällen die Schwierigkeit, dieoptimalen Trennpunkte zu ermitteln, da sie von der Position des Fehlers und desjeweils aktuell vorliegenden Erzeugungs- und Lastmusters zum entsprechendenZeitpunkt abhängig sind. Für "Außer Tritt"-Zustände können keine allgemeinenRegeln aufgestellt werden, da sie gemäß der individuellen Aufbaukonfiguration undden Anforderungen des jeweiligen Stromnetzes zu definieren sind. Der Grund für dasVorhandensein zweier Betriebszonen ist die Selektivität, die für eine erfolgreicheUmsetzung des Inseleffekts erforderlich ist. Wenn im Netz mehrere "Außer Tritt"-



Staffeln auftreten, wird die Selektivität zwischen separaten Staffeln über dieStaffelreichweite (z. B. Zone 1) und nicht über die Zeitstaffelung erreicht.

Der "Außer Tritt"-Zustand eines Generators kann verschiedene Ursachen haben.Plötzliche Ereignisse in einem elektrischen Netz, wie große Laständerungen, Fehleroder langsame Fehlerbehebung, können Leistungsschwankungen bewirken, die alsNetzpendelungen bezeichnet werden. In einer nicht behebbaren Situation werden diePendelungen so gravierend, dass die Synchronisierung verloren geht. Dieser Zustandwird als Polschlupf bezeichnet.

Ungedämpfte Schwankungen treten dort in Netzen auf, wo Generatorengruppen anverschiedenen Positionen nicht richtig fest miteinander verbunden sind und sichgegenseitig in Schwingungen versetzen können. Wenn die Verbindung zwischen denGeneratoren zu schwach ist, können die Schwingungen stärker werden, bis dieWinkelstabilität verloren geht. Häufig kann im externen Netz, an dem der Generatorangeschlossen ist, ein dreiphasiger Kurzschluss auftreten (unsymmetrische Fehlersind in dieser Hinsicht wesentlich ungefährlicher). Wenn die Fehlerbehebungszeit zulang ist, beschleunigt der Generator so stark, dass die Synchronisierung nicht mehraufrechterhalten werden kann. Siehe Abbildung 128.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 0,95

1

1,05

1,1

Zeit in Millisekunden

Rota

tio

nsgeschw

indig

keit d

es G

ere

rato

rs in p

. u.

u.

instabil stabil

260 ms

200 ms

3-ph Fehler

Für die Fehlerkärungszeit von 200 ms bleibt der Generator stabil und synchron. Nach Schwingungen um die nominale Geschwindigkeit kehrt er zur nominalen Geschwindigkeit zurück (50 oder 60 Hz)

Gedämpfte Schwingungen

3. Polschlupf

1 entspricht 50 oder 60 Hz

2. Polschlupf

1. Polschlupf

Für 260 ms verliert der dreiphasige Generator Synchronizität. Der Generator arbeitet Asynchrony bei Geschwindigkeiten > nominal

=IEC10000108=2=de=Or

iginal.vsd

IEC10000108 V2 DE

Abb. 128: Stabile und instabile Situationen. Bei einer Fehlerbehebungszeit vontcl = 200 ms arbeitet der Generator weiterhin synchron. Bei tcl = 260ms fällt der Generator "Außer Tritt".

Der "Außer Tritt"-Zustand eines Generators mit aufeinanderfolgendem Polschlupfkann zu Schäden an Generator, Welle und Turbine führen.



• Statorwicklungen sind aufgrund elektrodynamischer Kräfte einer hohenBelastung ausgesetzt.

• Da die Ströme, die bei einem "Außer Tritt"-Zustand fließen können, höher seinkönnen als bei einem dreipoligen Fehler, ist die Drehzahlbelastung auf dieGenerator-Turbinenwelle erheblich.

• Bei asynchronem Betrieb entstehen auf Grund der Induktion Ströme in denTeilen des Generators, die normalerweise nicht stromführend sind, was zu einererhöhten Aufheizung führt. Dies kann zu Schäden an der Isolierung und amEisenkern sowohl am Rotor als auch am Stator führen.

Die Messung von Größe, Richtung und Frequenzänderung der Lastimpedanz imVerhältnis zu den Generatorableitungen ist ein bequemes und generell zuverlässigesMittel, um festzustellen, ob ein Polschlupf auftritt. Der "Außer Tritt"-Schutz solleinen Generator oder Motor (oder zwei schwach verbundene Netze) vor Polschlupfmit schwerwiegenden Folgen für Maschinen und Netzstabilität schützen. Diespeziellen Aufgaben dieses Schutzes sind:

1. Bei normaler Dauerlast stabil bleiben.2. Zwischen stabilen und instabilen Rotorschwingungen unterscheiden.3. Elektrisches Zentrum einer Schwingung ermitteln.4. Ersten und nachfolgenden Polschlupf erkennen.5. Funktionssicherheit des Leistungsschalters beachten.6. Zwischen "Außer Tritt"-Zuständen am Generator und am Motor unterscheiden.7. Informationen für die Analyse nach Auftreten einer Störung bereitstellen.


Im Einstellungsbeispiel für Anwendungen für den Generatorschutz wird dieBerechnung der wichtigsten Einstellungen ForwardR, ForwardX, ReverseR undReverseX dargestellt.

Tabelle 21: Ein Beispiel zur Berechnung der Werte der Einstellungen ForwardR, ForwardX, ReverseR und ReverseX

Turbine(hydro)

Generator200 MVA

Transformator300 MVA

Doppelte Energieleitung230 kV, 300 km

Äquivalentes Energiesystem

Stromwandler 1an OOS-Relais

Stromwandler 2

13.8 kV


an OOS-Relais

IEC10000117 V2 DE

Generator Transformator zur Spannungser‐höhung

Einzelne Vesorgungsleitung Stromkreis

ErforderlicheDaten

UBase = Ugen = 13,8 kV IBase = Igen = 8367 A

U1 = 13,8 kVU2 = 230 kVusc = 10 %

Uline = 230 kV

Unom = 230 kVSC level = 5000 MVASC current = 12.551 A




Xd' = 0,2960 puRs = 0,0029 pu

I1 = 12.551 A Xt = 0,1000 pu (Transf. ZBase)Rt = 0,0054 pu (Transf. ZBase)

Xline/km = 0,4289 Ω/kmRline/km = 0,0659 Ω/km

φ = 84,289°Ze = 10,5801 Ω

1. Rechen‐schritt

ZBase = 0,9522 Ω (Generator)Xd' = 0,2960 · 0,952 = 0,282 ΩRs = 0,0029 · 0,952 = 0,003 Ω

ZBase (13,8 kV) = 0,6348 ΩXt = 0,100 · 0,6348 = 0,064 ΩRt = 0,0054 · 0,635 = 0,003 Ω

Xline = 300 · 0,4289 = 128,7 ΩRline = 300 · 0,0659 = 19,8 Ω(X und R oben auf 230-kV-Basis)

Xe = Ze · sin (φ) = 10,52 ΩRe = Ze · cos (φ) = 1,05 Ω(Xe und Re auf 230-kV-Basis)

2. Rechen‐schritt

Xd' = 0,2960 · 0,952 = 0,282 ΩRs = 0,0029 · 0,952 = 0,003 Ω

Xt = 0,100 · 0,6348 = 0,064 ΩRt = 0,0054 · 0,635 = 0,003 Ω

Xline= 128,7 · (13,8/230)2 =0,463 ΩRline = 19,8 · (13,8/230)2 =0,071 Ω(X und R bezogen auf 13,8 kV)

Xe = 10,52 · (13,8/230)2 =0,038 ΩRe = 1,05 · (13,8/230)2 = 0,004 Ω(X und R bezogen auf 13,8 kV)

3. Rechen‐schritt

ForwardX = Xt + Xline + Xe = 0,064 + 0,463 + 0,038 = 0,565 Ω; ReverseX = Xd' = 0,282 Ω (alle bezogen auf Generatorspannung 13,8 kV)ForwardR = Rt + Rline + Re = 0,003 + 0,071 + 0,004 = 0,078 Ω; ReverseR = Rs = 0,003 Ω (alle bezogen auf Generatorspannung 13,8 kV)

EndgültigeEinstellun‐gen

ForwardX = 0,565/0,9522 · 100 = 59,33 in % ZBase; ReverseX = 0,282/0,9522 · 100 = 29,6 in % ZBase (alle bezogen auf 13,8 kV)ForwardR = 0,078/0,9522 · 100 = 8,19 in % ZBase; ReverseR = 0,003/0,9522 · 100 = 0,29 in % ZBase (alle bezogen auf 13,8 kV)

Einstellungen ForwardR, ForwardX, ReverseR und ReverseX.

• Eine Vorbedingung für den Einsatz des Polschlupfschutzes und zur Bildung einergeeigneten Linseneigenschaft ist, dass das Energieversorgungssystem, in demder Polschlupfschutz installiert als Zwei-Maschinen- oder Ein-Maschinen-System und das Energieversorgungssystem für unendlich viele Sammelschienenausgelegt sind. Ausgehend von der Lage des Polschlupfschutzes können dieImpedanzen in Richtung des normalen Lastflusses dann als vorwärtsangenommen werden.

• Die Einstellungen ForwardX, ForwardR, ReverseX und ReverseR müssen wennmöglich die Konfiguration des vereinfachten Energieversorgungssystems nachStörungen in Betracht ziehen. Vor allem bei Inselbildung ist dies nicht einfach.Im Zwei-Maschinen-Modell, siehe Tabelle 21, ist das Szenario amwahrscheinlichsten, dass nach dem Ausfall einer Leitung amEnergieversorgungssystem und anschließender Beseitigung der Störunglediglich eine Leitung in Betrieb bleibt. Die Einstellungen ForwardX, ForwardRmüssen daher die Reaktanz und den Widerstand nur einer einzigen Leitungberücksichtigen.

• Alle Reaktanzen und Widerstände (ForwardX, ForwardR, ReverseX undReverseR) müssen sich auf das Spannungsniveau beziehen, für das dasPolschlupfschutz-Relais installiert wurde; im dargestellten Beispielfall ausTabelle 21 handelt es sich hierbei um die Bemessungsspannung des GeneratorsUBase = 13,8 kV. Dies wirkt sich auf alle vorwärts gerichteten Reaktanzen undWiderstände in Tabelle 21 aus.

• Alle Reaktanzen und Widerstände werden in Prozent von ZBase ausgedrückt, mitZBase im Beispiel aus Tabelle 21 als Grundimpedanz des Generators, ZBase =0,9522 Ω. Es ist zu beachten, dass die Grundimpedanz des Transformators sichdavon unterscheidet, ZBase = 0,6348 Ω. Es ist zu beachten, dass für letzterenLeistungstransformator ZBase = 0,6348 Ω verwendet werden muss, wenn dieReaktanz und der Widerstand des Leistungstransformators umgewandeltwerden.



• Bei Synchronmaschinen, wie beispielsweise den Generator in Tabelle 21, wirddie transiente Reaktanz Xd' verwendet. Dies tritt auf Grund der relativ langsamenelektromechanischen Schwingungen unter Polschlupfbedingungen auf.

• Manchmal kann es sich als schwierig erweisen, den entsprechenden Widerstanddes Generators zu erreichen. Ein guter Schätzwert ist 1 Prozent der transientenReaktanz Xd'. Wenn die Reaktanz auf Null (0) gesetzt wird, wird kein großerFehler erzeugt.

• Die Neigung von der Z-Linie, Verbindungspunkte SE und RE, gegen die echte(R) Achse kann als arctan ((ReverseX + ForwardX) / (ReverseR + ForwardR))berechnet werden. Dies entspricht im Fall aus Tabelle 21 84,55° und somit einemtypischen Wert.

Weitere Einstellungen:

• ReachZ1: Bestimmt die Reichweite der Zone 1 in Vorwärtsrichtung. Bestimmtdie Lage der X-Linie zur Abgrenzung von Zone 1 gegen Zone 2. Einstellung %von ForwardX. Im Fall aus Tabelle 21, bei dem die Reaktanz desLeistungstransformators zur Spannungserhöhung 11,32 % des gesamtenForwardX beträgt, sollte die Einstellung ReachZ1 auf ReachZ1 = 12 % gesetztwerden. Dies bedeutet, dass die Einheit aus Generator – Transformator zurSpannungserhöhung sich in Zone 1 befinden. Anders ausgedrückt wird nur einesehr begrenzte Anzahl von Polschlupfen gestattet (gewöhnlich nur einer), wenndas Schwingungszentrum sich innerhalb von Zone 1 befindet.

• StartAngle: Winkel zwischen den Läufern einschließlich Spannungen, d.h.Winkel zwischen den beiden internen induzierten Spannungen E1 und E2 inäquivalenten vereinfachten Zwei-Maschinen-System, um das Startsignal in ° zuerhalten. Durch den Einstellwert wird die Breite der Linsencharakteristikfestgelegt. Immer dann, wenn die komplexe Impedanz Z(R, X) in die Linseeintritt, liegen Anzeichen für eine Instabilität vor. Der empfohlene Winkelbeträgt 110° oder 120°, da die Probleme mit der dynamischen Stabilität im Läuferbei diesem Winkel gewöhnlich beginnen. Der Leistungswinkel von 120° wirdauch manchmal als "Winkel ohne Wiederkehr" bezeichnet, da bei diesem Winkelder Generator schwingt und aus dem Takt läuft. Wenn die komplexe ImpedanzZ(R, X) in den Bereich des optischen Sensors kommt, dann wird dasAusgangssignal (START) auf 1 gesetzt (WAHR).

• TripAngle: Die Einstellung TripAngle bestimmt den Wert des Rotorwinkels, beidem der Auslösebefehl an den Leistungsschalter gesendet wird, um die Belastungzu minimieren, die der Leistungsschalter beim Unterbrechen der Strömeausgesetzt ist. Der Bereich dieser Werte reicht von 15° bis 90°, wobei höhereWerte für längere Öffnungszeiten des Leistungsschalters geeignet sind. Wenndas Öffnen eines Leistungssschalters beispielsweise bei 60° initiiert wird, öffnetder Leistungsschalter seine Kontakte nahe 0°, wo die Ströme geringer sind. Wenndie Öffnungszeit des Leistungsschalters tBreaker bekannt ist, kann genauerberechnet werden, wann das Öffnen initiiert werden muss, damit dieLeistungsschalterkontakte möglichst nahe 0° öffnen, wo die Ströme amgeringsten sind. Wenn die Öffnungszeit des Leistungsschalters tBreakereingestellt wird (d. h. höher als der Standardwert 0,0 s, wobei 0,0 s bedeutet, dasstBreaker nicht bekannt ist), wird anstelle des auf TripAngle basierenden



Näherungsverfahrens diese alternative Möglichkeit gewählt, um den Zeitpunktzu bestimmen, zu dem ein Befehl für das Öffnen des Leistungsschalters zusenden ist.

• tReset: Zeitintervall seit der Erkennung des letzten Polschlupfs, nachdem derPolschlupfschutz zurückgesetzt wurde. Werden im definierten Zeitintervall untertReset nach dem vorhergegangenen keine weiteren Polschlupfe erkannt, wird dieFunktion zurückgesetzt. Alle Ausgänge werden auf 0 gesetzt (FALSCH). Wirdseit dem Einstellen des Startsignals (z. B. ein stabiler Fall mit gespeicherterSynchronität) innerhalb des definierten Zeitintervalls unter tReset gar keinPolschlupf erkannt, wird die Funktion zurückgesetzt. Dies umfasst auch dasStart-Ausgangssignal (START), das auf 0 gesetzt wird (FALSCH), nachdem dasIntervall tReset verstrichen ist. Die Messungen der analogen Mengen, wie z. B.R, X, P, Q, etc. werden trotzdem ohne Unterbrechungen fortgeführt. Für tResetwerden Werte zwischen 6 und 12 Sekunden empfohlen.

• NoOfSlipsZ1: Maximale Zahl von Polschlupfen mit Zentrum derelektromechanischen Schwankungen in Zone 1, die für eine Auslösungerforderlich sind. Gewöhnlich NoOfSlipsZ1= 1.

• NoOfSlipsZ2: Maximale Zahl von Polschlupfen mit Zentrum derelektromechanischen Schwankungen in Zone 2, die für eine Auslösungerforderlich sind. Der Grund für ein Bestehen von zwei Betriebsbereichen istwahlweise und insbesondere für die erfolgreiche Inselbildung erforderlich.Befinden sich zahlreiche Polschlupf-Relais im Energieversorgungssystem, kanneine Selektivität zwischen den Relais eher über die Relaisreichweite (z. B. Zone1) als über die Zeitstaffelung erreicht werden. In einem wie in Tabelle21gezeigten System kann die Anzahl der zulässigen Polschlupfe in Zone 2 der inZone 1 entsprechen. Empfohlener Wert: NoOfSlipsZ2 = 2 oder 3.

• Operation: Mit der Einstellung Operation kann die Funktion OOSPPAM auf On/Off gesetzt werden.

• OperationZ1: Betriebszone 1 On, Off. Wenn OperationZ1 = Off, werden allePolschlupfe mit Zentrum der elektromechanischen Schwankungen in Zone 1ignoriert. Standardeinstellung = On. Die Option zur Erweiterung von Zone 1 wirdeher eingesetzt, damit Zone 1 auch Zone 2 abdeckt. Diese Funktion wird über denEingang für die Erweiterung der Zone 1 aktiviert (EXTZ1).

• OperationZ2: Betriebszone 2 On, Off. Wenn OperationZ1 = Off, werden allePolschlupfe mit Zentrum der elektromechanischen Schwankungen in Zone 2ignoriert. Standardeinstellung = On.

• tBreaker: Öffnungszeit des Leistungsschalters. Falls unbekannt, verwenden Sieden Standardwert tBreaker = 0,000 s. Wenn der Wert bekannt ist, wird einhöherer Wert als 0,000 angegeben, z. B. tBreaker = 0,040 s: DiePolschlupfschutz-Funktion gibt dann etwa 0,040 Sekunden bevor die Strömeihren Mindestwert erreichen einen Auslösebefehl aus. Dies erfolgt, um dieBelastung des Leistungsschalters zu verringern.

• GlobalBaseSel: Diese Einstellung identifiziert die globale Wertegruppe, in derUBase und IBase definiert sind. Insbesondere gilt: UBase ist die Spannung andem Punkt, mit dem der Polschlupfschutz verbunden ist. Wird der Schutz an denAusgangsklemmen des Generators angeschlossen, dann entspricht UBase der(angegebenen) Bemessungsspannung Leiter-Leiter des geschützten Generators.Alle Widerstände und Reaktanzen werden in Bezug zur Spannung Ubase



gemessen und angezeigt. Hierbei ist zu beachten, dass ReverseX, ForwardX,ReverseR und ForwardR mit Bezug auf UBase angegeben werden müssen.IBaseentspricht dem (angegebenen) Bemessungsstrom des geschützten Generators,wenn der Polschlupfschutz Teil eines Generatorschutzschemas ist.

• InvertCTCurr: Werden die in den Polschlupfschutz gespeisten Ströme an derSternpunktseite des geschützten Generators gemessen (Unterspannungsseite), istkeine Inversion erforderlich (InvertCTCurr = Off), sofern die Sternpunkterdungdes Stromwandlers mit den Empfehlungen von ABB konform geht, wie inTabelle 21 beschrieben. Werden die in den Polschlupfschutz gespeisten Strömean der Ableitungsseite des geschützten Generators gemessen, ist eine Inversionerforderlich (InvertCTCurr = On), sofern die Sternpunkterdung desStromwandlers mit den Empfehlungen von ABB konform geht, wie in Tabelle 21beschrieben.

7.6 Untererregungsschutz LEXPDIS

7.6.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifizie‐

rungIEC 60617 Identifi‐zierung


Untererregungsschutz LEXPDIS

<

SYMBOL-MM V1 DE

40

7.6.2 Anwendung

Für die Untererregung einer synchronen Maschine gibt es Grenzen. EineVerringerung des Erregerstroms verschlechtert die elektromagnetische Kopplungzwischen dem Rotor und dem Stator des Generators und folglich dem externen Netz.Die Maschine kann die Synchronität verlieren und beginnen, wie eineInduktionsmaschine zu arbeiten. In diesem Fall erhöht sich derBlindleistungsverbrauch. Auch wenn die Maschine die Synchronität nicht verliert,kann es inakzeptabel sein, über eine längere Zeit in diesem Zustand zu arbeiten. DerVerlust der Erregung erhöht die Wärmeerzeugung in den Wickelköpfen dersynchronen Maschine. Die lokale Übererwärmung kann die Isolierung derStatorwicklung und sogar den Eisenkern schädigen.

Ein am Netz angeschlossener Generator kann durch einen äquivalenten einphasigenSchaltkreis dargestellt werden. Siehe Abbildung 129. Zur Vereinfachung ist alsÄquivalent ein Vollpol-Generator (Xd≈Xq).



+

E

-

I, (P, Q)j Xd j Xnet

+

V

-

+

Enet

-

en06000321.vsd

IEC06000321 V1 DE

Abb. 129: Ersatzschaltbild eines am Netz angeschlossenen Generators

wobei

E die interne Spannung im Generator

Xd die feste Reaktanz des Generators

Xnet eine äquivalente Reaktanz, die das externe Netz darstellt

Enet eine Spannungsquelle mit unendlicher Kurzschlussleistung, die die Gesamtsumme der Gene‐ratoren im Netz darstellt.

Die Wirkleistung vom Generator kann gemäß der Gleichung 166 ermittelt werden:

sinnet

d net

E EP

X Xd

×= ×

+


wobei

Der Winkel δ ist die Phasenwinkeldifferenz zwischen den Spannungen E und Enet.

Wenn sich die Erregung des Generators verringert (Feldabgang), fällt die SpannungE. Um die Wirkleistung aufrechtzuerhalten, muss der Winkel δ vergrößert werden.Die maximale Leistung wird bei 90° erreicht. Wenn die erforderliche Wirkleistungnicht bei 90º erreicht werden kann, kann die statische Stabilität nicht erhalten werden.

Die komplexe Scheinleistung vom Generator bei verschiedenen Winkeln δ ist inAbbildung 130 dargestellt. Die Linie für den Winkel von 90 ° ist der Grenzwert für diedauerhafte Stabilität. Es ist anzumerken, dass die nachfolgend dargestelltenLeistungsbegrenzungen in hohem Maße von der Netzimpedanz abhängen.



en06000322.vsd

P

Q

70º

80º

90º

IEC06000322 V1 DE

Abb. 130: Die komplexe Scheinleistung vom Generator bei verschiedenenWinkeln δ

Um Schäden am Generatorblock zu verhindern, sollte der Generator bei niedrigerErregung auslösen. Ein geeigneter Bereich in der PQ-Ebene für die Auslösung desSchutzes ist in Abbildung 131 dargestellt. In diesem Beispiel ist der Grenzwert aufeine geringe negative Blindleistung eingestellt, die von der Wirkleistung unabhängigist.



P

70º

80º

90º

UntererregungsschutzAnregungsbereich


Q

IEC06000450 V2 DE

Abb. 131: Geeigneter Bereich in der PQ-Ebene für die Auslösung des Schutzes

Häufig beschreibt das Leistungsdiagramm eines Generators auch das Verhalten desGenerators bei niedriger Erregung. Siehe Abbildung 132.



0.2 0.4 0.6

-0.3

0.6

-0.5

0.8

Q [pu]

0.8 1

E

DXs=0

B

A

Bemessungssc

heinleistung

Leistungsfa

ktor 0

,8

nacheilend

Bemessungsscheinleistung

Leistungsfaktor 0,95 voreilend

S

37o

FXe=0.2

CH

18o

GeneratorMotor

Übererregt

Untererregt

F

P [pu]

=IEC06000451=1=en=Original.vdx

IEC06000451 V1 DE

Abb. 132: Leistungsdiagramm eines Generators

wobei

AB = Feldstromgrenze

BC = Statorstromgrenze

CD = Grenzwert für die Erwärmung der Wickelköpfe am Stator, auf Grund eines Streuflusses

BH = Möglicher Grenzwert der Wirkleistung, auf Grund einer Leistungsbegrenzung der abgehen‐den Turbinenleistung

EF = Dauergrenzwert ohne AVR

Xs = Quellimpedanz des angeschlossenen Netzes

Der Untererregungsschutz kann auf einer gerichteten Leistungsmessung oderImpedanzmessung basieren.

Die gerade Linie EF in der P-Q-Ebene kann mit dem in der Gleichung 167dargestellten Verhältnis in die Impedanzebene übertragen werden.

* 2 2 2 2

* * * 2 2 2 2V V V V V S V P V QZ j R jXI I V S S S P Q P Q

× × × ×= = = = = + = +

× × + +




Die gerade Linie im PQ-Diagramm entspricht einem Kreis in der Impedanzebene.Siehe Abbildung 133. In diesem Beispiel entspricht der Kreis der Konstanten Q, d.h.,der Charakteristik parallel zur P-Achse.

R

X

UntererregungsschutzAnregebereich


IEC06000452 V2 DE

Abb. 133: Die gerade Linie im PQ-Diagramm entspricht einem Kreis in derImpedanzebene

LEXPDIS im Gerät wird über zwei Impedanzkreise und eine gerichteteUnterdrückungsmöglichkeit umgesetzt. Siehe Abbildung 134.



R

X

Z1, schnelle Zone

Z2, langsame Zone


Untererregungsschutz Stabilisierungsbereich

IEC06000453 V3 DE

Abb. 134: LEXPDIS im Gerät, über zwei Impedanzkreise und eine gerichteteUnterdrückungsmöglichkeit umgesetzt


Dieser Abschnitt befasst sich mit der Einstellung, die verwendet wird, wenn für denSchutz zwei Zonen aktiviert sind. Zone Z1 bewirkt eine schnelle Auslösung, wenn diedynamische Stabilitätsbegrenzung erreicht wird. Zone 2 bewirkt nach einer längerenVerzögerung eine Auslösung, wenn der Generator die statische Stabilitätsbegrenzungerreicht. Außerdem kommt ein Richtungskriterium zum Einsatz, um eine Auslösungbei stationsnahen externen Fehlern zu verhindern, wenn Zonen in denImpedanzbereich gemäß Abbildung 134 hineinreichen.

Operation: Mit der Einstellung Operation kann die Funktion LEXPDIS auf Ein/Ausgesetzt werden.

IBase, (siehe GlobalBaseSel): Der Einstellparameter IBase ist auf denBemessungsstrom des Generators in A einzustellen. Siehe Gleichung 168.

3N

N

SIBase

U=

×




UBase: Der Einstellparameter UBase ist auf die Bemessungsspannung desGenerators (Leiter-Leiter) in kV einzustellen.

OperationZ1, OperationZ2: Mit den Einstellparametern OperationZ1 undOperationZ2 kann jede Zone auf Ein oder Aus eingestellt werden.

Für die beiden Zonen werden die Impedanzeinstellungen wie in Abbildung 135gezeigt vorgenommen.

R

X

Z1 oder Z2

-XoffsetZ1 oder -XoffsetZ2

Z1diameter oder Z2diameter

IEC06000460_2_en.vsdIEC06000460 V2 DE

Abb. 135: Impedanzeinstellungen für schnelle (Z1) und langsame (Z2) Zone

Die Impedanzen werden in p.u. der Basisimpedanz angegeben, die gemäß derGleichung 169 berechnet wird.

IBase

UBaseZ Base

3=




XoffsetZ1 und XoffsetZ2, Offset des nullpunktnahen Punktes der Impedanz auf der X-Achse, werden als negative Werte angegeben, wenn X < 0.

XoffsetZ1: Es wird empfohlen, XoffsetZ1= - Xd'/2 und Z1diameter = 100% von ZBaseeinzustellen.

tZ1: tZ1 ist die Einstellung der Auslöseverzögerung für Z1, und dieser Parametersollte auf 0,1 s eingestellt werden.

© ABB Group June 21, 2010 | Slide 1


Durchmesser=Xd

Durchmesser

Offset =

IEC10000201 V1 DE

Abb. 136: Gemäß IEEE empfohlene Untererregungscharakteristik

Es wird empfohlen, XoffsetZ2= - Xd'/2 und Z2diamater = Xdeinzustellen.

tZ2: tZ2 ist die Einstellung der Auslöseverzögerung für Z2, und dieser Parametersollte auf 2,0 s eingestellt werden, um unerwünschte Auslösungen bei Schwingungenmit einer temporären Scheinimpedanz innerhalb der Charakteristik zu verhindern.

DirSuperv: Die gerichtete Stabilisierungscharakteristik erlaubt die Einstellung derImpedanz mit einem positiven X-Wert ohne die Gefahr einer unerwünschtenAuslösung des Untererregungsschutzes. Um die gerichtete Stabilisierungsoption zuaktivieren, muss der Parameter DirSuperv auf Ein gesetzt werden.

XoffsetDirLine, DirAngle: Die Einstellungen XoffsetDirLine und DirAngle werden inAbbildung 137 gezeigt. XoffsetDirLine wird in % der Basisimpedanz gemäß derGleichung 169 eingestellt.

XoffsetDirLine erhält einen positiven Wert, wenn X > 0. DirAngle wird in Grad miteinem negativen Wert imvierten Quadranten eingestellt. Ein typischer Wert ist -13°.



R

X

Untererregungsschutz Stabiler Bereich

RichtungswinkelRichtungsgerade

en06000461.vsdIEC06000461 V2 DE

Abb. 137: Die Einstellungparameter XoffsetDirLine und DirAngle

7.7 Empfindlicher Rotor-Erdfehlerschutz, Einspeisungbasierend auf ROTIPHIZ




Empfindlicher Rotor-Erdfehlerschutz,einspeisungsbasiert

ROTIPHIZ Rre< 64R

7.7.2 Anwendung

Der empfindliche auf Einspeisung basierende Rotor-Erdfehlerschutz (ROTIPHIZ)dient zur Erkennung von Erdfehlern in den Rotorwicklungen von Generatoren und



Motoren. Dabei wird ein eigenständiges Signal mit einer von derBemessungsfrequenz des Generators abweichenden Frequenz in den Rotorstromkreiseingespeist.

Für die Umsetzung des vorstehend beschriebenen Konzepts wird eine separateEinrichtung für eine zusätzliche Spannungsüberlagerung benötigt. Diese Einrichtungerzeugt ein Rechteck-Spannungssignal, das in die Rotorwicklung des Generatorseingespeist wird.

Die Stärke der eingespeisten Überlagerungsspannung und der resultierendeeingespeiste Strom werden hinter einem in der Überlagerungseinrichtungbefindlichen Shunt-Widerstand gemessen. Diese beiden Messwerte werden an dasGerät übergeben. Das Gerät bestimmt auf der Basis dieser beiden Messgrößen denWiderstand der Rotorwicklung zur Erde. Der Widerstand wird dann mit denvoreingestellten Alarm- und Auslösepegeln für Fehlerwiderstände verglichen.

Die Schutzfunktion kann Erdfehler in der gesamten Rotorwicklung und in allendazugehörigen Anschlüssen erkennen. Die Funktion kann auch Erregersystem-Erdfehler auf der Wechselstromseite des Erreger-Gleichrichters erkennen. Dasverwendete Messverfahren wird nicht durch die Betriebsart des Generatorsbeeinflusst und ist auch bei inaktivem Generator uneingeschränkt funktionsfähig.

7.7.2.1 Rotor-Erdfehlerschutzfunktion

Die Einspeisung am Rotor ist in Abbildung 138schematisch dargestellt.

DC

AC REX 061

C rot

R f

+ U inj -

I inj

C rot

Rotor-Referenzimpedanz

R f

+ U inj -

I inj


IEC11000065 V1 DE

Abb. 138: Äquivalentes Diagramm des empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzkonzepts

Die Impedanz ZGemessen ist gleich der kapazitiven Reaktanz zwischen derRotorwicklung und Erde (1/ωCrot) und dem Erdfehlerwiderstand (Rf). DerReihenwiderstand im Einspeisekreis ist beseitigt. Rf ist im fehlerfreien Fall extremhoch, und die als Rotor-Referenzimpedanz bezeichnete gemessene Impedanz kannwie folgt berechnet werden:



1ref

rot

Z jCw

= -

EQUATION2510 V1 DE

alternativ

1rot

ref

j CZ

w=

EQUATION2511 V1 DE

Wobei gilt

2 injfw p= ×EQUATION2512 V1 DE

Die eingespeiste Frequenz finj der Rechteckwellenform ist ein eingestellter Wert, dervon der Grundfrequenz (50 oder 60 Hz) abweicht. Die eingespeiste Frequenz kannzwischen 75 und 250 Hz eingestellt werden, wobei 113 Hz für ein Netz mit 50 Hz und137 Hz für ein Netz mit 60 Hz empfohlen werden.

RReihe ist ein Widerstand im REX061, der die Einspeiseeinheit vor Überspannungenschützt. Derartige Überspannungen können auftreten, wenn die Einheit über einstatisches Erregungssystem gespeist wird.

Die Anschlussverbindungen der Einspeiseeinheit REX060 mit dem Generator unddem Gerät sind in Abbildung 139 dargestellt.



Uinj

Rshunt

~

Block-transformator

RO

TOR

EF

REX060/ RIM-Modul

REG670

4

5

6

3

1

7

I

U

Generator

RN

2REX061

Generatorschutzfeld

R C


U>

8

IEC11000014 V1 DE

Abb. 139: Anschluss des REX060 für Rotor-Erdfehlerschutz

1 Generatoreinheit bestehend aus einem Synchrongenerator und einem Aufwärtstransformator

2 Generator-Feldwicklung

3 Kopplungskondensatoreinheit, die als Isolationsbarriere zwischen Rotorkreis und Einspeiseaus‐rüstung dient

4 Kabel für die Einspeisung des Rechtecksignals in den Rotorkreis

5 Verbindung für die Messung des eingespeisten Stroms. Dieses Signal wird in der REX060 ver‐stärkt, bevor es für die Auswertung an das Gerät weitergeleitet wird.

6 Verbindung für die Messung der eingespeisten Spannung. Dieses Signal wird in der REX060 ver‐stärkt, bevor es für die Auswertung an das Gerät weitergeleitet wird.

7 Zwei Spannungswandlereingänge in das Gerät für die Messung des eingespeisten Stroms und dereingespeisten Spannung

8 Schutz vor hohen Überspannungen, die vom Generator ausgehen. Die REX060 kann schadensfreieiner maximalen Spannung von 120 V und bei Verwendung zusammen mit der REX062 bis zu 240V standhalten.

Für die Umwandlung der Messwerte in die primären Impedanzwerte durchläuft dertatsächliche Impedanzwert mit der folgenden Gleichung die komplexe Wandlung.

1 2true measuredZ k Z k= × +GUID-20ADF3F6-6A89-4B5F-B0DA-9740C4FD5482 V1 DE

Die Faktoren k1 und k2 [Ω] werden während der Kalibrierungsmessungen bei derInbetriebnahme abgeleitet. Als Unterstützung für die Kalibrierung ist dasEinspeisungsinbetriebnahme-Tool zu verwenden. Dieses Tool ist fester Bestandteildes PCM600 Tools.

In Verbindung mit dieser Kalibrierung wird auch die Referenzimpedanz abgeleitet.Im Falle eines Rotor-Erdfehlers mit Fehlerimpedanz Zf, ist die gemessene Admittanz:



1 1 1

1 1 1

ref f

f ref

Z Z Z

Z Z Z

= +

=

= -

EQUATION2405 V1 DE

Der Realteil entspricht dem Fehlerleitwert.

1 1 1Ref refR Z Z

æ ö= -ç ÷ç ÷

è øEQUATION2421 V1 DE

RAlarm und RTrip sind die beiden Widerstandspegel, die in den Einstellungenfestgelegt werden. Die Werte RAlarm und RTrip werden in Ω angegeben.

Nach der festgelegten Verzögerung tAlarm wird ein Alarmsignal ALARMausgegeben, wenn Rf < RAlarm.

Ein Startsignal START wird ausgegeben, wenn Rf < RTrip.

Auslösezeiten sind in Abbildung 142enthalten.

Die Genauigkeit von ROTIPHIZ ist von der Installation abhängig, daOberschwingungen in statischen Erregersystemen, große Schwankungen derUmgebungstemperatur und Schwankungen von Rotorkapazität und -leitwert an Erdezwischen stillstehender und voll ausgelasteter Anlage den möglichenEinstellungspegel für die Alarmstufe einschränken. Als Folge kann in der Regel eineEmpfindlichkeit von 50 kΩ ohne Probleme erreicht werden. Abhängig von derjeweiligen Installation kann eine Alarmempfindlichkeit von bis zu 500 kΩ erreichtwerden.


7.7.3.1 Einstellen der Einspeiseeinheit REX060

Das Rotoreinspeisemodul (RIM) in der REX060 erzeugt ein Rechtecksignal für dieEinspeisung in den Feldwicklungskreis (Rotorkreis). Die eingespeiste Spannung undder eingespeiste Strom sind mit den Messabschnitt der REX060 verbunden. DieSignale werden verstärkt, sodass für die eingespeiste Spannung und den eingespeistenStrom Spannungssignale erzeugt werden, die für die analogen Eingänge des Gerätsgeeignet sind.

Die Verstärkung für Frequenz, Strom und Spannung können eingestellt und im nicht-flüchtigen Speicher abgelegt werden. Wenn ein Wert außerhalb des zulässigenBereichs liegt, wird der Grenzwert gespeichert. Die zuletzt gespeichertenEinstellwerte werden in der Anzeige angegeben.



Tabelle 22: Erforderliche Einstellungen für die REX060

Einstellung BereichNetzfrequenz 50/60 Hz

Eingespeiste Frequenz Ein Satz für Rotorkreiseinspeisung

Verstärkungsfaktor Vier Schritte für den Rotor-Erdfehlerschutz

Die Einspeisungsfrequenz kann für einen Rotor als Integer zwischen 75 und 250 Hzeingestellt werden. Wenn ausgewählt, kann nur jeweils eine einzelne Ziffer mit denAufwärts- und Abwärts-Pfeiltasten eingestellt werden. Mit der Eingabetaste wird derneue Wert gespeichert und mit der Clear-Taste kann der zuletzt gespeicherte Wertwiederhergestellt werden.

Die Einstellung der Verstärkung erfolgt im Hauptmenü in vier diskreten Schritten.Der jeweils ausgewählte Schritt legt einen vordefinierten Verstärkungsfaktor für dieSpannung und den Strom fest. Spannungs- und Stromverstärkung können nichtseparat eingestellt werden. Mit der Eingabetaste wird die neueVerstärkungseinstellung gespeichert und mit der Clear-Taste kann die zuletztgespeicherte Verstärkungseinstellung wiederhergestellt werden.

Der Rotorverstärkungsfaktor für Spannung und Strom ist von der höchsten Spannungabhängig, die am Einspeisepunkt (Erregerverbindung) aufgrund von Störungen derThyristor-Gleichrichter und der Netzfrequenz durch einen Fehler in derGleichrichterquelle auftreten kann.

U max am Erfassungseingang ist die Summe der maximal zulässigen Spannung, diean den Erfassungseingangspunkten für Spannung und Strom am REX060 auftretenkann.

Tabelle 23: Rotorverstärkung

Verstärkungsfaktor Hinweis1 Extrem

2 Verbessert

3 Standardwert

4 Verringert

Als Ausgangspunkt ist immer mit der Standardverstärkung zu beginnen. AndereVerstärkungen sind nur dann zu verwenden, wenn dies während der Inbetriebnahmevom ICT explizit gefordert wird.

7.7.3.2 Verbinden und Einstellen von Spannungseingängen

Es gibt zwei unterschiedliche Methoden, um das IED mit der EinspeiseeinheitREX060 zu verbinden, wenn sowohl Stator- als auch Rotorschutz verwendet werden.Dabei werden entweder zwei analoge Eingangskanäle am IED für Rotor/



Statorspannungs- und Strommessungen oder zwei analoge IED-Eingangskanäle fürdie Rotormessung und zwei weitere IED-Kanäle für die Statormessungen verwendet.

1. Für Stator- und Rotorspannungsmessungen wird ein und derselbeSpannungseingang verwendet, und für Stator- und Rotorstrommessungen wirdein weiterer Spannungseingang benutzt. Die Ausgänge der REX060 werden mitdem IED in Reihe geschaltet.

REX060X61

9

8

8

9

11

10

11

10

X81

STATORMODUL SIM

ROTORMODUL RIM

IED

SPANNUNGSMESSUNG (U)

STROMMESSUNG (U)

0180_=IEC11000210=1=de=Original.vsd

IEC11000210 V1 DE

Abb. 140: Verbindung zum IED mit zwei analogen Spannungseingängen

2. Für Stator- und Rotorspannungsmessungen werden zwei unterschiedlicheSpannungseingänge verwendet, und für Stator- und Rotorstrommessungenwerden zwei weitere Spannungseingänge benutzt. Dies bedeutet, dass dieEingänge für STTIPHIZ von den Eingängen für ROTIPHIZ getrennt sind.



REX060X61

9

8

8

9

11

10

11

10

X81

STATORMODUL SIM

ROTORMODUL RIM

IED



STROMMESSUNG (U)

STROMMESSUNG (U)


IEC11000209 V1 DE

Abb. 141: Separate Analogeingänge für Statorschutz STTIPHIZ undRotorschutz ROTIPHIZ

Wenn am IED genügend analoge Spannungseingänge zur Verfügung stehen, wirdAlternative 2 mit separaten Eingängen für STTIPHIZ und ROTIPHIZ empfohlen.

Für die analogen Spannungseingänge sind einige Einstellungen vorzunehmen. StellenSie das Spannungsverhältnis für die Eingänge auf 1/1, z. B. VTSecx = 100 V VTPrimx= 0,1 kV.

Die Analogeingänge sind mit einem Vorverarbeitungsblock im Signal Matrix Toolverbunden. Dieser Vorverarbeitungsblock muss die gleiche Zykluszeit, 8 ms, habenwie die Funktionsblöcke für STTIPHIZ und ROTIPHIZ.

Für den Vorverarbeitungsblock werden die standardmäßigen Parametereinstellungenverwendet.

Beachten Sie, dass eine Parallelschaltung von zwei REG670 mit der EinspeiseeinheitREX060 möglich ist, um redundante Messungen an zwei separaten IEDs zu erhalten.Jedoch müssen bei der Inbetriebnahme die beiden REG670 IEDs während desKalibrierungsverfahrens miteinander verbunden sein.

Es ist unbedingt zu beachten, dass alle Gehäuserahmen von REX060,REX061 und REX062 starr geerdet sind. Schutzerde ist eine separate4 mm Schraubklemme und Teil des Metallgehäuses.



7.7.3.3 Einstellungen für den empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutz, ROTIPHIZ

Um den empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutz zu aktivieren, ist Operation auf Oneinzustellen.

RTrip ist der in Ohm/primär eingestellte Widerstandspegel für die Aktivierung derAuslösefunktion.

RAlarm ist der in Ohm/primär eingestellte Widerstandspegel für die Aktivierung derAlarmfunktion.

tAlarm ist die Zeitverzögerung zur Aktivierung des ALARM-Signalausgangs, wennder gemessene Fehlerwiderstand unter dem eingestellten Pegel von RAlarm liegt.

FactACLim ist der Skalierungsfaktor für Erdfehler auf der Wechselstromseite desErregungssystems.

tTripAC ist die Zeitverzögerung für das TRIP-Signal auf der Wechselstromseite desErregungssystems.

ULimRMS ist der größte zulässige Effektivwert am Analogeingang des Geräts, derdas Trennen des Eingangssignals verhindert. Die Standardeinstellung 100 V wirddringend empfohlen.

FreqInjected ist an der Einspeiseeinheit REX060 für den Stator-Erdfehlerschutzeinzustellen. Der Einstellungsbereich geht von 75 bis 250 Hz in Schritten von je 0,001Hz. Bei der Wahl der Einspeisungsfrequenz sind die Harmonischen derNetzgrundfrequenz (50 oder 60 Hz) ebenso zu vermeiden wie andereOberschwingungen von anderen im Netz vorhandenen Frequenzen wiebeispielsweise Eisenbahnfrequenzen von 16,7 Hz oder 20 Hz. Als Einstellungenwerden empfohlen 113 Hz in 50-Hz-Netzen und 137 Hz in 60-Hz-Netzen. DieEinstellung wird im Zuge der Kalibrierungsmessung und Analyse mit dem ICTwährend der Inbetriebnahme noch optimiert.

Die komplexen Faktoren k1Real, k1Imag, k2Real, k21Imag sind Einstellparameter.Die Faktoren k1 und k2 sowie die Referenzimpedanzen RefR1, RefX1 und RefR2,RefX2 werden von den Werten abgeleitet, die bei der Kalibrierungsmessung währendder Inbetriebnahme ermittelt wurden. Aufgrund der Komplexität der Analysen undBerechnungen ist für die Kalibrierung das ICT (Einspeisungsinbetriebnahme-Tool)zu verwenden. Dieses Tool ist fester Bestandteil des PCM600.

Die Einstellung FilterLength betrifft das TRIP-Signal (siehe Abbildung 142



Auslösezeit

FehlerwiderstandRTrip RAlarm


10 FilterLength×

2 FilterLength×

IEC11000002 V1 DE

Abb. 142: Auslösezeiteigenschaften als Funktion des Fehlerwiderstands

7.8 100% Stator-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiertSTTIPHIZ




100%ige Erdfehlerschutzfunktion, ein‐speisungsbasiert

STTIPHIZ Rse< 64S

7.8.2 Anwendung

Die 100% Stator-Erdfehlerschutzfunktion (STTIPHIZ dient zur Erkennung vonErdfehlern in der Statorwicklung von Generatoren und Motoren. STTIPHIZ eignetsich für Generatoren, die über einen Blocktransformator mit demEnergieversorgungsnetz verbunden sind. Dabei wird ein eigenständiges Signal miteiner bestimmten, von der Bemessungsfrequenz des Generators abweichendenFrequenz in den Statorstromkreis eingespeist. Die Antwort dieses eingespeistenSignals wird verwendet, um Stator-Erdfehler zu erkennen.



Für die Umsetzung des vorstehend beschriebenen Konzepts wird eine separateEinrichtung für eine zusätzliche Spannungsüberlagerung benötigt. Diese Einrichtungerzeugt ein Rechteckwellen-Spannungssignal, das beispielsweise in dieSekundärwicklung des Sternpunkt-Spannungstransformators oderErdungstransformators des Generators eingespeist werden kann. Dieses Signal wirddurch den betreffenden Transformator bis in den Stator-Stromkreis hinein geleitet.Daher ist ein Anschluss an oder eine Störung des bestehenden Stator-Primärkreisesoder eine Umordnung des Primärwiderstands nicht erforderlich.

Die Größe des eingespeisten Spannungssignals wird an der Sekundärseite desSternpunkt-Spannungstransformators bzw. Erdungstransformators gemessen.Zudem wird der resultierende eingespeiste Strom hinter einem in derÜberlagerungseinrichtung befindlichen Shunt-Widerstand gemessen. Diese beidenMesswerte werden an das Gerät übergeben. Das Gerät bestimmt auf Grundlage dieserbeiden Messgrößen den Widerstand der Statorwicklung zur Erde. Der Widerstandwird dann mit den voreingestellten Alarm- oder Auslösepegeln für Fehlerwiderständeverglichen.

Die Schutzfunktion kann den Erdfehler nicht nur am Sternpunkt des Generatorserkennen, sondern auch entlang der Statorwicklungen und an denGeneratoranschlüssen, einschließlich der angeschlossenen Komponenten wie z. B.Spannungstransformatoren, Überlastschalter, Erregertransformatoren usw. Dasverwendete Messverfahren wird nicht durch die Betriebsart des Generatorsbeeinflusst und ist auch bei inaktivem Generator uneingeschränkt funktionsfähig. Esist jedoch weiterhin ein normaler, auf der Grundfrequenz und Verlagerungsspannungam Sternpunkt basierender 95% Stator-Erdfehlerschutz parallel zur 100% Stator-Erdfehlerschutzfunktion erforderlich.

Eine detaillierte Beschreibung des 100 % Stator-Erdfehlerschutzes STTIPHIZ unddes empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzes finden Sie in Dokument Nr.1MRG005030 "Anwendungsbeispiel für einspeisebasierten 100 % Stator-EF-und empfindlichen Rotor-EF-Schutz."

7.8.2.1 100 % Stator-Erdfehlerschutz-Funktion

Die Einspeisung am Stator ist in Abbildung 143 schematisch dargestellt. BeachtenSie, dass in dieser Abbildung der äquivalente Einspeisekreis auch mit allenImpedanzen und dem Einspeisegenerator in Bezug auf die Primärseite desSpannungswandler am Sternpunkt dargestellt ist. Die Punkte a & b zeigen dieAnschlüsse für die Einspeiseausrüstung an. Ein ähnlicher äquivalenter Schaltkreiskann alle weiteren Typen von Generator-Stator-Erdung wie in den Abbildungenweiter unten gezeichnet werden.



ZBare

Z Measured

+

U inj

-

I inj

R N

C stat

R fault +

U inj

-

I inj

R N C stat

Stator-Referenz- impedanz Z Ref

Rf

Z series

Z mT

a

b

a

b

UN


Û

IEC11000008 V1 DE

Abb. 143: Hochohmige Generator-Erdung mit Sternpunktwiderstand

Für den Sternpunktwiderstand gibt es einige Anschlussvarianten, wie in Abbildung144 dargestellt (Sternpunktwiderstand bei geringer Spannung über einen DTverbunden).



+

Uinj

-

RN

Cstat

Iinja

b


IEC11000009 V1 DE

Abb. 144: Effektive hochohmige Generator-Erdung über einenSternpunktspannungswandler

Eine andere Alternative ist in Abbildung 145 dargestellt (hochohmige Erdung übereinen Transformator mit offener Dreieckswicklung). In diesem Fall muss derTransformator einem hohen Sekundärstrom widerstehen können, der vom primärenErdfehler verursacht wird. Der Widerstand muss typischerweise geteilt werden, wiein Abbildung 145 dargestellt, um die Spannung für die Einspeiseausrüstung im Fallvon Erdfehlern am Generatoranschluss zu begrenzen. Diese Spannung kann häufig ineinem Bereich von 400 – 500 V liegen. Da die offene Dreiecksverbindung diedreifache Nullsystemspannung abgibt, entsteht am Einspeisepunkt eine zu hoheSpannung, wenn der Widerstand nicht wie in Abbildung 145 dargestellt, geteilt wird.Indem der Widerstand zweigeteilt wird, kann sichergestellt werden, dass die an dieEinspeiseausrüstung abgegebene Höchstspannung bei 240 V oder darunter liegt.



C stat R N

+

U inj

-

I inj a

b

IEC11000010-3-en.vsdIEC11000010 V1 DE

Abb. 145: Hochohmige Generator-Erdung über einen Transformator mitoffener Dreieckswicklung

Es ist auch möglich, die Einspeisung über einen Spannungswandler mit offenerDreieckswicklung anzulegen, wie in Abbildung 146 dargestellt.



U1 / U2

Y

C stat

R N

+

U inj

-

I inj

R d

a

b

N d R U U R × ÷ ÷ ø

ö ç ç è æ >>

2

2 1


YY

IEC11000011 V1 DE

Abb. 146: Einspeisung über die offene Dreieckswicklung desSpannungswandlers

Es ist darauf zu achten, dass der Widerstand Rd normalerweise für dieFerrorresonanzdämpfung verwendet wird. Der Fehlerwiderstand Rd hat nur einengeringen Anteil am Erdfehlerstrom, da er einen hohen Widerstand hat. Dieses



Einspeiseprinzip kann für Anwendungen mit verschiedenen Generatorsystem-Erdungsmethoden eingesetzt werden. Daher ist es empfehlenswert, die Einspeisungüber die offene Dreieckswicklung des Spannungswandlers an der Anschlussseite dermeisten Anwendungen vorzunehmen.

Die Genauigkeit von STTIPHIZ hängt vom Aufbau und hauptsächlich von denEigenschaften des für die Einspeisung des Signals in den Stator verwendetenErdungstransformator oder Spannungswandler ab. Beachten Sie, dass Schwankungender Umgebungstemperatur und der Statorkapazität und -Leitfähigkeit zur Erdezwischen dem Stillstand und Volllastzustand der Maschine ebenfalls den möglichenEinstellpegel der Alarmstufe einschränken können. Folglich kann eineEmpfindlichkeit von 10 kΩ typischerweise problemlos erreicht werden. Je nachAlarmempfindlichkeit des entsprechenden Aufbaus können bis zu 50 kΩ imMaschinen-Dauerbetrieb erreicht werden.

Beachten Sie, dass eine Parallelschaltung von zwei REG670 mit der EinspeiseeinheitREX060 möglich ist, um redundante Messungen an zwei separaten Geräten zuerhalten. Jedoch müssen bei der Inbetriebnahme die beiden REG670 Gerätenwährend des Kalibrierungsverfahrens miteinander verbunden sein.


7.8.3.1 Einstellung der Einspeiseeinheit REX060

Das 100 % Stator-Erdfehler-Schutzmodul im REX060 erzeugt ein Rechteck-Wellensignal zur Einspeisung in die Statorwicklung des Generator über denSternpunkt. Die eingespeiste Spannung und der Strom werden an die Messgeräte derREX060 angeschlossen. Die Signale werden verstärkt und liefern Spannungssignalefür die eingespeiste Spannung und den Strom, für die Analogeingänge des Gerätsangepasst.

Frequenz-, Strom- und Spannungsverstärkung können eingestellt und in nichtflüchtigen Speichern gespeichert werden. Liegt ein Wert außerhalb des Bereichs,dann wird der Grenzwert gespeichert. Der zuletzt gespeicherte Wert wird auf demDisplay angezeigt.

Tabelle 24: Erforderliche Einstellungen für REX060

Einstellung BereichSystemfrequenz 50/60 Hz

Einspeisefrequenz 50 bis 250 Hz

UmaxEF [V] Vier Stufen für den 100 % Stator-Erdfehlerschutz

Die Einspeisefrequenz kann als Integer-Wert im Bereich zwischen 50 und 250 Hzeingestellt werden. Nach der Auswahl kann der Wert über die Tasten “Auf” und “Ab”immer nur um einen Zähler verstellt werden. Speichern Sie den neuen Wert, indem Siedie “Enter”-Taste betätigen. Alternativ können Sie den letzten gespeicherten Wertwiederherstellen, indem Sie die “Clear”-Taste betätigen.



Die Verstärkungseinstellungen können in vier Schritten für SIM im Hauptmenüeingestellt werden. Diese wählbaren Schritte ergeben wiederum vordefinierteSpannungs- und Stromverstärkungsfaktoren. Die Verstärkung kann nach derAuswahl mit den Tasten “Auf” und “Ab” angepasst werden. Speichern Sie den neuenVerstärkungswert, indem Sie die “Enter”-Taste betätigen. Alternativ können Sie denletzten gespeicherten Wert wiederherstellen, indem Sie die “Clear”-Taste betätigen.

Die Statorverstärkung sollte auf den Bemessungswert für Spannungswandler/Verteilungstransformatoren eingestellt werden. Die Spannung hängt vom Verhältnisfür Spannungswandler/Verteilungstransformatoren und der höchstmöglichenSpannung am Sternpunkt ab Der Verstärkungsfaktor (UmaxEF) ist so auszuwählen,dass er dieser Spannung entspricht, also mindestens gleich dem Wert fürSpannungswandler/Verteilungstransformatoren in der Tabelle unten.

Tabelle 25: Statorverstärkung

UmaxEF [V] Hinweis240

200

160 Standardwert

bis 120

7.8.3.2 Verbinden und Einstellen von Spannungseingängen

Es gibt zwei unterschiedliche Methoden, um das Gerät mit der EinspeiseeinheitREX060 zu verbinden, wenn sowohl Stator- als auch Rotorschutz verwendet werden.Dabei werden entweder zwei analoge Eingangskanäle des Geräts für Rotor-/Statormessungen oder zwei analoge Geräte-Eingangskanäle für die Rotor- und zweiweitere Kanäle für die Statormessungen verwendet.

1. Für Stator- und Rotorspannungsmessungen wird ein und derselbe Geräte-Spannungseingang verwendet, und für Stator- und Rotorstrommessungen wirdein weiterer Spannungseingang benutzt. Die Ausgänge der REX060 werden mitdem Gerät in Reihe geschaltet.



REX060X61

9

8

8

9

11

10

11

10

X81

STATORMODUL SIM

ROTORMODUL RIM

IED


STROMMESSUNG (U)


IEC11000210 V1 DE

Abb. 147: Verbindung zum Gerät mit zwei analogen Spannungseingängen

2. Für Stator- und Rotorspannungsmessungen werden zwei unterschiedlicheSpannungseingänge verwendet, und für Stator- und Rotorstrommessungenwerden zwei weitere Spannungseingänge benutzt. Dies bedeutet, dass dieEingänge für STTIPHIZ von den Eingängen für ROTIPHIZ getrennt sind.

REX060X61

9

8

8

9

11

10

11

10

X81

STATORMODUL SIM

ROTORMODUL RIM

IED



STROMMESSUNG (U)

STROMMESSUNG (U)


IEC11000209 V1 DE

Abb. 148: Separate Analogeingänge für Statorschutz STTIPHIZ undRotorschutz ROTIPHIZ



Wenn am Gerät ausreichend analoge Spannungseingänge zur Verfügung stehen, wirdAlternative 2 mit separaten Eingängen empfohlen.

Für die analogen Spannungseingänge am Gerät sind einige Einstellungenerforderlich. Stellen Sie das Spannungsverhältnis für die Eingänge auf 1/1, z. B.VTSecx = 100 V VTPrimx = 0,1 kV.

Die Analogeingänge sind mit einem Vorverarbeitungsblock (SMAI) im SignalMatrix Tool verbunden. Dieser Vorverarbeitungsblock muss die gleiche Zykluszeit,8 ms, haben wie der Funktionsblock für STTIPHIZ .

Für den Vorverarbeitungsblock werden die standardmäßigen Parametereinstellungenverwendet.

7.8.3.3 100 % Stator-Erdfehlerschutz

Auslösung ist auf Ein zu setzen, wenn der Stator-Erdfehlerschutz aktiviert werden soll

RTrip ist der Widerstandspegel, direkt in primären Ohm eingestellt, für dieAktivierung der Auslösefunktion.

RAlarm ist der Widerstandspegel, direkt in primären Ohm eingestellt, für dieAktivierung der Alarmfunktion.

tAlarm ist die Zeitverzögerung zum Aktivieren des Signalausgangs ALARM, wennder gemessene Fehlerwiderstand unter dem eingestellten RAlarm Niveau liegt

OpenCircLim Grenze für offenen Stromkreis in primären Ω

ULimRMS ist der größte zulässige RMS am Analogeingang des Geräts, um einenSignalabbruch zu verhindern. Der Standardwert 100 V wird empfohlen.

FreqInjected ist auf den selben Wert einzustellen, wie an der EinspeiseeinheitREX060 für den Stator-Erdfehlerschutz. Der Einstellungsbereich reicht von 50 –100 Hz in Schritten von je 0,001 Hz. Werte, die der Oberschwingung derGrundfrequenz (50 oder 60 Hz) entsprechen, sollten vermieden werden. gleiches giltfür Oberschwingungen, die mit anderen Frequenzen im Stromnetz zusammenhängen.Dazu zählen beispielsweise Stromnetze von Bahnunternehmen mit einerStromversorgungsfrequenz von 16 2/3 Hz oder 25 Hz. Die empfohlene Einstellungbeträgt 87 Hz bei 50-Hz-Netzen und 103 Hz bei 60-Hz-Netzen. Die Einstellung wirdbei der Inbetriebnahme während der Kalibrierung und Analyse im ICT-Tool feineingestellt.

Die komplexen Faktoren k1Real, k1Imag, k2Real, k21Imag sind Einstellparameter.Sowohl die Faktoren k1 und k2 als auch die Referenzimpedanzen, R1 - R5 und X1 -X5, werden von den Kalibrierungsmessungen während der Inbetriebnahmeabgeleitet. Für die Kalibrierung muss das ICT (Injection Commissioning Tool)verwendet werden, da dieses Tool alle erforderlichen Berechnung zur Ableitung deroben angegebenen Faktoren durchführt. Dieses Tool ist ein integraler Bestandteil desPCM600-Tools.



FilterLength die Einstellung wirkt sich auf die Länge der Probenahmen zurBerechnung von Rfaus. Als Standardwert sollte 1 s verwendet werden.

OpenCircLim: Wenn die gemessene Impedanz die Einstellung OpenCircLimüberschreitet, dann wird der Ausgang OPCIRC auf TRUE gesetzt. Wenn OPCIRCgesetzt wird, dann bedeutet dies, dass sehr wahrscheinlich ein neutraler Widerstandzerstört wurde oder nicht mit dem Generator verbunden ist. Der offene Schaltkreisgreift nur im Statorwicklungsschutz.

7.9 Unterimpedanzschutz für Generatoren undTransformatoren ZGVPDIS

7.9.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Ken‐

nungIEC 60617 Ken‐nung

ANSI/IEEE Ken‐nung

Unterimpedanzschutz-Funktion für Ge‐neratoren und Transformatoren

ZGVPDIS

S00346 V1 DE

21G

7.9.2 Anwendung

Der Unterimpedanzschutz für den Generator wird allgemein als Reserveschutz beiStörungen am Generator, Transformator und an den Übertragungsleitungenverwendet. Zone 1 kann als schneller Schutz für Leiterfehler an Generator,Sammelschienenleitungen oder Kabeln und an Teilen des Kraftwerksblockseingesetzt werden. Zone 2 kann für Kraftwerksblöcke undSammelschienenanordnungen verwendet werden. Zone 3 kann für Störungen an denÜbertragungsleitungen eingesetzt werden.

Der Unterimpedanzschutz ist mit einer Funktion zur Erkennung vonUnterspannungen ausgestattet, um die Verriegelung bei impedanzbasiertenAuslösungen zu ermöglichen. Zusätzlich verfügt er auch über eineLastaussparungsfunktion, um die Auslösung des Schutzes bei extremenLastzuständen zu unterbinden. Die Lastaussparungsfunktion basiert auf denMitsystembestandteilen von Spannung und Strom.

Charakteristiken des Reserve-ImpedanzschutzesDie Charakteristiken von Zone 1, Zone 2 und Zone 3 sind in Abbildung 149dargestellt. Alle Zonen verfügen über die Offset-Mho-Charakteristik mit einstellbarerReichweite in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung. Alle drei Zonen verwenden den



selben, einstellbaren Winkel der Charakteristik. Für Zone 2 und 3 steht eineLastaussparungsfunktion zur Verfügung.

Der Schutz ist für eine Auslösung bei folgenden Fehlertypen ausgelegtFehler im Generator, an den Anschlüssen des Generators zum Blocktransformatorund an der Niederspannungsseite (NS-Seite) des selbigen umfassen:

1. Leiter-Leiter-Fehler im Generator2. Dreipolige Leiter-Fehler im Generator3. Leiter-Leiter-Fehler in den Niederspannungswicklungen des Kraftwerksblocks

oder an der Sammelschienenanordnung oder an den Kabeln4. Dreipolige Leiter-Fehler in den Niederspannungswicklungen des

Kraftwerksblocks oder an der Sammelschienenanordnung oder an den Kabeln

Netzfehler an der Oberspannungsseite des Kraftwerksblocks umfassen:

1. Leiter-Erde-Fehler an der Oberspannungsseite des Kraftwerksblocks und imübergeordneten Netz

2. Leiter-Leiter-Fehler an der Oberspannungsseite des Kraftwerksblocks und imübergeordneten Netz

3. Leiter-Leiter-Erde-Fehler an der Oberspannungsseite des Kraftwerksblocks undim übergeordneten Netz

4. Dreipolige Fehler an der Oberspannungsseite des Kraftwerksblocks und imübergeordneten Netz



7.9.2.1 Funktionsbereiche

ImpedanceAng

ImpedanceAng

ImpedanceAng

Z2Fwd

Z3Fwd

Z1Fwd

Z3Rev

Z2Rev

Z1Rev

R(ohm)

X(o

hm

)

B) Typische Einstellungen der Zonen für

Unterimpedanz-Relais


Zone3

Zone1

REG670

A) Netzmodell

Zone2

Y/Y D/Y

IEC11000308 V2 DE

Abb. 149: Zonencharakteristiken und typisches Stromnetzmodell



Die Einstellungen aller Zonen werden als Prozentanteil der Impedanz auf derGrundlage der Generator-Bezugsspannungen bereitgestellt.

7.9.2.2 Funktion Zone 1

Zone 1 wird als schnelle selektive Auslösung bei Leiter-Leiter-Fehlern unddreipoligen Fehlern im Generator, an den Klemmenleitern und an derNiederspannungsseite des Kraftwerksblocks verwendet. Da der Generatorhochohmig geerdet ist, ist der Fehlerstrom bei dreipoligen Fehlern zu gering, und derImpedanzschutz nicht für die Auslösung bei solchen Fehlern ausgelegt.

Die für Zone 1 verwendeten Messschleifen sind unten aufgeführt:

Messschleifen Zone 1 für Leiter-Leiter-Fehler und dreipoligen Fehler an derPrimärseite des Kraftwerksblocks sind:

Sl.No Leiter-Leiter-Schleife Spannungszeiger Stromzeiger1 L1–L2 UL1L2 IL1L2

2 L2–L3 UL2L3 IL2L3

2 L3–L1 UL3L1 IL3L1

UL1L2, UL2L3, UL3L1 sind Leiter-Leiter-Spannungen. IL1L2,IL2L3, IL3L1 sind Leiter-Leiter-Ströme.

Bei dieser Anwendung wird das Zone-1-Element typischerweise auf 75 % derTransformatorimpedanz eingestellt.


Zone 2 kann für die Oberspannungsseite des Transformators und dieSammelschienenanordnung eingesetzt werden. Normalerweise wird sie soeingestellt, dass sie 125 % der Kraftwerksblock-Impedanz abdeckt. Die Auslösezeitmuss so gewählt werden, dass eine Koordination mit dem Messsystem von Zone 1 ander kürzesten abgehenden Leitung der Sammelschiene zu ermöglichen.

Zone 2 sieht einen Schutz gegen Leiter-Erde-, Leiter-Leiter- und dreipoligen Fehleran der Oberspannungsseite eines Netzes vor. All diese Fehler können mit dendreiphasigen Leiter-Leiter-Schleifen oder der erweiterten Reichweite-Schleife (dieLeiter-Erde-Schleife mit dem maximalen Leiterstrom) ermittelt werden.

Für Zone 2 stehen zwei mögliche Messschleifen zur Verfügung, die vom Benutzereingestellt werden können. Die für Zone 2 eingesetzten Messschleifen mitunterschiedlichen Optionen sind:

Leiter-Leiter-Schleifen



Leiter-Leiter-Schleife Spannungszeiger StromzeigerL1–L2 UL1L2 IL1L2

L2–L3 UL2L3 IL2L3

L3–L1 UL3L1 IL3L1

Schleife für erweiterte Reichweite

Maximalstrom Ausgewählte Schleife Spannungszeiger StromzeigerIL1 L1-E UL1E-U0 IL1

IL2 L2-E UL2E-U0 IL2

IL3 L3-E UL3E-U0 IL3

Wenn Sich die Ströme gleichen, dann hat die Schleife L1-E einehöhere Priorität als L2-E und die Schleife L2-E hat eine höherePriorität als L3-E. UL1E, UL2E, UL3E sind die drei Leiter-Erde-Spannungen, IL1, IL2, IL3 die drei Leiterströme und U0 dieNullsystemspannung.

Um bei Leiter-Leiter-Fehlern an der Oberspannungsseite des Kraftwerksblocks diekorrekte Impedanz zu messen, wird empfohlen, die Option Erweit. Reichweite(Leiter-Erde-Schleife mit Maximalstrom-Schleife) einzusetzen. Bei dreipoligenFehlern an der Oberspannungsseite misst die Leiter-Leiter-Schleife die korrekteImpedanz.

Die Unterimpedanzfunktion ist nicht für eine Auslösung bei Leiter-Erde-Fehlern imGenerator konzipiert. Um eine entsprechende Auslösung zu unterbinden, wird dieLeiter-Erde-Spannung in Erweit. Reichweite mit der Nullsystemspannungkompensiert.


Zone 3 wird für die Oberspannungsseite des Transformators, denSchaltanlagensammelschienen zum Netz und die abgehenden Leitungen verwendet.Innerhalb seiner Auslösezone sollte die Auslösezeit dieses Relais an die längsteZeitverzögerung der Distanzrelais der Übertragungsleitungen angepasst werden, diemit der Schaltanlagensammelschiene des Generators verbunden sind. Normalerweiseist es in Anbetracht einer maximalen kurzzeitigen Überlast am Generator auf ca. 80 %der Lastimpedanz eingestellt.

Zone 3 sieht einen Schutz gegen Leiter-Erde-, Leiter-Leiter- und dreipoligen Fehleran der Oberspannungsseite eines Netzes vor. Daher können all diese Fehler mit dendreiphasigen Leiter-Leiter-Schleifen oder der erweiterten Reichweite-Schleife, wiebei Zone 2, ermittelt werden. Diese Optionen sind in der Funktion wählbar und ihreFunktion gleicht der von Zone 2.



7.9.2.5 Strom- und Spannungswandlerpositionen

Der Spannungswandler befindet sich an den Anschlüssen des Generators. DerStromwandler hingegen kann an der Sternpunktseite der Statorwicklung oder an denAnschlüssen des Generators angebracht sein.

Befindet sich der Stromwandler an der Sternpunktseite der Generatorwicklung, dannkann die Vorwärtsreichweite die gesamten Impedanz des Generators, desTransformators und der Impedanz des verbundenen Übertragungsnetzes. Befindetsich der Stromwandler an den Anschlüssen des Generators, umfasst dieVorwärtsrichtung nur die Impedanz des Generators, und mit der Rückwärtsrichtungdie Impedanz des Transformators und der der verbundenen Übertragungsleitungenzusammen.

7.9.2.6 Unterspannungs-Verriegelungsfunktion

Bei Fehlern in der Nähe der Generatoranschlüsse kann der Stromwandler gesättigtwerden. Das Problem wird durch die sehr lange Gleichstromkonstante des Generatorsverursacht. Der dauerhafte Gleichstromanteil der Primärströme führt, obwohl errelativ klein ist dazu, dass der Stromwandler übersättigt. In diesem Zustand kann essein, dass die Funktion ZGVPDIS für einige Zeit zurückfällt. Die Unterspannungs-Verriegelungsfunktion bietet hierfür einen zuverlässigen Reserveschutz.

Die Unterspannungsfunktion wird von Zone 2 oder Zone 3 aus angeregt.

7.9.2.7 Lastaussparung für Zone 2 und Zone 3

Da Zone 2 und Zone 3 über eine größere Reichweite verfügen, besteht unter hohenLasten die Möglichkeit die Lastimpedanz in die Mho-Charakteristik zuberücksichtigen. Zone 2 und Zone 3 sind daher mit einer Lastaussparungsfunktionausgestattet, die vom Benutzer aktiviert werden kann. Diese Funktion misst dieImpedanz auf der Grundlage von Mitsystemspannung und -strom. Wenn dieGeneratorlast den Mitsystemgrößen entspricht, werden Mitsystemspannung und -strom für die Lastaussparungs-Blockierlogik verwendet.

In Abbildung 150 ist die eingesetzte Lastaussparungs-Charakteristik dargestellt.



Lastaussparungs-Charakteristik

ArgLd

ArgLd

ArgLd

ArgLdRLd-RLd

jX

R

IEC11000304_1_en

IEC11000304 V1 DE

Abb. 150: Lastaussparungs-Charakteristik in der Unterimpedanzfunktion

Die Widerstandseinstellungen dieser Funktion sind ebenfalls in Prozent von ZBaseangegeben.

Sie werden entsprechend Gleichung 170 berechnet

( / 3) /ZBase URated IRated=

GUID-90239033-D824-4479-A03A-41EE034C9021 V1 DE (Gleichung 170)

ArgLd ist eine separate Einstellung.

7.9.2.8 Externes Blockiersignal

Die Unterimpedanzfunktion muss im Fall eines Automatenfalls amSpannungswandler blockiert werden. Hierfür steht ein Eingang BLKZ zurVerfügung. Gleichermaßen steht ein Eingang BLOCK zur Verfügung.




7.9.3.1 Allgemeines

Die Einstellungen des Unterimpedanzschutzes für Generatoren (ZGVPDIS) werdenin Prozent angegeben und die Bezugsimpedanz wird aus den Einstellungen UBaseund IBase berechnet. Die Bezugsimpedanz wird gemäß der Gleichung 171 berechnet.

3

UBase

ZBaseIBase

=


ImpedanceAng: Der allgemeine Winkel der Charakteristik für alle drei Zonen-Distanzmesssysteme

IMinOp: Der Mindestauslösestrom in %IBase.

Zone 1

Die Funktion ZGVPDIS verfügt über eine Offset-Mho-Charakteristik und kanndreipolige Leiter-Leiter-Impedanz-Messschleifen auswerten.

OpModeZ1: Distanzmesssystem der Zone 1 kann auf Aus oder LL Schleifeneingestellt werden.

Z1Fwd: Reichweite in Vorwärtsrichtung der Zone 1 in Prozent. Es wird empfohlen,die Reichweite in Vorwärtsrichtung der Zone 1 auf 75 % der Transformator-Impedanzeinzustellen.

Z1Rev: Reichweite in Rückwärtsrichtung der Zone 1 in Prozent. Es wird empfohlen,die Reichweite in Rückwärtsrichtung der Zone 1 genauso einzustellen, wie Z1Fwd.

tZ1: Auslöse-Verzögerungszeit von Zone 1 in Sekunden.

Zone 2

Die Zone 2 der Funktion ZGVPDIS verfügt über eine Offset-Mho-Charakteristik undkann dreipolige Leiter-Leiter-Impedanzmessschleifen oder Schleifen mit erweiterterReichweite auswerten.

OpModeZ2: Distanzmesssystem der Zone 2 kann auf Aus oder LL Schleifen oderErweit. Reichweite eingestellt werden.

Z2Fwd: Reichweite in Vorwärtsrichtung der Zone 2 in Prozent. Es wird empfohlen,die Reichweite in Vorwärtsrichtung der Zone 2 auf 125 % der Transformator-Impedanz einzustellen.

Z2Rev: Reichweite in Rückwärtsrichtung der Zone 2 in Prozent. Es wird empfohleneine begrenzte Reichweite in Rückwärtsrichtung anzugeben, um eine Auslösung bei



nahen Fehlern sicher zu stellen und um den abgedeckten Bereich auf R-X-Ebene zuminimieren. Eine Einstellung von 8 % wird empfohlen.

tZ2: Auslöse-Verzögerungszeit von Zone 2 in Sekunden. Die Verzögerungszeit sollteangegeben werden, um eine Abstimmung mit dem Element aus Zone 1 für dieAbgangsleitung zu ermöglichen.

Zone 3

Die Zone 3 der Funktion ZGVPDIS verfügt über eine Offset-Mho-Charakteristik undkann dreipolige Leiter-Leiter-Impedanzmessschleifen oder Erweit. Reichweite-Schleifen auswerten.

OpModeZ3: Distanzmesssystem der Zone 3 kann auf Aus oder LL Schleifen oderErweit. Reichweite eingestellt werden. Die Einstellung Erweit. Reichweite wirdempfohlen.

Z3Fwd: Reichweite in Vorwärtsrichtung der Zone 3 in Prozent. Es wird empfohlen,die Vorwärtsreichweite der Zone 3 so einzustellen, dass sie mit der längstenVerzögerungszeit des Übertragungsleitungsschutzes an der Stationssammelschienedes Generators abgestimmt ist. Alternativ kann sie auch unter Berücksichtigung dermaximalen kurzzeitigen Überlast am Generator auf 80 % der Lastimpedanzeingestellt werden.

Z3Rev: Reichweite in Rückwärtsrichtung der Zone 3 in Prozent. Es wird empfohlen,eine begrenzte Reichweite in Rückwärtsrichtung anzugeben, um eine Auslösung beinahen Fehlern sicher zu stellen und um den abgedeckten Bereich auf R-X-Ebene zuminimieren. Eine Einstellung von 8 % wird empfohlen.

tZ3: Auslöse-Verzögerungszeit von Zone 3 in Sekunden. Die Zeitverzögerung ist soeinzustellen, dass sie mit dem langsamsten Reserveschutz für das Schutzobjekt odermit dem langsamsten lokalen Reserveschutz innerhalb der Reichweite von Zone 3abgestimmt ist. Eine Sicherheitstoleranz von 100 ms sollte hierbei berücksichtigtwerden.

7.9.3.2 Lastaussparung

Die folgenden Einstellungen sind an der Lastaussparungsfunktion beteiligt:

ArgLd: Winkel in Grad von Lastaussparungs-Charakteristiken

RLd: Mitsystemwiderstand pro Einheit

Das Berechnungsverfahren zur Bestimmung der Lastaussparungs-Einstellungenbesteht im allgemeinen aus der Definition des Lastwinkels ArgLd und derWiderstandsaussparung RLd. Die Lastaussparungs-Logik kann für Messsysteme derZone 2 und 3 aktiviert werden. Für Zone 2 kann die Lastaussparung über dieEinstellung LoadEnchModZ2 aktiviert oder deaktiviert werden, indem entweder Einoder Aus gewählt wird. Ähnlich ist es bei Zone 3: Die Lastaussparung kann über dieEinstellung LoadEnchModZ3 aktiviert oder deaktiviert werden, indem entweder Einoder Aus gewählt wird.



Der Lastwinkel ArgLd ist für die Vorwärts- und Rückwärtsrichtung identisch. Daherist es sinnvoll, die Berechnung der Parametereinstellung zu beginnen. Der Parameterwird auf den größtmöglichen Lastwinkel bei der größtmöglichen aktiven Lasteingestellt. Der verwendete Wert muss größer als 20° sein.

Die Aussparung RLd kann entsprechend der folgenden Gleichung berechnet werden172

minmin

exp max

0.8U

RLd UP

= × ×æ öç ÷è ø

GUID-AF9BD6F2-E64B-424D-B361-49448A1CF690 V2 DE (Gleichung 172)

Dabei gilt:

Pexpmax ist die maximale exportierte Wirkleistung

Umin ist die Mindestspannung bei der Pexpmax auftritt

0,8 ist der Sicherheitsfaktor, um sicher zu stellen, dass die Einstellung in RLd kleiner als dieberechnete Mindest-Widerstandslast sein kann.

Lastaussparungs-Charakteristik

ArgLd

ArgLd

ArgLd

ArgLdRLd-RLd

jX

R

IEC11000304_1_en

IEC11000304 V1 DE

Abb. 151: Charakteristiken der Lastaussparung in der R-X-Ebene



7.9.3.3 Unterspannungsverriegelung

Die Einstellungen der Unterspannungsverriegelung umfassen:

OpModeU<: Die Unterspannungsverriegelung wird über diese Einstellung aktiviert.Sie kann auf Aus oder Z2Start beziehungsweise Z3Start eingestellt werden. Soll dieUnterspannungsverriegelung mit der Anregung in Zone 2 ausgelöst werden, dannmuss der Zählwert Z2Start ausgewählt werden. Für Zone 3 ist der Wert Z3Startauszuwählen.

U<: Der Anregewert der Unterspannungs-Verriegelungsfunktion kann mit U<eingestellt werden. Der Wert wird in Prozent von UBase geliefert. Die empfohleneEinstellung ist 70 %.

tU<: Die Auslösezeitverzögerung in Sekunden für die Unterspannungsverriegelung.Die empfohlene Zeitverzögerung sollte für die gewählte Zone (Zone 2 oder Zone 3)die selbe Auslöse-Zeitverzögerungseinstellung liefern.

7.10 Rotor-Erdfehlerschutz mit CVGAPC

Die Erregerfeldwicklung, einschließlich Rotorwicklung und der nichtrotierendenErregereinrichtung wird immer von den metallischen Teilen des Rotors isoliert. DerIsolationswiderstand ist hoch, wenn der Rotor mit Luft oder Wasserstoff gekühlt wird.Der Isolationswiderstand ist sehr viel geringer, wenn der Rotor mit Wasser gekühltwird. Dies ist auch bei intakter Isolierung der Fall. Ein Fehler in der Isolierung desErregerfeldkreises führt zu einem leitenden Pfad von der Erregerfeldwicklung zurErdung. Das bedeutet, dass der Fehler einen Erdfehler hervorruft.

Der Erregerfeldkreis eines Synchrongenerators ist normalerweise nicht geerdet.Daher erzeugt ein einzelner Erdfehler an der Erregerfeldwicklung nur einen kleinenFehlerstrom. Der Erdfehler führt aus diesem Grund zu keinerlei Schaden amGenerator. Außerdem wird er keinen Einfluss auf den Betrieb der Generatoreinheithaben. Das Vorhandensein eines einzelnen Erdfehlers erhöht aber die elektrischeBelastung an anderen Stellen im Erregerfeldkreis. Das bedeutet, dass das Risiko eineszweiten Erdfehlers an einer anderen Stelle der Erregerfeldwicklung bedeutend steigt.Ein zweiter Erdfehler führt zu einem Kurzschluss in der Erregerfeldwicklung mitschwer wiegenden Konsequenzen.

Der Rotor-Erdfehlerschutz basiert auf der Einspeisung einer AC-Spannung amisolierten Erregerfeldkreis. In fehlerfreien Zuständen geht mit dieserÜberlagerungsspannung kein Stromfluss einher. Wenn ein Rotor-Erdfehler auftritt,wird dieser Zustand vom Rotor-Erdfehlerschutz erkannt. In Abhängigkeit von derSicherheitsphilosophie des Generatorbetreibers führt dieser Betriebszustand zueinem Alarm bzw. zur Auslösung des Generators. Eine Einspeiseeinheit RXTTE4und ein optionaler Schutzwiderstand sind für den korrekten Betrieb desErdfehlerschutzes erforderlich.



Der Rotor-Erdfehlerschutz kann in das Gerät integriert werden,zusammen mit allen anderen normalerweise für einen Generatorerforderlichen Schutzfunktionen. Wie dies mithilfe derCOMBIFLEX-Einspeisungseinheit RXTTE4 erreicht werden kann,ist in der Anweisung 1MRG001910 beschrieben.



Abschnitt 8 Stromschutz

8.1 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz mitdreipoligem Ausgang PHPIOC




Unverzögerter Leiter-Überstromschutzmit dreipoligem Ausgang

PHPIOC

3I>>

SYMBOL-Z V1 DE

50

8.1.2 Anwendung

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

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

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

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

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

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

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 8Stromschutz


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


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

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

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

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


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

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

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

8.1.3.1 Vermaschte Netze ohne parallele Leitungen

Die folgenden Fehlerberechnungen müssen für dreipolige Fehler, einpolige Erdfehlerund zweipolige Erdfehler mit Erdberührung. Betrachten Sie Abbildung 152, wendenSie einen Fehler in B an, und berechnen Sie dann den Durchgangsfehlerstrom IfB. DieBerechnung sollte unter Verwendung der minimalen Quellenimpedanz-Werte für ZAund der maximalen Quellenimpedanz-Werte für ZB vorgenommen werden, um denmaximalen Durchgangsfehlerstrom von A nach B zu ermitteln.

Abschnitt 8 1MRK 502 051-UDE -Stromschutz


~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fB

Fehler


IEC09000022 V1 DE

Abb. 152: Durchgangsfehlerstrom von A nach B: IfB

Dann muss ein Fehler in A angewendet werden, und der Durchgangsfehlerstrom IfAmuss berechnet werden, Abbildung 153. Um den maximalen Durchgangsfehlerstromzu errechnen, müssen der Minimalwert für ZB und der Maximalwert für ZAberücksichtigt werden.

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fA

Fehler

IEC09000023 V1 DE

Abb. 153: Durchgangsfehlerstrom von B nach A: IfA

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

Imin MAX IfA IfB,( )³


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



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

min1.3sI I³ ×


Die Schutzfunktion kann für die spezifische Anwendung nur dann verwendet werden,wenn dieser Einstellungswert kleiner oder gleich dem maximalen Fehlerstrom ist, dendas Gerät zu löschen hat, F in Abbildung 154.


~ ~ZA ZBZ L

A B

Gerät

I F

Fehler

IEC09000024 V1 DE

Abb. 154: Fehlerstrom: IF

100Is

IPIBase

>>= ×


8.1.3.2 Vermaschte Netze mit parallelen Leitungen

Im Falle von parallelen Leitungen muss der Einfluss der Gegenkopplung aus denparallelen Leitungen auf die geschützten Leitungen berücksichtigt werden. EinBeispiel wird in Abbildung 155 gezeigt, wo zwei Leitungen an die selbenSammelschienen angeschlossen sind. In diesem Fall wird der Einfluss des induziertenFehlerstroms von der fehlerhaften Leitung (Leitung 1) auf die fehlerfreie Leitung(Leitung 2) zusammen mit den zuvor erwähnten zwei Durchgangsfehlerströmen IfAund IfB berücksichtigt. Der maximale Einfluss von der parallelen Leitung für das IEDin Abbildung 155 ist ein Fehler am Punkt C mit offenem Leistungsschalter C.

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




~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Fehler

Gerät

ZL2

M

CLeitung 1

Leitung 2

IEC09000025 V1 DE

Abb. 155: Parallele Leitungen. Einfluss der Parallelleitung auf denDurchgangsfehlerstrom: IM

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

Imin MAX IfA IfB IM, ,( )³


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

Is ³1.3·IminEQUATION83 V2 EN (Gleichung 177)

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

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

100Is

IPIBase

>>= ×




8.2 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoligerAusgang OC4PTOC

8.2.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC-61850-Identi‐

fikationIEC-60617-Identi‐fikation

ANSI/IEEE-C37.2-Nummer

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz,dreipoliger Ausgang

OC4PTOC

44 alt

3I>

TOC-REVA V1 DE

51/67

8.2.2 Anwendung

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

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

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

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

• Reserve-Kurzschlussschutz der Generatoren.

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

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

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

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



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

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

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

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

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


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



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

Die folgenden Einstellungen können für OC4PTOC festgelegt werden.


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

Operation: Der Schutz kann eingestellt werden auf Aus oder Ein

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

AngleROA: Winkelwert in Grad, um den Winkelsektor der gerichteten Funktion zudefinieren. Siehe Abbildung 156.

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

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

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



Uref

Idir

IEC09000636_1_vsd

1

2

2

3

4

IEC09000636 V1 EN

Abb. 156: Gerichtete Funktions-Charakteristik

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

8.2.3.1 Einstellungen für jede Stufe

x bedeutet Stufe 1, 2, 3 und 4.

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

Characteristx: Auswahl der Zeiteigenschaft für Stufe x. UMZ Zeitverzögerung undunterschiedliche Arten inverser Zeiteigenschaften stehen entsprechend Tabelle 26 zurVerfügung.



Tabelle 26: Inverse-Time-Charakteristiken (stromabhängig)

KurvenbezeichnungANSI extrem invers

ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers

ANSI/IEEE Definite time

ANSI Langzeit extrem invers

ANSI Langzeit stark invers

ANSI Langzeit invers

IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)

Anwenderprogrammierbar

ASEA RI

RXIDG (logarithmisch)

Die unterschiedlichen Eigenschaften sind im technischen Referenzhandbuchbeschrieben.

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

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

kx: Zeitmultiplikator für inverse Zeitverzögerung für Stufe x.

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

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

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



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

Strom

Auslöse-zeit

IMinx

txMin

IEC10000058 V1 DE

Abb. 157: Minimaler Ansprechstrom und minimale Auslösezeit für abhängigeZeitcharakteristiken

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

ResetTypeCrvx: Das Rücksetzen des Verzögerungstimers kann auf unterschiedlicheWeise erfolgen. Durch Auswahl der Einstellungen entsprechen die Möglichkeitenden Angaben in Tabelle 27.

Tabelle 27: Rücksetzoptionen

Kurvenbezeichnung Kurven-IndexnummerUnverzögert 1

IEC Rückfall (konstante Zeit) 2

ANSI Rückfall (inverse Zeit) 3

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



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

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

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

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

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

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parameter für die kundenspezifische Erstellungeiner inversen Zeitcharakteristik-Kurve (Kurventyp = 17). Gleichung zuZeiteigenschaften, siehe 179.

[ ]

>

p

At s B IxMult

iC

in

= + ×

-

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ öç ÷ç ÷è øè ø


Weitere Erläuterungen finden Sie im technischen Referenzhandbuch.

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

8.2.3.2 2. Oberschwingungsblockierung

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



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

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

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

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

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

Der Ansprechstrom, der den Schutz mit der abhängigen Zeitcharakteristik oder dieniedrigste Stromstufe des unabhängigen Zeitschutzes einstellt, muss so definiert sein,dass der höchstmögliche Laststrom den Schutz nicht auslöst. Hier muss ebenfalls dieStromgröße für das Rücksetzen der Schutzfunktion berücksichtigt werden, damit einekurze Spitze von Überstrom keine Schutzfunktion verursacht, auch nicht, wenn derÜberstrom angestiegen ist. Dieses Phänomen ist in Abbildung 158 dargestellt.



Auslösestrom

Strom I

Das Gerät wurde nicht zurückgesetzt.

Leiterstrom

Zeit t

Eücksetzstrom

IEC05000203-en-2.vsdIEC05000203 V3 DE

Abb. 158: Ansprech- und Rückfallstromwert für den Überstromschutz

Der niedrigste Einstellwert kann mit der Gleichung 180 errechnet werden.

ImaxIpu 1.2k

³ ×


wobei

1.2 ist ein Sicherheitsfaktor,

k ist das Rückfallverhältnis des Schutzes

Imax ist der maximale Laststrom

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



Der maximale Laststrom der Leitung muss ermittelt werden. Es ist ebenfallserforderlich, dass innerhalb der geschützten Zone alle Fehler vom Leiter-Überstromschutz erkannt werden. Der Mindestfehlerstrom Iscmin, der vom Schutzerkannt werden soll, muss berechnet werden. Wenn man diesen Wert als Basis nimmt,kann die höchste Anregestrom-Einstellung mit der Gleichung 181 berechnet werden.

Ipu 0.7 Iscmin£ ×EQUATION1263 V2 EN (Gleichung 181)

wobei


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

Zusammenfassend soll der Ansprechstrom innerhalb des in der Gleichung 182angegebenen Intervalls ausgewählt werden.

Imax1.2 Ipu 0.7 Iscmink

× £ £ ×


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

max1.2 t schighI k I³ × ×


wobei


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

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

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



sichergestellt werden. Für den Überstromschutz in einem strahlenförmig gespeistenNetz kann die Zeiteinstellung grafisch gewählt werden. Dies wird meist im Fall einesabhängigen Überstromschutzes genutzt. Abbildung 159 zeigt, wie die Zeit-Strom-Kurve dargestellt wird. Die Zeiteinstellung wird gewählt, um die kürzeste Fehlerzeitmit entsprechender Selektivität zu erreichen. Die Selektivität wird gesichert, wenn dieZeitdifferenz zwischen den Kurven größer ist als die kritische Zeitdifferenz.

en05000204.vsd

Zeit-Strom-Kurven

Fehlerstrom

Auslö

seze

it

IEC05000204 V1 DE

Abb. 159: Fehlerzeit unter Sicherstellung der Selektivität

Die Auslösezeit kann für jede Überstromschutzstufe individuell eingestellt werden.

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

Schutz-Auslösezeit: 15-60 ms

Schutz-Rückfallzeit: 15-60 ms

Schalter-Ausschaltzeit: 20-120 ms



Beispiel für ZeitkoordinierungAngenommen, zwei Schaltanlagen A und B sind direkt miteinander durch eineLeitung verbunden. Abbildung 160. Nehmen Sie an, dass es einen Fehler auf eineranderen Leitung von Station B gibt. Der Fehlerstrom zum Überstromschutz des IEDB1 hat eine ausreichende Größe, um die unverzögerte Schutzfunktion auszulösen. DerÜberstromschutz von IED A1 muss eine verzögerte Funktion haben. Die Abfolge derEreignisse während eines Fehlers kann mithilfe einer Zeitachse beschrieben werden,siehe Abbildung 160.

I> I>

A1 B1 Speiseleitung

Zeitachse

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

der Fehler tritt auf

der Schutz löst aus in B1

der Leistungs-schalter an B1 öffnet

der Schutz in A1 setzt zurück

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

Abb. 160: Abfolge der Ereignisse während eines Fehlers

wobei

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

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

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

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

Um sicherzustellen, dass der Überstromschutz im IED A1 selektiv bezüglich desÜberstromschutzes in IED B1 ist, muss die minimale Zeitdifferenz größer sein als dieZeit t3. Es gibt Unsicherheiten bei den Werten der Schutzauslösezeit, derLeistungsschalter-Ausschaltzeiten und der Schutz-Rückfallzeit. Daher muss eineSicherheitstoleranz berücksichtigt werden. Mit normalen Werten kann die benötigteZeitdifferenz mit folgender Gleichung berechnet werden: 184.



40 100 40 40 220t ms ms ms ms msD ³ + + + =EQUATION1266 V1 DE (Gleichung 184)

empfohlen wird:

die Auslösezeit des Überstromschutzes B1 beträgt 40 ms

die Ausschaltzeit des Leistungsschalters beträgt 100 ms

die Rückfallzeit des Schutzes A1 beträgt 40 ms und

die zusätzliche Toleranz beträgt 40 ms

8.3 Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC




Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC

IN>>

IEF V1 DE

50N

8.3.2 Anwendung

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

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


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

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


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



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

Bei einer normalen Leitung in einem vermaschten Netz müssen Fehler zwischenLeiter-Erde und Leiter-Leiter-Erde gemäß Abbildung 161 und Abbildung 162berechnet werden. Es wird der Summenstrom für die Schutzfunktion berechnet. Beieinem Fehler am entfernten Leitungsende ist dieser Fehlerstrom IfB. In dieserBerechnung ist der Betriebszustand mit hoher Quellimpedanz ZA und niedrigerQuellimpedanz ZB zu verwenden. Bei einem Fehler an der lokalen Sammelschiene, istdieser Fehlerstrom IfA. In dieser Berechnung ist der Betriebszustand mit niedrigerQuellimpedanz ZA und hoher Quellimpedanz ZB zu verwenden.

~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fB

Fehler


IEC09000022 V1 DE

Abb. 161: Durchgangsfehlerstrom von A nach B: IfB

99000475.vsd

~ ~ZA ZBZ L

A B

IED

I fA

Fehler

IEC09000023 V1 DE

Abb. 162: Durchgangsfehlerstrom von B nach A: IfA

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

Imin MAX IfA IfA,( )³




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

Die minimale Primärstromeinstellung (Is) ist:

Is = 1.3 × Imin EQUATION285 V3 EN (Gleichung 186)

Bei parallelen Leitungen mit Gegenkopplung der Nullimpedanzen (siehe Abbildung163) muss ein Fehler an der parallelen Leitung berechnet werden.


~ ~ZA ZB

ZL1A B

I M

Fehler

Gerät

ZL2

M

CLeitung 1

Leitung 2

IEC09000025 V1 DE

Abb. 163: Parallele Leitungen. Einfluss der Parallelleitung auf denDurchgangsfehlerstrom: IM

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

I m in M AX IfA I fB IM, ,( )³


Wobei gilt:

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

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

Is = 1.3 × Imin EQUATION288 V3 EN (Gleichung 188)



Der Einschaltstrom des Transformators ist zu berücksichtigen.

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

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

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

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

8.4 Vierstufiger Erdfehlerschutz, Null-/Gegensystemrichtung EF4PTOC




Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC

44 alt

IN

TEF-REVA V1 DE

51N/67N

8.4.2 Anwendung

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

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

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

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

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

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

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



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

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

Tabelle 28: Zeitcharakteristiken


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers





IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)




KurvenbezeichnungAnwenderprogrammierbar

ASEA RI


Ebenso kann eine spezifische abhängige Zeitcharakteristik erstellt werden.

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

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

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


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

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

Die folgenden Einstellungen können für den vierstufigen Erdfehlerschutz verwendetwerden.




Operation: Stellt den Schutz auf Ein oder Aus.

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

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

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

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

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

Schutz-Auslösezeit: 15-60 ms

Schutz-Rückfallzeit: 15-60 ms

Schalter-Auslösezeit: 20-120 ms

Die verschiedenen Charakteristiken werden im technischen Referenzhandbuchbeschrieben.

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

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

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

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



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

Strom

Auslöse-zeit

IMinx

txMin

IEC10000058 V1 DE

Abb. 164: Minimaler Ansprechstrom und minimale Auslösezeit für abhängigeZeitcharakteristiken

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

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

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parameter für die vom Benutzer programmierbareKurve für die abhängige Zeitcharakteristik. Die Gleichung für die Zeitcharakteristiklautet 189:

[ ] = + ×

->

æ öç ÷ç ÷ç ÷æ ö

ç ÷ç ÷è øè ø

p

At s B k

iC

inEQUATION1189 V1 DE (Gleichung 189)



Weitere Erläuterungen finden Sie im technischen Referenzhandbuch.

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

8.4.3.2 Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen

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

AngleRCA: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad. Der Winkel ist wie in Abbildung165 gezeigt definiert. Der Winkel ist positiv definiert, wenn der Erdfehlerstrom derReferenzspannung nacheilt (Upol = 3U0 oder U2)

Upol = 3U0 oder U2

I>Dir

RCA

Auslösung

en 05000135-4-nsi.vsd

IEC05000135 V4 DE

Abb. 165: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad

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

polMethod: Definiert, ob die gerichtete Polarisation ausgeht von

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

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



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

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

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

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

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

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

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

8.4.3.3 Stabilisierung durch die 2. Oberschwingung

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



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

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

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

8.4.3.4 Paralleltransformator-Einschaltstrom-Logik

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

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


Leistungsbetrieb

IN>IN>

IEC05000136 V1 DE

Abb. 166: Anwendung für die Paralleltransformator Einschaltstrom-Logik

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

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

Nachfolgend sind die Einstellungen des Paralleltransformators erläutert.



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

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

8.4.3.5 Logik für Schalten auf Kurzschlussschutz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

8.4.3.6 Anwendungsbeispiel für Transformatoren

Bei Einsatz des Erdfehlerschutzes bei einem Leistungstransformator sind zweivorrangige Situationen zu beachten, nämlich die, ob der Erdfehlerstrom aus dergeschützten Transformatorwicklung gespeist werden kann oder nicht.

Die geschützte Wicklung überträgt den Erdfehler (Erdfehlerstrom) beim Auftretenvon Erdfehlern im angeschlossenen Netz. Der vom Transformator zum externenLeiter-Erde-Fehler gespeiste Erdfehlerstrom ist in hohem Maße von derGesamtimpedanz im Mitsystem sowie von der Nullsystem-Quellimpedanz abhängig.Außerdem hängt er von der Erdfehlerstromverteilung zwischen der Nullimpedanz desNetzes und der Nullimpedanz des Transformators ab. Ein Beispiel für dieseAnwendung finden Sie in Abbildung 167.

IN>

alt

drei Leiterstromwandler summiert

Sternpunkt-Stromwandler

YN/D- bzw- YN/Y-Transformator

en05000490.vsd

IEC05000490 V1 DE

Abb. 167: Anwendung des Erdfehlerschutzes an einer niederohmig geerdetenTransformatorwicklung

In diesem Fall hat der Schutz zwei verschiedene Aufgaben:



• Erkennung von Erdfehlern an der Transformatorwicklung.• Erkennung von Erdfehlern im Netz.

Es kann sinnvoll sein, einen Erdfehlerschutz mit mindestens zwei Stufen zuverwenden. Für Stufe 1 sollte eine kurze unabhängige Zeitverzögerung und einerelativ hohe Stromeinstellung verwendet werden, damit hohe Erdfehlerströme in derTransformatorwicklung oder im Netz in der Nähe des Transformators erkannt undbehoben werden können. Für Stufe 2 sollte eine längere Zeitverzögerung(unabhängige oder abhängige Zeitverzögerung) und ein niedriger Stromauslösepegelgewählt werden. Stufe 2 soll an der Transformatorwicklung Erdfehler mit einemniedrigen Erdfehlerstrom erkennen, d. h. Fehler, die in der Nähe des Sternpunkts derTransformatorwicklung auftreten. Wenn die Differenz zwischen den für Stufe 1 undStufe 2 eingestellten Strompegel groß ist, kann eine weitere Stufe hinzugefügtwerden, für die der Strom und die Zeitverzögerung so gewählt werden, dass siezwischen den Werten der beiden beschriebenen Stufen liegen.

Der Einschaltstrom des Transformators hat einen großen Erdfehlerstromanteil. Umein unerwünschtes Auslösen des Erdfehlerschutzes zu verhindern, sollte dieBlockierung der Oberschwingung zweiter Ordnung zumindest bei der empfindlichenStufe 2 verwendet werden.

Wenn die geschützte Wicklung nicht den Erdfehlerstrom (Erdfehlerstrom) anErdfehler im angeschlossenen Netz überträgt, stellt sich die Anwendung wie inAbbildung 168 dar.

IN>

drei Leiterstromwandler summiert

Y/Y-, Y/D- bzw. D/Y-Transformator

en05000491.vsd

IEC05000491 V1 DE

Abb. 168: Anwendung des Erdfehlerschutzes an einer isoliertenTransformatorwicklung

Die Berechnung des am Schutz eingespeisten Fehlerstroms ist bei verschiedenenErdschlüssen in hohem Maße von der Mitsystem- und der Nullsystem-



Quellimpedanz sowie der Verteilung des Erdfehlerstroms im Netz abhängig. DieBerechnung des Erdfehlerstroms ist für die Einstellung sehr wichtig.

Einstellung der Stufe 1Eine Anforderung ist, dass Erdfehler an der Sammelschiene, an der dieTransformatorwicklung angeschlossen ist, erkannt werden sollen. Daher erfolgt eineFehlerberechnung, die in Abbildung 169 dargestellt ist.

IN>

alt

drei Leiterstromwandlersummiert


YN/D- bzw. YN/Y-Transformator

Leiter-Erde-Fehler

3I0

IEC05000492-en-2.vsd

IEC05000492 V2 DE

Abb. 169: Stufe 1 Fehlerberechnung 1

Diese Berechnung ermittelt die Stromeinspeisung an den Schutz: 3I0fault1.

Um in Stufe 1 die Selektivität zu anderen Erdfehlerschutzeinrichtungen im Netzwerkzu gewährleisten, wird eine kurze Verzögerung gewählt. Normalerweise ist eineVerzögerung zwischen 0,3 und 0,4 s ausreichend. Um die Selektivität zuLeitungsfehlern zu gewährleisten, die nach einer Verzögerung (typischerweiseDistanzschutzzone 2) von ca. 0,5 s auslösen, muss die Stromeinstellung so hochgewählt werden, dass solche Fehler keine unerwünschte Auslösung von Stuf 1bewirken. Daher erfolgt eine Fehlerberechnung, die in Abbildung 170 dargestellt ist.



IN>

alt

drei Leiterstromwandlersummiert


YN/D- bzw. YN/Y-Transformator

Leiter-Erde-Fehler

3I0

IEC05000493-en-2.vsd

IEC05000493 V2 DE

Abb. 170: Stufe 1 Fehlerberechnung 1

Der Fehler befindet sich im Grenzbereich zwischen unverzögerter und verzögerterAuslösung des Leitungsschutzes, wie z. B. einem Distanzschutz oderErdfehlerschutz. Diese Berechnung ermittelt die Stromeinspeisung an den Schutz:3I0fault2

Die Einstellung für Stufe 1 kann innerhalb der in der Gleichung 190 angegebenenIntervalle erfolgen.

0fault 2 step1 0fault13I lowmar I 3I highmar× < < ×


Wobei gilt:

lowmar ist ein Zuschlag, um die Selektivität zu gewährleisten (typischerweise 1,2) und

highmar ist ein Zuschlag, um eine schnelle Fehlerbeseitigung bei Fehlern an der Sammelschiene zugewährleisten (typischerweise 1,2).

Einstellung der Stufe 2Die Einstellung der empfindlichen Stufe 2 ist von der gewählten Zeitverzögerungabhängig. Häufig wird eine relativ lange definite Zeitverzögerung oder eineabhängige Zeitverzögerung gewählt. Die Stromeinstellung kann sehr niedrig gewähltwerden. Da Erdfehler in der Transformatorwicklung nahe dem Sternpunkt erkanntwerden müssen, können niedrige Werte nahe oder gleich dem Mindestwert gewähltwerden. Es sind jedoch die Erdfehlerströme zu beachten, die im Normalbetrieb desStromnetzes auftreten können. Derartige Ströme können durch unverdrillte Leitungenverursacht werden.



Um die Transformatorwicklungen zu schützen, die bei externen Erdfehlern keinenErdfehlerstrom einspeisen, kann eine schnelle niedrig eingestellte Stufe akzeptabelsein.

8.5 Vierstufiger Gegensystem-Überstromrichtungsschutz (Schieflastschutz)NS4PTOC


nungIEC 60617 Kennung ANSI/IEEE C37.2

GerätenummerVierstufiger Gegensystem-Überstrom‐richtungsschutz (Schieflastschutz)

NS4PTOC I24

4alt

IEC10000053 V1 DE

46I2

8.5.2 Anwendung

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

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

• Reserve-Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz inÜbertragungsleitungen.

• Empfindlicher Erdfehlerschutz von Übertragungsleitungen. NS4PTOC kann beider Erkennung von hochohmigen Leiter-Erde-Fehlern empfindlicher sein als derDistanzschutz.

• Reserve-Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz inLeistungstransformatoren.

• Erdfehler- und Leiter-Leiter-Kurzschlussschutz von verschiedenenEinrichtungsarten, verbunden mit dem System, wie z. B. Nebenschluss-Kondensatorbatterien, Kompensations-Drosselspulen und anderem.

In vielen Anwendungen sind mehrere Schritte wie verschiedene Ansprechstufen undZeitverzögerungen erforderlich. NS4PTOC kann bis zu vier individuell einstellbareSchritte haben. Die Flexibilität jeder Stufe der Funktion NS4PTOC ist groß. FolgendeOptionen sind verfügbar:

Ungerichtete/gerichtete Funktion: In einigen Anweisungen wird die ungerichteteFunktionalität verwendet. Dies ist zumeist dann der Fall, wenn kein Fehlerstrom



gespeist werden kann. Um Selektivität und eine schnelle Fehlerbeseitigung zugewährleisten, kann die gerichtete Funktion erforderlich sein. Dies kann beimunsymmetrischen Fehlerschutz in vermaschten und in niederohmig, wirksamgeerdeten Übertragungsnetzen der Fall sein. Der Gegensystem-Überstromrichtungsschutz ist für die Zusammenarbeit mit demSignalvergleichschutz ebenfalls gut geeignet, weil eine schnelle Behebungunsymmetrischer Fehler in Übertragungsleitungen möglich ist. Die gerichteteFunktion setzt eine Spannungspolarisierungsgröße ein.

Wahl der Zeitcharakteristiken: Es gibt mehrere Arten von Zeitcharakteristiken, wiedefinite (unabhängige) Zeitverzögerung und verschiedene Arten von inversen(abhängigen) Zeitcharakteristiken. Die Selektivität zwischen den unterschiedlichenÜberstromrichtungsschutzfunktionen wird gewöhnlich durch die Koordination derAuslösezeiten der unterschiedlichen Schutzfunktionen gewährleistet. Um eineoptimale Koordination aller Überstromrelais untereinander sicher zu stellen, solltensie die gleiche Zeitcharakteristik aufweisen. Daher ist eine breite Palette an inversenZeitcharakteristiken verfügbar: IEC und ANSI.

Tabelle 29: Inverse Zeitcharakteristiken


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers

ANSI/IEEE unabhängige Zeit




IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)


ASEA RI


Außerdem steht auch eine benutzerprogrammierbare inverse Zeitcharakteristik zurVerfügung.

Normalerweise ist es erforderlich, dass der Gegensystem-Überstromrichtungsschutzfunktion so schnell wie möglich zurückgesetzt werden



soll, sobald der Strompegel unter den Auslösepegel fällt. In manchen Fällen ist einegewisse Rückfallverzögerung erforderlich. Daher können verschiedene Arten vonRückfallcharakteristiken verwendet werden.

Bei einigen Schutzanwendungen kann es erforderlich sein, das Stromniveau derAuslösung einige Zeit zu ändern. Daher ist es auch möglich, die Einstellung desMultiplikationsfaktors IxMult für den Gegensystem-Anregewert anzugeben. DieserMultiplikator wird über ein binäres Eingangssignal zur Funktion ENMULTxaktiviert.


Die Parameter für den vierstufigen Gegensystem-Überstromrichtungsschutz PTOCwerden über die lokale HMI oder den "Protection and Control Manager" (PCM600)gesetzt.

Die folgenden Einstellungen können für den vierstufigen Gegensystem-Überstromrichtungsschutz verwendet werden.

Auslösung: Stellt den Schutz auf Ein oder Aus.

Allgemeine Geräte-Bezugsgrößen für den Primärstrom (IBase), die Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in den globalen Bezugswerten für dieFunktion GBASVAL gesetzt. GlobalBaseSel: Sie wird verwendet, um eineGBASVAL-Funktion als Referenz für die Basiswerte auszuwählen.

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

8.5.3.1 Einstellungen für jede Stufe

x bedeutet Stufe1, 2, 3 und 4.

DirModeSelx: Der gerichtete Modus von Stufe x. Mögliche Einstellungen sind aus/ungerichtet/vorwärts/rückwärts.

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



Tabelle 30: Inverse Zeitcharakteristiken


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers

ANSI/IEEE unabhängige Zeit




IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit invers

IEC Langzeit invers

UMZ (IEC)


ASEA RI


Die verschiedenen Charakteristiken sind im Technischen Referenzhandbuch (TRM)beschrieben.

Ix>: Auslöse-Gegensystem-Stromwert für Stufe x in % von IBase angegeben.

tx: Unabhängige Zeitverzögerung für Stufe x. Wird verwendet, wenn die unabhängigeZeitcharakteristik gewählt ist.

kx: Zeitmultiplikator für die abhängige (inverse) Charakteristik.

IMinx: Minimaler Auslösestrom für Stufe x in % von IBase. Stellen Sie IMinx fürjeden Stufe unter den Wert von Ix> ein, um eine ANSI-Rückfallcharakteristik gemäßStandard zu erzielen. Wenn IMinx in einer beliebigen Stufe über dem Wert Ix> liegt,funktioniert das Zurücksetzen gemäß ANSI-Standard so, als wäre der Strom Null,wenn der Strom unter den Wert von IMinx fällt.

IxMult: Multiplikationsfaktor zur Stromwertskalierung. Wird ein binäresEingangssignal (ENMULTx) aktiviert, dann wird der Auslösestrompegel mit demWert dieser Einstellkonstante multipliziert.

txMin: Minimale Auslösezeit für inverse Zeitcharakteristiken. Bei hohen Strömenkann die Inverse-Time-Charakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. DurchSetzen dieses Parameters kann die Auslösezeit der Stufe nie kürzer sein als dergesetzte Wert.



ResetTypeCrvx: Das Rücksetzen des Verzögerungszeitglieds kann aufunterschiedliche Weise erfolgen. Bei Auswahl der Einstellungen stehen die folgendenMöglichkeiten zur Verfügung:

KennlinienbezeichnungUnverzögert

IEC Rückfall (konstante Zeit)

ANSI Rückfall (inverse Zeit)

Die verschiedenen Rückfallcharakteristiken sind im Technischen Referenzhandbuch(TRM) beschrieben. Bezüglich der Auswahl der Rückfallverzögerung herrscheneinige Einschränkungen.

Für die unabhängigen Zeitverzögerungscharakteristiken lauten die möglichenVerzögerungszeiteinstellungen unverzögert (1) und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung).

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

Für die inversen Zeitverzögerungscharakteristiken lauten die möglichenVerzögerungszeiteinstellungen (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung).

Für die programmierbaren inversen Zeitverzögerungscharakteristiken sind alle dreiRückfalleigenschaften verfügbar, (1) unverzögert und IEC (2 = konstanteZeitverzögerung) und ANSI (3 = stromabhängige Rückfallzeit). Wenn einstromabhängiger Typ verwendet wird, müssen die Einstellungen pr, tr und cr gegebensein.

tPCrvx, tACrvx, tBCrvx, tCCrvx: Parameter für die programmierbare inverseZeitcharakteristik-Kennlinie (Kennlinientyp = 17). Die Gleichung für dieZeitcharakteristik lautet 189:

[ ] = + ×

->



p

At s B k

iC


Weitere Erläuterungen finden Sie im Technischen Referenzhandbuch (TRM).

tPRCrvx, tTRCrvx, tCRCrvx: Parameter für die programmierbare inverseRückfallzeit-Kennlinie. Weitere Erläuterungen finden Sie im TechnischenReferenzhandbuch (TRM).



8.5.3.2 Gemeinsame Einstellungen für alle Stufen

x bedeutet Stufe1, 2, 3 und 4.

AngleRCA: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad. Der Winkel ist wie in Abbildung165 gezeigt definiert. Der Winkel wird positiv definiert, wenn der Nullstrom demReferenzstrom nacheilt (Upol = -U2)

AngleRCA

Vorwärts-bereich

Iop = I2

Upol=-U2

Rückwärts-bereich


IEC10000031 V1 DE

Abb. 171: Charakteristischer Relaiswinkel in Grad

In einem Übertragungsnetz liegt der normale Wert von RCA bei 80°.

UPolMin: Minimale Polarisationsspannung (Referenz) % von UBase.

I>Dir: Auslöse-Stromwert der Gegensystemkomponente fürRichtungsvergleichsschema. Die Einstellung wird von IBase in % angegeben. Dervorwärts gerichteten Anregesignale oder die rückwärts gerichteten Anregesignalekönnen in einem Kommunikationsschema verwendet werden. Das geeignete Signalmuss für das anzuwendende Verfahren konfiguriert werden.



8.6 Empfindlicher Erdfehler-Richtungsschutz(Wattmetrisch) SDEPSDE




Empfindlicher Erdfehler-Richtungs‐schutz (Wattmetrisch)

SDEPSDE - 67N

8.6.2 Anwendung

In hochohmig geerdeten Netzen ist der Erdfehlerstrom deutlich kleiner als dieKurzschlussströme. Der Betrag des Erdfehlerstroms ist fast völlig unabhängig von derPosition des Fehlers im Netz, was zu einer weiteren Schwierigkeit beim Einrichteneines Erdfehlerschutzes führt.

In hochohmig geerdeten Netzen kann der Erdfehlerrichtungsschutz zur Erfassung vonErdfehlern und zur selektiven Auslösung genutzt werden. Die Schutzfunktion bedientsich der Wirkkomponente des Erdfehlerstromes 3I0 cos φ, wobei φ der Winkelzwischen dem Erdfehlerstrom und der Verlagerungsspannung (-3U0) ist, derwiederum mit einem charakteristischen Winkel kompensiert wird. Alternativ kanndie Funktion auf den Erdfehlerstrom 3I0 und eine Prüfung des Winkels φ festgelegtwerden.

In hochohmig geerdeten Netzen kann auch die Nullleistungsrichtung zur Erkennungvon Erdfehlern und zur selektiven Auslösung genutzt werden. Die Schutzfunktionbedient sich der Nullleistungskomponente 3I0 · 3U0 · cos φ, wobei φ der Winkelzwischen Erdfehlerstrom und Verlagerungsspannung als Referenzspannung ist, derwiederum mit einem charakteristischen Winkel kompensiert wird.

Ebenso kann eine Erdfehlerstromfunktion mit unabhängiger oder abhängigerZeitverzögerung verwendet werden.

Eine Reserve-Sternpunkt-Erde-Spannungsfunktion ist ebenfalls verfügbar und kannals ungerichtete Verlagerungsspannungsschutzfunktion eingesetzt werden.

In einem isolierten Netz, d. h. einem nur über Leiter-Erde-Kapazitäten mit Erdeverbundenen Netz, hat bei einem Erdfehler der Nullstrom immer einePhasenverschiebung zur Verlagerungsspannung ( 3U0) von -90º. In solchen Netzenbeträgt der charakteristische Winkel -90°.

In widerstandsgeerdeten Netzen oder in Netzen mit Petersenspule undParallelwiderstand sollte der Wirkanteil des Nullstromes (in Phase mit der



Verlagerungsspannung) für den Erdfehlerschutz genutzt werden. In solchen Netzenbeträgt der charakteristische Winkel 0°.

Da die Amplitude des Nullstroms unabhängig von der Fehlerposition ist, wird dieSelektivität des Erdfehlerrichtungsschutzes über eine Zeitselektivität erreicht.

Wann sollte ein empfindlicher Erdfehlerrichtungsschutz und wann ein empfindlicherNullleistungsrichtungsschutz verwendet werden? Beachten Sie Folgendes:

• Ein empfindlicher Erdfehlerrichtungsschutz bietet eine höhere Empfindlichkeit.Die Einstellungen dieser Funktion reichen bis zu 0,25 % von IBase, 1 A oder 5 A.Diese Empfindlichkeit reicht in den meisten Fällen in hochohmigen Netzen aus,wenn das Stromwandler-Übersetzungsverhältnis nicht zu hoch ist.

• Ein empfindlicher Nullleistungsrichtungsschutz bietet die Möglichkeit,abhängige bzw. inverse Zeitcharakteristiken zu verwenden. Dies ist in großen,hochohmig geerdeten Netzen mit hohen kapazitiven Erdfehlerströmenanwendbar. In solchen Netzen wäre der Wirkanteil des Erdfehlerstromes zugering, und durch Einsatz eines empfindlichen Nullleistungsrichtungsschutzeskann die Anzahl der richtigen Erdfehlerrichtungserfassungen erhöht werden.Dies verbessert die Lokalisierung von Erdfehlern im Netz. Außerdem bietet dieinverse Zeitcharakteristik in niederohmig geerdeten Netzen eine bessereZeitselektivität bei Erdfehlern mit Übergangswiderständen.

Leiter-ströme

Leiter-Erde-Spannungen

IN

UN


IEC13000013 V1 DE

Abb. 172: Anschluss von SDEPSDE am analogen Vorverarbeitungsblock

Der Überstromschutz arbeitet mit 3I0, d. h. der Summe von GRPxL1, GRPxL2 undGRPxL3. Für die Berechnung von 3I0 müssen daher alle drei Stromeingängeangeschlossen sein.

Die Erdfehlerrichtungsschutzfunktion und der Nullleistungsrichtungsschutz nutzenIN und UN. Wenn GRPxN angeschlossen ist, wird dieses Signal verwendet,andernfalls wird bei einer Verbindung mit den Eingängen GRPxL1, GRPxL2 und



GRPxL3 die intern berechnete Summe dieser Eingänge (3I0 und 3U0) zugrundegelegt.


Der empfindliche Erdfehlerrichtungsschutz ist für die Verwendung in hochohmiggeerdeten Netzen vorgesehen – oder für die Verwendung in widerstandsgeerdetenNetzen, in denen der Erdfehlerstrom aufgrund des Sternpunktwiderstands größer istals bei einer normalen hohen Impedanz, aber kleiner als der Kurzschlussstromzwischen den Leitern.

In einem hochohmig geerdeten Netz wird davon ausgegangen, dass der Fehlerstromnur durch die Querimpedanz im Nullsystem gegenüber Erde und durch denFehlerwiderstand begrenzt wird. Für alle Längsimpedanzen im Netz wird der WertNull angenommen.

Beim Einrichten des Erdfehlerrichtungsschutzes in einem hochohmig geerdeten Netzwerden die Sternpunkt-Erde-Spannung (Nullsystemspannung) und derErdfehlerstrom (Nullsystemstrom) bei der gewünschten Empfindlichkeit(Fehlerwiderstand) ermittelt. Die komplexe Sternpunkt-Erde-Spannung kannberechnet werden als:

phase

0f

0

UU

3 R1

Z

=×

+


Wobei gilt

Uphase ist die Leiter-Erde-Spannung am Fehlerort vor Eintritt des Fehlers,

Rf ist der Widerstand gegenüber Erde am Fehlerort, und

Z0 ist die Nullimpedanz gegenüber der Erde.

Der Fehlerstrom am Fehlerort lässt sich wie folgt berechnen:

phase

j 0

0 f

3 UI 3I

Z 3 R

×= =

+ ×


Die Impedanz Z0 hängt von der Netzerdung ab. In einem isolierten Netz (ohneSternpunkteinrichtung) ist die Reaktanz gleich der kapazitiven Kopplung zwischenden Außenleitern und der Erde:



phase

0 c

j

3 UZ jX j

I

×= - = -


Wobei gilt

Ij ist der kapazitive Erdfehlerstrom an einem Leiter-Erde-Fehler ohne Wirkwiderstand.

XC ist die kapazitive Reaktanz gegenüber Erde.

In einem Netz mit einem Sternpunktwiderstand (widerstandsgeerdetes Netz) lässtsich die Impedanz Z0 wie folgt berechnen:

c n0

c n

jX 3RZ

jX 3R

- ×=

- +


Wobei gilt

Rn ist der Widerstand des Sternpunktwiderstands.

In vielen Netzen ist außerdem eine Sternpunktspule (Petersenspule) mit einem odermehreren Transformator-Sternpunkten verbunden. In einem solchen Netz lässt sichdie Impedanz Z0 wie folgt berechnen:

( )n n c

0 c n n

n c n n c

9R X XZ jX // 3R // j3X

3X X j3R 3X X= - =

+ × -


Wobei gilt

Xn ist die Reaktanz der Petersenspule. Bei einer gut abgestimmten Petersenspule gilt 3Xn = XcIn diesem Fall berechnet sich die Impedanz Z0 nach dieser Formel: Z0 = 3Rn

Nun soll ein über einen Wirkwiderstand geerdetes Netz betrachtet werden, bei demder Erdfehlerstrom höher ist als bei einer Impedanzerdung. Die Längsimpedanzen imNetz sind nicht mehr vernachlässigbar. Das Netz mit einem einphasigen Leiter-Erde-Fehler kann wie in Abbildung 173 dargestellt beschrieben werden.



Unterstation A

Unterstation B

ZlineAB,1 (Mitsystem) ZlineAB,0 (Nullsystem)

ZlineBC,1 (Mitsystem) ZlineBC,0 (Nullsystem)

U0A

U0B

3I0

Leiter-Erde-Fehler

RNZT,1 (Mitsystem) ZT,0 (Nullsystem)

Quellimpedanz Zsc (Mitsystem)

en06000654.vsd

IEC06000654 V1 DE

Abb. 173: Netzäquivalent für die Berechnung der Einstellungen

Der Erdfehlerstrom lässt sich mit der folgenden Formel darstellen:

phase

0

1 0 f

3U3I

2 Z Z 3 R=

× + + ×


Wobei gilt

Uphase ist die Leiter-Erde-Spannung am Fehlerort vor Eintritt des Fehlers.

Z1 ist die Gesamtimpedanz im Mitsystem am Fehlerort. Z1 = Zsc+ZT,1+ZlineAB,1+ZlineBC,1

Z0 ist die Gesamtimpedanz im Nullsystem am Fehlerort. Z0 = ZT,0+3RN+ZlineAB,0+ZlineBC,0

Rf ist der Fehlerwiderstand.

Die Verlagerungsspannung an den Stationen A und B lassen sich mit der folgendenFormel darstellen:

( )0 A 0 T,0 NU 3I Z 3R= × +




OB 0 T,0 N lineAB,0U 3I (Z 3R Z )= × + +


Der von den empfindlichen Erdfehlerschutz-Funktionen in A und B gemesseneNullleistung ist dann:

0 A 0A 0S 3U 3I= ×


0 B 0B 0S 3U 3I= ×


Die Nullleistung ist eine komplexe Größe. Der Schutz besitzt eine maximaleEmpfindlichkeit im charakteristischen Winkel RCA. Die von der Schutzfunktiongemessene Wirkkomponente der Nullleistung im charakteristischen Winkel lässt sichmit der folgenden Formel darstellen:

0 A ,prot 0A 0 AS 3U 3I cosj= × ×


0 B,prot 0B 0 BS 3U 3I cosj= × ×


Die Winkel φA und φB sind die Phasenwinkel zwischen dem Erdfehlerstrom und derVerlagerungsspannung in der mit dem charakteristischen Winkel RCAkompensierten Station.

Der Schutz verwendet die Stromkomponenten in der Richtung des charakteristischenWinkels für die Messung und als Grundlage für die inverse Zeitverzögerung.

Die inverse Zeitverzögerung ist festgelegt als:

0 0inv

0 0

kSN (3I 3U cos (reference))t3I 3U cos (measured)

× × × j=

× × j


Das Setzen der Funktion auf Ein/Aus erfolgt über den Parameter Operation.

Global definierte Gerätebasiswerte für Primärstrom (IBase), Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer GBASVAL-Funktion fürglobale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt.

GlobalBaseSel: Wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz für dieBasiswerte auszuwählen.



RotResU: Wird verwendet, um die Richtung der Polarisationsgröße ( 3U0) um 0° oder180° umzukehren. Dieser Parameter ist standardmäßig auf 180° eingestellt, um dieVerlagerungsspannung ( 3U0) zur Berechnung der Referenzspannung umzukehren(-3U0 e-jRCADir) umzukehren. Da die Referenzspannung als Polarisationsgröße für dieRichtung genutzt wird, ist es wichtig, diesen Parameter korrekt einzustellen.

Mit der Einstellung OpMode wird das Prinzip der gerichteten Funktion gewählt.

Wenn OpMode auf 3I0cosphi gesetzt ist, hat die Stromkomponente in der Richtung,die dem charakteristischen Winkel RCADir entspricht, die höchste Empfindlichkeit.Die Charakteristik für den Fall RCADir ist gleich 0° ist in Abbildung 174 dargestellt.

= =o o0 , 90RCADir ROADir

03I

j = -0 refang(3I ) ang(3U )

- =0 ref3U U03I cos× j


IEC06000648 V4 DE

Abb. 174: Charakteristik für RCADir gleich 0°

Die Charakteristik für den Fall RCADir ist gleich -90° ist in Abbildung 175dargestellt.




refU= − = 90 , 90RCADir ROADir

03I

03 ⋅ ϕI cos

ϕ = −0(3 ) ( )refang I ang U

− 03U

IEC06000649 V3 DE

Abb. 175: Charakteristik für RCADir gleich -90°

Wenn OpMode auf 3U03I0cosfi gesetzt ist, wird die Wirkkomponente derNullleistung gemessen.

Wenn OpMode auf 3I0 und phi gesetzt ist, löst die Funktion aus, wenn derErdfehlerstrom größer als der Einstellwert von INDir> ist und derErdfehlerstromwinkel innerhalb des Sektors RCADir ± ROADir liegt.

Die Charakteristik für OpMode bei RCADir = 0° und ROADir = 80° ist in Abbildung176 dargestellt.

-3U0

Auslösebereich

3I0

RCADir = 0º

ROADir = 80º

=IEC06000652=3=de=Ori

ginal.vsd

IEC06000652 V3 DE

Abb. 176: Charakteristik für RCADir = 0° und ROADir = 80°



DirMode ist auf Vorwärts oder Rückwärts eingestellt, um die Betriebsrichtung für diedurch OpMode gewählte gerichtete Funktion festzulegen.

Alle Modi des gerichteten Schutzes verfügen über eine Einstellung für den Freigabe-Erdfehlerstromwert, INRel>, der in % von IBase angegeben wird. Diese Einstellungsollte kleiner oder gleich dem kleinsten zu erkennenden Fehlerstrom gewählt werden.

Alle Modi des gerichteten Schutzes verfügen über eine Einstellung für den Freigabe-Verlagerungsspannungspegel, UNRel>, der in % von UBase angegeben wird. DieseEinstellung sollte kleiner oder gleich der kleinsten zu erkennendenVerlagerungsspannung gewählt werden.

tDef ist die unabhängige Zeitverzögerung in Sekunden für denErdfehlerrichtungsschutz.

tReset ist die Rückfallzeit in Sekunden bei unabhängiger Zeitverzögerung. WenntReset auf einen Zeitraum von mehreren Perioden eingestellt ist, erhöht sich damit dieChance, dass intermittierende Erdfehler ordnungsgemäß behoben werden können.Die eingestellte Zeitspanne muss deutlich kürzer sein als die eingestellteAuslöseverzögerung. Im Fall von wiederkehrenden Erdfehlern fällt der Fehlerstromsofort für aufeinander folgende Zyklen unter den eingestellten Wert. Daher sollte dieunabhängige Zeitverzögerung für eine bestimmte Zeit gleich der Einstellung tResetbeibehalten werden, selbst wenn der Fehlerstrom unter den eingestellten Wertgefallen ist.

Der charakteristische Winkel der gerichteten Funktionen, RCADir, wird in Gradfestgelegt. RCADir wird in hochohmig geerdeten Netzen mit Sternpunktwiderstand inder Regel auf 0° festgelegt, da die Wirkstromkomponente nur am fehlerhaftenAbgang auftritt. RCADir wird in einem isolierten Netzwerk auf -90° festgelegt, da dieStröme überwiegend kapazitiv sind.

ROADir ist der Relaisauslösewinkel. ROADir bestimmt einenReferenzrichtungsbereich, um die Richtung zu erkennen. ROADir wird in Gradeingestellt. Bei Winkeln, die sich um mehr als ROADir von RCADir unterscheiden,wird die Funktion blockiert. Die Einstellung kann dazu verwendet werden, einunerwünschtes Auslösen der Funktion bei nicht gestörten Abgängen mit hohenkapazitiven Erdfehlerstrom-Komponenten infolge eines Phasenwinkelfehlers amStromwandler zu vermeiden.

INCosPhi> ist der Ansprechstrom für die gerichtete Funktion, wenn OpMode auf3I0Cosphi eingestellt ist. Die Einstellung wird von IBase in % angegeben. DerEinstellwert sollte auf der Berechnung des Wirk- oder des kapazitivenErdfehlerstroms bei der geforderten Empfindlichkeit des Schutzes beruhen.

SN> ist die Auslöseleistung für die gerichtete Funktion, wenn OpMode auf3I03U0Cosfi eingestellt ist. Die Einstellung wird in % von SBase angegeben. DerEinstellwert sollte auf der Berechnung der Wirk- oder der kapazitivenErdfehlerleistung bei der geforderten Empfindlichkeit des Schutzes beruhen.

Der Eingangswandler für den sensitiven Erdfehler- und Nullleistungsrichtungsschutzverfügt über dieselbe Kurzschlussleistung wie die Leiterstromwandler. Daher



existieren keine spezifischen Anforderungen hinsichtlich des externenStromwandlerkerns, d. h., es kann jeder Stromwandlerkern verwendet werden.

Wenn der Nullleistungsschutz mit Verzögerung gewählt wurde, hängt dieVerzögerungszeit von zwei Einstellparametern ab. SRef ist die Referenznullleistungin % von SBase. kSN ist der Zeitmultiplikator. Die Verzögerungszeit bestimmt sichdurch die folgende Formel:

inv0 0

kSN Sreft

3I 3U cos (measured)j×

=× ×


INDir> ist der Ansprechstrom für die gerichtete Funktion, wenn OpMode auf 3I0 undphi eingestellt ist. Die Einstellung wird von IBase in % angegeben. Der Einstellwertsollte auf der Berechnung des Erdfehlerstroms bei der geforderten Empfindlichkeitdes Schutzes beruhen.

OpINNonDir> wird auf Ein gesetzt, um den ungerichteten Erdfehlerschutz zuaktivieren.

INNonDir> ist der Ansprechstrom für die ungerichtete Funktion. Die Einstellungwird von IBase in % angegeben. Diese Funktion kann verwendet werden, umDoppelerdfehler in kürzerer Zeit zu erkennen und zu beheben als mit der gerichtetenFunktion. Der eingestellte Stromwert sollte größer sein als der maximale einphasigeErdfehlerstrom auf der geschützten Leitung.

TimeChar ist die Auswahl der Zeitcharakteristik für den ungerichtetenErdfehlerstromschutz. Zur Verfügung stehen eine unabhängige Zeitverzögerung undverschiedene abhängige (inverse) Zeitcharakteristiken:

Tabelle 31: Inverse-Time-Charakteristiken (stromabhängig)


ANSI stark invers

ANSI normal invers

ANSI mäßig invers





IEC normal invers

IEC stark invers

IEC invers

IEC extrem invers

IEC Kurzzeit inver

IEC Langzeit invers




KurvenbezeichnungUMZ (IEC)


ASEA RI


Eine Beschreibung der verschiedenen Charakteristiken finden Sie im Kapitel„Inverse Zeitcharakteristiken“ des Technischen Handbuchs.

tPCrv, tACrv, tBCrv, tCCrv: Parameter für die kundenspezifische Erstellung einerinversen Zeitcharakteristik-Kurve (Kurventyp = 17). Die Gleichung für dieZeitcharakteristik lautet:

[ ] = + ×

->



p

At s B InMult

iC


tINNonDir ist die unabhängige Verzögerungszeit in Sekunden für den ungerichtetenErdfehlerstromschutz.

OpUN> wird auf Ein gesetzt, um die Auslösefunktion des Summen-Überspannungschutzes zu aktivieren.

tUN ist die unabhängige Verzögerungszeit in Sekunden für die Auslösefunktion desVerlagerungs-Überspannungschutzes.

8.7 Thermischer Überlastschutz, zwei ZeitkonstantenTRPTTR




Thermischer Überlastschutz, zwei Zeit‐konstanten

TRPTTR

SYMBOL-A V1 DE

49



8.7.2 Anwendung

Die Transformatoren in elektrischen Anlagen sind für einen bestimmten maximalenLaststrom (Leistung) ausgelegt. Wird dieser Wert überschritten, sind die Verlustehöher als erwartet. Folglich steigt die Temperatur in den Transformatoren. Steigt dieTemperatur des Transformators zu stark an, können die Geräte beschädigt werden.

• Die Isolierung innerhalb des Transformators altert schneller. Folglich steigt dieGefahr von internen Leiter-Leiter oder Leiter-Erde-Fehlern.

• Innerhalb des Transformators kann es zu Überhitzungen kommen, wodurch diePapierisolierung beschädigt wird. Außerdem kann es im Transformatorenöl zuBlasenbildungen kommen.

In besonderen Lastsituationen im Netz kann es erforderlich sein, Transformatoren füreine begrenzte Zeit einer überhöhten Last auszusetzen. Dies sollte ohne dieobengenannten Risiken erfolgen. Der thermische Überlastschutz liefertInformationen, die eine kurzzeitige Überlast von Transformatoren ermöglicht.

Das zulässige Lastniveau eines Transformators hängt stark von seinem Kühlsystemab. Es gibt zwei Grundsätze:

• OA: Die Umgebungsluft wird auf natürlichem Weg, ohne Gebläse, durch denKühler geleitet, und das Öl wird hierbei ohne Pumpen umgewälzt.

• FOA: Die Kühler sind mit Gebläsen für die Kühlluftzufuhr und mit Pumpen fürdie Ölzirkulation im Transformator ausgestattet.

Der Schutz kann zwei Parametersätze haben, einen für die natürliche Kühlung undeinen für die Zwangskühlung. Sowohl das zulässige Dauerlastniveau als auch diethermische Zeitkonstante sind vom Kühlsystem des Transformators abhängig. Diebeiden Parametersätze können über das binäre Eingangssignal COOLING aktiviertwerden. Dieses kann für Transformatoren verwendet werden, wenn dieZwangskühlung ausgeschaltet ist, z. B. bei Ausfall von Ventilatoren oder Pumpen.

Der thermische Überlastschutz ermittelt ständig die interne Erwärmung, d. h. dieTransformatortemperatur. Die Ermittlung erfolgt über ein thermisches Modell desTransformators, das auf der aktuellen Messung basiert.

Erreicht die Erwärmung des geschützten Transformators das eingestellteAlarmniveau, wird dies dem Benutzer signalisiert. Es sind zwei Alarmniveausverfügbar. Dadurch können Schutzmaßnahmen im Netz ergriffen werden, bevorgefährliche Temperaturen erreicht werden. Steigt die Temperatur bis zumAuslösewert weiter, initiiert der Schutz die Auslösung des Transformatorschutzes.

Nach Auslösung durch den thermischen Überlastschutz kühlt der Transformator ab.Es entsteht eine zeitliche Lücke, bevor die Erwärmung (Temperatur) ein Niveauerreicht, auf dem der Transformator wieder normal arbeiten kann. Daher ermittelt dieFunktion fortlaufend die Erwärmung anhand einer eingestellten Kühlzeitkonstante.Ein erneutes Einschalten des Transformators kann unterbunden werden, bis dieErwärmung den eingestellten Wert erreicht hat.




Die Parameter für den thermischen Überlastschutz mit zwei Zeitkonstanten(TRPTTR) werden über die lokale HMI oder Schutz- und Kontrollgeräte-Manager(PCM600) festgelegt.

Die folgenden Einstellungen können für den thermischen Überlastschutz verwendetwerden:

Operation: Aus/Ein

Auslösung: Bestimmt den Funktionsmodus. Aus schaltet die gesamte Funktion aus.

GlobalBaseSel: Wählt die globale Basiswertegruppe aus, die von der Funktion zurDefinition von (IBase), (UBase) und (SBase) verwendet wird.

IRef: Referenzpegel des Stroms in % von IBase. Wenn der Strom dem Wert desParameters IRef entspricht, hat die finale (kontinuierliche) Wärmemenge den Wert 1.Es sollte eine Einstellung gewählt werden, die dem Bemessungsstrom derTransformatorwicklung entspricht.

IRefMult: Wenn der binäre Eingang ENMULT aktiviert ist, kann derReferenzstromwert mit dem Faktor IRefMult multipliziert werden. Die Aktivierungkann genutzt werden, wenn die Umgebungstemperatur vom Referenzwert abweicht.Im Normalfall wird für die Belastung eines Transformators eineUmgebungstemperatur von 20°C verwendet. Bei niedrigerenUmgebungstemperaturen erhöht sich die Lastkapazität. Entsprechendes giltumgekehrt. IRefMult kann innerhalb des folgenden Bereichs eingestellt werden: 0,01- 10,00.

IBase1: Bezugsstrom für die Einstellung, angegeben in Prozent von IBase. DieEinstellung muss sich auf den Status ohne Eingang "COOLING" beziehen. Es sollteeine Einstellung gewählt werden, die dem Bemessungsstrom des Transformators beinatürlicher Kühlung (OA) entspricht.

IBase2: Bezugsstrom für die Einstellung, angegeben in Prozent von IBase. DieEinstellung muss auf den Status mit aktiviertem Eingang "COOLING" abgestimmtsein. Es sollte eine Einstellung gewählt werden, die dem Bemessungsstrom desTransformators bei Zwangskühlung (FOA) entspricht. Wenn der Transformator keineZwangskühlung besitzt, kann IBase2 auf den gleichen Wert wie IBase1 eingestelltwerden.

Tau1: Die thermische Zeitkonstante des geschützten Transformators, bezogen aufIBase1 (ohne Kühlung) in Minuten.

Tau2: Die thermische Zeitkonstante des geschützten Transformators, bezogen aufIBase2 (mit Kühlung) in Minuten.

Die thermische Zeitkonstante kann den Handbüchern des Herstellers desTransformators entnommen werden. Die thermische Zeitkonstante ist von derKühlung und der Ölmenge abhängig. Die normalen Zeitkonstanten für mittlere und



große Transformatoren (gemäß IEC 60076-7) betragen für natürlich gekühlteTransformatoren bei ca. 2,5 Stunden und für Transformatoren mit Zwangskühlung bei1,5 Stunden.

Die Zeitkonstante anhand von Messungen der Öltemperatur während einerKühlsequenz geschätzt werden (wie in der Norm IEC 60076-7 erläutert). Es wirddavon ausgegangen, dass der Transformator mit einem bestimmten Lastpegel miteiner konstanten Öltemperatur betrieben wird (kontinuierlicher Betrieb). DieÖltemperatur oberhalb der Umgebungstemperatur ist DQo0. Dann wird derTransformator vom Netz getrennt (keine Last). Nach Ablauf der Zeit t von mind. 30Minuten wird die Temperatur des Öls erneut gemessen. Jetzt ist die Öltemperaturoberhalb der Umgebungstemperatur DQot. Die thermische Zeitkonstante kann jetzt sogeschätzt werden:

0ln lno ot

tt =DQ - DQ


Wenn der Transformator über eine Zwangskühlung (FOA) verfügt, ist die Messungeinmal mit eingeschalteter und einmal mit ausgeschalteter Zwangskühlungdurchzuführen, wodurch sich die Werte für Tau2 und Tau1 ergeben.

Die Zeitkonstanten können geändert werden, wenn der Strom höher oder niedriger alsein eingestellter Wert ist. Wenn der Strom hoch ist, wird davon ausgegangen, dass dieZwangskühlung eingeschaltet ist, während bei einem niedrigen Strom angenommenwird, dass sie ausgeschaltet ist. Mit den Einstellungen der nachfolgenden Parameterkann die Zeitkonstante automatisch angepasst werden.

Tau1High: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau1 anzupassen, wenn der Stromüber dem festgelegten Wert von IHighTau1 liegt. IHighTau1 wird in % von IBase1eingestellt.

Tau1Low: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau1 anzupassen, wenn der Stromunter dem festgelegten Wert von ILowTau1 liegt. ILowTau1 wird in % von IBase1eingestellt.

Tau2High: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau2 anzupassen, wenn der Stromüber dem festgelegten Wert von IHighTau2 liegt. IHighTau2 wird in % von IBase2eingestellt.

Tau2Low: Multiplikator, um die Zeitkonstante Tau2 anzupassen, wenn der Stromunter dem festgelegten Wert von ILowTau2 liegt. ILowTau2 wird in % von IBase2eingestellt.

Die Möglichkeit, die Zeitkonstante basierend auf dem Stromwert zu ändern, ist fürviele verschiedene Anwendungen hilfreich. Nachfolgend finden Sie einige Beispiele:



• Bei einer völligen Unterbrechung (Niedrigstrom) des geschütztenTransformators, sind alle Kühlungseinrichtungen inaktiv. Dies kann zu einemgeänderten Wert der Zeitkonstante führen.

• Wenn andere Komponenten (Motoren) im thermischen Schutz enthalten sind,besteht bei einem extrem hohen Strom für diese Geräte eine akuteÜberhitzungsgefahr. Die thermische Zeitkonstante ist für einen Motor häufigkleiner als für den Transformator.

ITrip: Der Dauerstrom, dem der Transformator standhalten kann. Die Einstellungwird in % von IBase1 oder IBase2 festgelegt.

Alarm1: Wärmemengenpegel für die Aktivierung des Signals ALARM1. ALARM1wird in % des Wärmemengen-Auslösepegels festgelegt.

Alarm2: Wärmemengenpegel für die Aktivierung des Ausgangssignals ALARM2.ALARM2 wird in % des Wärmemengen-Auslösepegels festgelegt.

ResLo: Verriegelungsfreigabepegel für die Wärmemenge, bei dem dasVerriegelungssignal freigegeben wird. Wenn der thermische Überlastschutz auslöst,wird ein Sperrsignal aktiviert. Dieses Signal soll das Einschalten des geschütztenTransformators blockieren, solange eine hohe Transformatortemperatur vorliegt. DasSignal wird freigegeben, wenn die geschätzte Wärmemenge unter dem eingestelltenWert liegt. Hierfür ist ein Temperaturwert unterhalb der Alarmtemperatur zu wählen.ResLo wird in % des Wärmemengen-Auslösepegels festgelegt.

ThetaInit: Wärmemenge vor Aktivierung der Funktion. Diese Einstellung kann aufeinen Wert etwas unter dem Alarmpegel festgelegt werden. Wenn am Transformatorvor Aktivierung der Schutzfunktion eine Last anliegt, kann die Temperatur desTransformators über der Umgebungstemperatur liegen. Der Ausgangspunkt in derEinstellung verhindert, dass bei Übertemperaturen unmittelbar nach der Aktivierungkeine Auslösung erfolgt. ThetaInit: wird in % des Wärmemengen-Auslösepegelsfestgelegt.

Warning: Wenn der berechnete Faktor für die Auslöseverzögerung unter derEinstellung Warning liegt, wird ein Warnsignal aktiviert. Die Einstellung wird inMinuten angegeben.

8.8 Schalterversagerschutz, dreipolige Aktivierung undAuslösung CCRBRF






Schalterversagerschutz, dreipolige Akti‐vierung und Auslösung

CCRBRF

3I>BF

SYMBOL-U V1 DE

50BF

8.8.2 Anwendung

Beim Erstellen des Fehlerbeseitigungssystem wird oft das N-1-Kriterium verwendet.D.h., dass ein fehlerhaftes Betriebsmittel beim Fehlerbeseitigungsprozess ohneBeeinträchtigung des Netzbetriebes zulässig ist. Eine wichtige Komponente imFehlerbeseitigungsprozess ist der Leistungsschalter. Es ist aus praktischen undwirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll, den Leistungsschalter für die geschützteKomponente zu duplizieren. Stattdessen wird ein Schalterversagerschutz verwendet.

Der Schalterversagerschutz mit dreipoliger Aktivierung und Ausgang (CCRBRF)gibt einen Mitnahmebefehl an angrenzende Leistungsschalter aus, wenn der"normale" Leistungsschalter für das zu schützende Betriebsmittel ausgefallen ist.Zum Erkennen eines Fehlers und um den Strom durch den Leistungsschalter zuunterbrechen, wird der Strom gemessen oder das verbleibende Auslösesignal erkannt.

CCRBRF kann auch eine Auslösewiederholung bewirken. Das bedeutet, dass einzweites Auslösesignal an den geschützten Leistungsschalter gesendet wird. DieWiederauslösungsfunktion kann verwendet werden, um die Wahrscheinlichkeit derFunktion des Leistungsschalters zu erhöhen, oder sie kann verwendet werden, um dieMitnahmeauslösung vieler Schalter zu verhindern, wenn Fehler während derRelaiswartung oder -tests auftreten.


Die Parameter des Schaltversagerschutzes mit dreipoliger Aktivierung undAuslösung CCRBRF werden über die lokale HMI oder PCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für den Schalterversagerschutz verwendetwerden.


Operation: Aus/Ein

FunctionMode Dieser Parameter kann auf Strom oder Kontakt eingestellt werden. Ergibt an, auf welche Weise ein Versagen des Leistungsschalters erkannt wird. ImModus Strom wird die Strommessung für die Erkennung genutzt. Im Modus Kontaktdient das lange Andauern des Signals für die Schalterposition als Indikator für ein



Schalterversagen. Der Modus Strom und Kontakt bedeutet, dass beide Arten derErkennung aktiviert sind. Der Modus Kontakt wird in Anwendungen eingesetzt, beidenen nur ein geringer Fehlerstrom durch den Leistungsschalter fließt. Das kann fürbestimmte Anwendungen beim Generatorschutz (z.B. Rückleistungsschutz) sowiebei Leitungsenden mit Schwacheinspeiselogik sinnvoll sein.

RetripMode: Diese Einstellung gibt die Funktionsweise der Auslösewiederholung an.Aus.-wiederh. AUS bedeutet, dass die Auslösewiederholung nicht aktiviert ist. DieEinstellungen LS Pos. Kontrolle (Überprüfung der Leistungsschalterposition) undStrom bedeuten, dass ein Leiterstrom größer als der Schwellwert sein muss, damit dieAuslösewiederholung erfolgen kann. Die Einstellungen LS Pos. Kontrolle(Überprüfung der Leistungsschalterposition) und Kontakt bedeuten, dass dieAuslösewiederholung erfolgt, wenn der Leistungsschalter geschlossen ist(Verwendung der Schalterposition). Keine LSPos Kontr. bedeutet, dieAuslösewiederholung erfolgt ohne Überprüfung der Schalterposition.

Tabelle 32: Abhängigkeiten zwischen den Parametern RetripMode und FunctionMode

RetripMode FunctionMode BeschreibungAus.-wiederh. AUS n.v. Die Auslösewiederholung ist

nicht aktiviert

LS Pos. Kontrolle Strom Ein Leiterstrom muss größersein als der Auslösewert, um ei‐ne erneute Auslösung zu gestat‐ten

Kontakt Die Auslösewiederholung er‐folgt, wenn die Leistungsschal‐terposition anzeigt, dass derLeistungsschalter nach Ablaufder Zeitverzögerung für die Aus‐lösewiederholung immer nochgeschlossen ist.

Strom und Kontakt Beide Methoden werden ge‐nutzt.

Keine LS-Pos. Kontr. Strom Auslösewiederholung erfolgtohne Überprüfung der Schalter‐position

Kontakt Auslösewiederholung erfolgtohne Überprüfung der Schalter‐position

Strom und Kontakt Beide Methoden werden ge‐nutzt.

BuTripMode: Durch die Wahl des Modus Mitnahmeauslösung wird festgelegt,welche Stromkriterien für das Erkennen eines Schalterversagens ausreichen. In derStrom-Betriebsart 2 von 4 müssen von den drei Leiterströmen und dem Erdfehler-bzw. Summenstrom mindestens zwei Ströme hoch sein, um ein Schalterversagen zuerkennen. In der Betriebsart 1 von 3 muss mindestens einer der drei Leiterströme hochsein, um ein Schalterversagen zu erkennen. In der Betriebsart 1 von 4 müssenmindestens einer der drei Leiterströme oder der Nullstrom hoch sein, um einSchalterversagen zu erfassen. Bei den meisten Anwendungen ist die Betriebsart 1 von



3 ausreichend. In der Betriebsart Kontakt erfolgt eine Mitnahmeauslösung, wenn derLeistungsschalter geschlossen ist (Verwendung der Schalterposition).

IP>: Stromstärke für die Erkennung eines Schalterversagens, einzustellen in % vonIBase. Dieser Parameter ist so festzulegen, dass Fehler mit geringen Fehlerströmenerkannt werden können. Die Einstellung kann so gewählt werden, dass sie derempfindlichsten Schutzfunktion entspricht, die den Schalterversagerschutz auslösensoll. Eine typische Einstellung ist 10 % von IBase.

I>BlkCont: Sofern zur Erkennung eines Schalterversagens eine kontaktabhängigeMethode verwendet wird, kann diese Funktion blockiert werden, wenn einer derLeiterströme diesen Einstellwert übersteigt. Wenn FunctionMode auf Strom undKontakt eingestellt ist, wird ein Schalterversagen Fehlern mit hoher Stromstärke vonder Strommessfunktion zuverlässig erkannt. Zur Erhöhung der Sicherheit ist diekontaktabhängige Funktionsweise bei hohen Stromstärken zu deaktivieren. DieseEinstellung kann gewählt werden im Bereich von 5-200 % von IBase.

IN>: Erdfehler- bzw. Summenstromwert für die Erkennung eines Schalterversagens,einzustellen in % von IBase. In hochohmig geerdeten Netzen ist der Erdfehlerstrombei Leiter-Erde-Fehlern deutlich geringer als die Kurzschlussströme. Um in solchenNetzen ein Schalterversagen bei Leiter-Fehlern erkennen zu können, ist eserforderlich, den Erdfehlerstrom separat zu messen. Bei wirksam geerdeten Netzenkann außerdem der Erdfehlerschutz auf einen relativ niedrigen Strompegel eingestelltwerden. Der Parameter BuTripMode wird auf 1 von 4 eingestellt. DieStromeinstellung sollte so gewählt werden, dass sie der Einstellung desempfindlichen Erdfehlerschutzes entspricht. Diese Einstellung kann gewählt werdenim Bereich von 2-200 % von IBase.

t1: Zeitverzögerung der Auslösewiederholung. Diese Einstellung kann im Bereichvon 0–60 s in Schritten von 0,001 s gewählt werden. Eine typische Einstellung sind 0–50 ms.

t2: Zeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung. Die eingestellte Zeitdauer wird sokurz wie möglich gewählt, da eine ungewollte Aktivierung vermieden werden muss.Eine typische Einstellung sind 90–200 ms (auch vom Timer für dieAuslösewiederholung abhängig).

Die minimale Zeitverzögerung für die Auslösewiederholung kann wie folgt geschätztwerden:

_2 1³ + + +cbopen BFP reset margint t t t tEQUATION1430 V1 DE (Gleichung 208)

wobei

tcbopen ist die maximale Öffnungszeit des Leistungsschalters

tBFP_reset ist die maximale Zeit für das Erkennen einer korrekten Leistungsschalterfunktion durch denSchalterversagerschutz (bei Rücksetzung der Stromkriterien)

tmargin ist ein Sicherheitszuschlag



Es ist oftmals erforderlich, dass die Gesamtdauer der Fehlerbeseitigung unter einerbestimmten kritischen Zeit bleibt. Diese Zeit hängt oft davon ab, ob bei einem Fehlernahe eines Kraftwerks die Stabilität vorübergehend aufrechterhalten werden kann.

Zeit

Störung tritt auf

Schutz-Auslösezeit

Auslösung und AnregungCCRBRF

Normal tcbopen

Toleranz

Verz. Ausl.wdh. t1

tcbopen nach Auslösewdh.

tBFPreset

Mindestverz. Mitnahmeauslösung t2

Quittierungsdauer bei kritischen Störungen zur Sicherstellung der Stabilität


IEC05000479 V2 DE

Abb. 177: Zeitliche Abfolge

t2MPh: Zeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung bei mehrpoliger Anregung. Diekritische Fehlerbeseitigungszeit ist im Falle von mehrpoligen Fehlern häufig kürzerals bei einem einphasigen Erdfehler. Es besteht daher die Möglichkeit, dieZeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung bei mehrpoligen Fehlern zu reduzieren.Eine typische Einstellung sind 90–150 ms.

t3: zusätzliche Zeitverzögerung für t2 als zweite Mitnahmeauslösung TRBU2. Beibestimmten Anwendungen könnte die Anforderung separaterMitnahmeauslösefunktionen bestehen, die unterschiedliche Reserve-Leistungsschalter auslösen.

tCBAlarm: Zeitverzögerung für Alarm im Falle der Anzeige eines nicht bereitenLeistungsschalters. Vom Leistungsschalter kommt der Binäreingang CBFLT. DiesesSignal ist aktiviert, wenn die interne Überwachung im Leistungsschalter erkennt, dassder Leistungsschalter keine Fehler bereinigen kann. Das könnte u.a. bei niedrigemGasdruck in einem SF6-Leistungsschalter der Fall sein. Nach der eingestellten Zeitwird ein Alarm ausgelöst, um Maßnahmen zur Reparatur des Leistungsschalters zuermöglichen. Die Zeitverzögerung für die Mitnahmeauslösung wird umgangen, wennCBFLT aktiv ist. Eine typische Einstellung sind 2,0 Sekunden.

tPulse: Dauer des Auslösesignals. Diese Einstellung muss höher sein als die kritischeImpulsdauer der Leistungsschalter, die der Schalterversagerschutz auslösen soll. Einetypische Einstellung sind 200 ms.

8.9 Polgleichlaufüberwachung CCPDSC






Polgleichlaufüberwachung CCPDSC

PD

SYMBOL-S V1 DE

52PD

8.9.2 Anwendung

Es besteht das Risiko, dass bei einem Leistungsschalter ein Nicht-Gleichlaufzwischen den Polen auftritt, wenn der Schalter schließt oder öffnet. Ein Pol kann offenund die anderen beiden können geschlossen sein, oder zwei Pole können offen undeiner geschlossen sein. Eine Poldiskrepanz bei einem Leistungsschalter führt zuunsymmetrischen Strömen im Netz. Die Folge können sein:

• Ströme der Gegensystemkomponente, die eine rotierende Maschine belasten• Erdfehlerströme, die zu einer unerwünschten Auslösung empfindlicher

Erdfehlerschutzvorrichtungen im Netz führen können.

Daher ist die Erkennung von Pol-Nichtgleichlauf in Leistungsschaltern wichtig.Wenn diese erkannt werden, muss der Schalter direkt ausgelöst werden.

Die Polgleichlaufüberwachung CCPDSC erkennt solche Situationen mitabweichenden Positionen der Pole am geschützten Leistungsschalter. In derSchutzeinrichtung stehen für diese Erkennung zwei verschiedene Optionen zurVerfügung:

• Durch derartiges Verbinden der Hilfskontakte des Leistungsschalters, dass eineLogik für die Polgleichlaufsüberwachung entsteht. Diese Logik kann auchinnerhalb der Schutzvorrichtung selbst erzeugt werden, indem die Signale für dasÖffnen und Schließen für jeden Pol des Leistungsschalters, der mit derSchutzvorrichtung verbunden ist, verwendet werden.

• Es wird jeder Leiterstrom gemessen, der durch den Leistungsschalter fließt.Wenn der Unterschied zwischen den Leiterströmen größer als CurrUnsymLevelist, deutet dies auf einen Nicht-Gleichlauf der Schalterpole hin, und dieSchutzeinrichtung löst aus.


Die Parameter für die Polgleichlaufüberwachung CCPDSC werden über die lokaleHMI oder am PCM600 eingestellt.

Die folgenden Einstellungen können für die Polgleichlaufüberwachung verwendetwerden.




Operation: Aus oder Ein

tTrip: Zeitverzögerung der Auslösung.

ContSel: Auslösung der kontaktbasierten Polgleichlaufüberwachung. Kann wie folgteingestellt werden: Aus/PD Signal vom LS. Wenn PD Signal vom LS gewählt wird,wird die Logik zur Erkennung eines Polgleichlaufs in der Nähe der Hilfskontakte desSchalters angewendet, und nur ein Signal ist mit der Polgleichlauffunktionverbunden. Wenn die alternative Einstellung Pole pos aux cont. gewählt wird, istjedes Öffnen-/Schließen-Signal mit dem Gerät verbunden, und die Logik zurErkennung eines Polgleichlaufs wird innerhalb der Funktion selbst verarbeitet

CurrSel: Auslösung der strombasierten Polgleichlaufüberwachung. Kann wie folgteingestellt werden: Aus/LS Überwachung/Dauerüberwachung. Mit der EinstellungLS Überwachung wird die Funktion nur direkt in Verbindung mit einem Öffnen/Schließen-Befehl des Schalters aktiviert (binnen 200 ms). Bei der EinstellungDauerüberwachung ist die Funktion permanent aktiviert.

CurrUnsymLevel: Unsymmetrischer Betrag des niedrigsten Leiterstroms verglichenmit dem höchsten, eingestellt als Prozentwert im Verhältnis zum höchstenLeiterstrom. Der natürliche Unterschied zwischen Leiterströmen in Installationen mit1 1/2-Leistungsschalter muss berücksichtigt werden. Bei Leistungsschaltern inSammelschienenanordnungen mit 1 1/2-Leistungsschaltern können natürlicheunsymmetrische Ströme durch den Schalter fließen. Der Grund hierfür sind dieStrompfade mit niedriger Impedanz in der Schaltanlage. Dieses Phänomen muss beiEinstellung des Parameters berücksichtigt werden.

CurrRelLevel: Stromstärke für die Freigabe der Funktion in % von IBase.

8.10 Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP




Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUPP <

2SYMBOL-LL V2 EN

37



8.10.2 Anwendung

Die Aufgabe eines Generators in einem Kraftwerk besteht in der Umwandlung der ander Welle verfügbaren mechanischen Energie in elektrische Energie.

Es kommt vor, dass die mechanische Leistung einer Antriebsmaschine so sehrabsinkt, dass sie die Lager- und Ventilationsverluste nicht mehr decken kann. Indiesem Fall fungiert der Synchrongenerator als Synchronmotor und zieht aus demübrigen System Energie ab. Dieser Betriebsmodus, in dem einzelneSynchronmaschinen als Motoren arbeiten, bedeutet kein Risiko für die Maschineselbst. Wenn z. B. der Generator sehr groß ist und viel elektrische Energie aufnimmt,könnte es wünschenswert sein, diesen zugunsten des übrigen Stromsystems zutrennen.

Häufig bedeutet diese Betriebsbedingung, dass die Turbine einem hohen Risikoausgesetzt ist. Der Rückleistungsschutz dient daher dem Schutz der Turbine und nichtdem Schutz des Generators.

Dampfturbinen neigen schnell zur Überhitzung, wenn der Dampfstrom zu niedrig istoder wenn durch die Turbine kein Dampf mehr fließt. Daher sollten Turbo-Generatoren mit einem Rückleistungsschutz ausgestattet sein. Es gibt mehrereAusnahmesituationen, die eine Rückleistung verursachen können: Bruch einesHauptdampfrohrs, Beschädigung einer oder mehrerer Schaufeln in der Dampfturbineoder unbeabsichtigtes Schließen der Hauptabsperrventile. Bei Letzterem ist es sehrwünschenswert, dass ein zuverlässiger Rückleistungsschutz zur Verfügung steht.Dieser könnte Schäden im Kraftwerk verhindern.

Beim routinemäßigen Herunterfahren vieler Wärmekraftwerksblöcke sendet derRückleistungsschutz den Auslöseimpuls an den Generatorenschalter (Blockschalter).Hierdurch wird die Trennung des Blocks verhindert, bevor die mechanische Leistungauf Null sinkt. Eine frühere Trennung würde bei jedem routinemäßigenHerunterfahren zu einer Beschleunigung des Turbinengenerators führen. Diese hätteeine Überdrehzahl und hohe Zentrifugalspannungen zur Folge.

Wenn durch die Turbine kein Dampf mehr fließt, werden die Turbinenschaufeln nichtmehr gekühlt. Dann kann die entstehende Wärme nicht mehr abgeführt werden.Stattdessen erhöht sich die Temperatur in der Dampfturbine und besonders auch dieTemperatur der Schaufeln. Wenn sich eine Dampfturbine ohne Dampfzufuhr dreht,liegt der Stromverbrauch bei ca. 2% der Bemessungsleistung. Selbst wenn sich dieTurbine in einem Vakuum dreht, führt dies schnell zu einer Überhitzung und zuSchäden. Wenn die Turbine ihr Vakuum verliert, überhitzt sich diese binnen Minuten.

Der kritische Zeitpunkt für eine Überhitzung einer Dampfturbine schwankt abhängigvon der Art der Turbine zwischen 0,5 und 30 Minuten. Eine Hochdruckturbine mitkleinen, dünnen Schaufeln überhitzt viel schneller als eine Niederdruckturbine mitlangen, schweren Schaufeln. Die Bedingungen sind von Turbine zu Turbineunterschiedlich, und in jedem Fall muss Rücksprache mit dem Hersteller der Turbineerfolgen.



Die Stromversorgung der Nebenaggregate des Kraftwerks kann über einenEigenbedarfstransformator erfolgen, der mit der Sekundärseite des Transformatorszur Spannungserhöhung verbunden ist. Die Stromversorgung kann auch über einenAnlauftransformator erfolgen, der mit dem externen Netz verbunden ist. DerRückleistungsschutz muss so konzipiert werden, dass er eine Rückleistungunabhängig vom Stromfluss zu den Nebenaggregaten des Kraftwerks erkennen kann.

Wasserturbinen tolerieren eine Rückleistung viel besser als Dampfturbinen. Nur beiKaplan-Turbinen und Rohrturbinen kann sich eine Rückleistung negativ auswirken.Es besteht die Gefahr, dass sich das Turbinenlaufrad axial verschiebt und feststehendeTeile berührt. Diese sind nicht immer stabil genug, um der damit verbundenenBelastung standhalten zu können.

Bei Außentemperaturen unter Null Grad kann die Zufuhr durch Eis und Schneeblockiert werden. Durch Äste und Blätter können auch die Abscheidetore blockiertwerden. Eine vollständige Blockierung des Einlasses kann zu Kavitationen führen.Die Gefahr von Schäden an Wasserturbinen kann den Einsatz einesRückleistungsschutzes in unbeaufsichtigten Kraftwerken rechtfertigen.

Eine Wasserturbine, die im Wasser mit geschlossenen verstellbaren Leitschaufelnarbeitet, wird vom restlichen Netz Strom ziehen. Diese Leistung liegt bei ca. 10% derBemessungsleistung. Befindet sich in der Wasserturbine nur Luft, fällt derLeistungsverbrauch auf ca. 3%.

Diesel-Motoren sollten mit einem Rückleistungsschutz ausgestattet sein. DerGenerator zieht vom System ca. 15% seiner Bemessungsleistung oder mehr. Einstarrer Motor benötigt für seinen Antrieb vielleicht 25% der Bemessungsleistung. EinMotor, der gut angelaufen ist, benötigt ggf. nicht mehr als 5 %. Es müssenentsprechende Informationen vom Hersteller des Motors angefordert werden, und dieRückleistung muss bei der Inbetriebnahme gemessen werden.

Für Gasturbinen wird normalerweise kein Rückleistungsschutz benötigt.

In Abbildung 178 ist der Rückleistungsschutz mit Unterleistungsrichtungsschutz undÜberleistungsrichtungsschutz dargestellt. Der Unterleistungsrichtungsschutz bieteteinen größeren Spielraum und ein höheres Maß an Unabhängigkeit. Andererseits istdas Risiko eines unerwünschten Auslösens direkt nach der Synchronisierung größer.Der Unterleistungsrichtungsschutz (Referenzwinkel auf 0 eingestellt) sollte soeingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn die Wirkleistung vom Generator unterca. 2 % liegt. Der Überleistungsrichtungsschutz (Referenzwinkel auf 180 eingestellt)sollte so eingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn der Leistungsfluss vom Netzzum Generator über 1 % liegt.



Unterleistungs-richtungsschutz

Überleistungs-richtungsschutz

Q Q

P P

Arbeitspunkt ohne Turbinendrehzahl

Toleranz Toleranz

Arbeitsleitung Arbeitsleitung

Arbeitspunkt ohne Turbinendrehzahl


IEC09000019 V2 DE

Abb. 178: Rückleistungsschutz mit Unterleistungs- undÜberleistungsrichtungsschutz



Operation: Mit dem Parameter Operation kann die Funktion auf Ein/Aus gesetztwerden.

Mode: Spannung und Strom, die/der für die Leistungsmessung verwendet wird. DieEinstellungsmöglichkeiten werden in Tabelle 33 gezeigt.

Tabelle 33: Komplexe Leistungsberechnung

Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Aron-Methode * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -





Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1 *

1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


Die Funktion ist mit zwei Stufen ausgestattet, die unabhängig voneinander eingestelltwerden können.

Mit dem Parameter OpMode1(2) kann die Funktion auf Aktiviert/Aus gesetzt werden.

Die Funktion löst aus, wenn die Leistungsrichtungskomponente in der durch dieEinstellung Angle1(2) definierten Richtung kleiner ist als die eingestellteAnregeleistung Power1(2).

Betrieb

Winkel1(2)

Strom1(2)

P

Q


IEC06000441 V1 DE

Abb. 179: Modus P< (Unterleistung)

Die Einstellung Power1(2) liefert den Anregewert derLeistungsrichtungskomponente in Richtung Angle1(2). Die Einstellung wird in p.u.der Generator-Bemessungsleistung angegeben, siehe Gleichung 219.



Die empfohlene Mindesteinstellung ist 0,2 % von SN, wenn Messklassen-Stromwandlereingänge am Gerät verwendet werden.

3NS UBase IBase= × ×


Die Einstellung Angle1(2) liefert den charakteristischen Winkel mit maximalerEmpfindlichkeit der Leistungsrichtungsschutzfunktion. Die Einstellung wird in Gradangegeben. Für die Wirkleistung muss der eingestellte Winkel 0° oder 180° betragen.0° ist für den Generator-Wirkleistungsschutz in Vorwärtsrichtung bei kleinerLeistung zu verwenden.

Betrieb

Winkel1(2) = 0

Strom1(2)

P

Q


x

IEC06000556 V1 DE

Abb. 180: Bei kleiner Leistung in Vorwärtsrichtung sollte der eingestellte Winkelim Unterleistungsrichtungsschutz 0° betragen.

Der Einstellwert TripDelay1(2) legt die Auslöseverzögerung der Stufe nach derAnregung fest und wird in Sekunden angegeben.

Die Einstellung Hysteresis1(2) wird in p.u. bezogen auf dieGeneratorbemessungsleistung gemäß der Gleichung 220 angegeben.



Die Ausfallleistung ist Power1(2) + Hysteresis1(2).

Eine Tiefpassfilterung der gemessenen Leistung ist mit folgender Formel möglich:



( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Wobei gilt

S ein neuer gemessener Wert ist, der für die Schutzfunktion verwendet werden soll,

Sold der gemessene Wert ist, der von der Funktion im vorherigen Ausführungszyklus ausgege‐ben wurde,

SCalculated ist der neue, im aktuellen Zyklus berechnete Wert

k ist ein einstellbarer Parameter

Der Wert von k = 0.92 wird bei Generatoranwendungen empfohlen, da dieAuslöseverzögerung für gewöhnlich recht lang ist.

Die Kalibrierungsfaktoren für Strom- und Spannungsmessfehler werden in % desBemessungsstroms/der Bemessungsspannung eingestellt.

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

Die Winkelkompensation wird als Differenz zwischen Strom- undSpannungswinkelfehlern angegeben.

Die Werte werden für die Auslösepunkte 5, 30 und 100 % des Bemessungsstroms/derBemessungsspannung angegeben. Die Werte sollten den Strommesswandler-Testprotokollen zu entnehmen sein.

8.11 Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP




Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOPP >

2DOCUMENT172362-IMG158942

V2 EN

32



8.11.2 Anwendung

Die Aufgabe eines Generators in einem Kraftwerk ist die Umwandlung von an derWelle verfügbarer mechanischer Energie in elektrische Energie.

Aus dem Synchrongenerator kann ein Synchronmotor, der elektrische Energie ausdem übrigen elektrischen Netz abzieht, werden. Dieser Betriebszustand, bei demeinzelne Synchronmaschinen als Motor arbeiten, birgt für die Maschine selbst keinRisiko. Ist der entsprechende Generator jedoch sehr groß, so ist der Energieverbrauchhoch. Es kann sinnvoll sein, ihn vom Netz zu nehmen, um das übrige elektrische Netzzu entlasten.

Meist deutet dieser Motorbetrieb auf einen sehr kritischen Zustand derAntriebsmaschine hin. Die Aufgabe des Leistungsrichtungsschutzes bzw. desRückleistungsschutzes ist es, die Antriebsmaschine zu schützen und in erster Linienicht den Generator.

Dampfturbinen überhitzen sehr leicht, wenn der Dampfstrom zu niedrig wird oder derDampf gar nicht mehr durch die Turbine strömt. Daher sollten Turbogeneratoren miteinem Rückleistungsschutz ausgestattet sein. Es gibt mehrere Ereignisse dieRückleistung verursachen können: Bruch der Hauptdampfleitung, Beschädigungeiner oder mehrerer Schaufeln der Dampfturbine oder unbeabsichtigtes Schließen derHauptabsperrventile. Im letzten Fall ist es äußerst wünschenswert einen zuverlässigenRückleistungsschutz zu haben. Er kann Schäden an einem sonst unbeschädigtenKraftwerk verhindern.

Während der Routineabschaltung vieler thermischer Kraftwerke, gibt derRückleistungsschutz den Auslöseimpuls für die Generatorschalter (dieAnlagenschalter). Dadurch wird verhindert, dass die Einheit vom Netz getrennt wirdbevor die mechanische Leistung auf Null ist. Ein frühzeitigeres Trennen würde beijeder Routineabschaltung eine Beschleunigung des Turbinengenerators verursachen.Dies würde zu Überdrehzahl und hohen zentrifugalen Beanspruchungen führen.

Strömt kein Dampf mehr durch eine Turbine, werden auch die Turbinenschaufelnnicht mehr gekühlt. Dann ist es nicht mehr möglich die durch die Lüftungsverlustegenerierte Wärme abzuführen. Stattdessen steigt durch die Wärme die Temperatur inder Turbine, und besonders in den Schaufeln, an. Dreht eine Dampfturbine ohneDampfzufuhr, verbraucht sie etwa 2 % der Bemessungsleistung an elektrischerEnergie. Selbst wenn die Turbine in einem Vakuum dreht, wird sie schnell überhitztund beschädigt. Die Turbine überhitzt in wenigen Minuten, wenn sie das Vakuumverliert.

Die kritische Zeit bis zur Überhitzung einer Turbine variiert von etwa 0,5 bis 30Minuten je nach Art der Turbine. Eine Hochdruckturbine mit kurzen, dünnenSchaufeln überhitzt leichter als eine Niederdruckturbine mit langen, dickenSchaufeln. Die Bedingungen variieren von Turbine zu Turbine. Es muss daher injedem Fall der Hersteller um Auskunft gebeten werden.

Die Energieversorgung für die Hilfsaggregate des Kraftwerks kann von einemEigenbedarfstransformator abgenommen werden, der mit der Primärseite des



Maschienentransformators verbunden ist. Die Energieversorgung kann aber auch voneinem Anfahrtransformator stammen, der mit dem externen Netz verbunden ist. DerRückleistungsschutz muss so angelegt sein, dass er Rückleistung unabhängig vomLeistungsfluss zu den Hilfsaggregaten des Kraftwerks erkennt.

Wasserturbinen verkraften Rückleistung viel besser als Dampfturbinen. Lediglich beiKaplan- und Rohrturbinen kann sich Rückleistung negativ auswirken. Es besteht dasRisiko, dass sich das Turbinenlaufrad axial bewegt und mit stationären Teilen inBerührung kommt. Sie sind nicht immer robust genug, um der damit verbundenenBelastung standzuhalten.

Bei Außentemperaturen unter Null Grad kann die Zufuhr durch Eis und Schneeblockiert werden. Durch Äste und Blätter können auch die Abscheidetore blockiertwerden. Eine vollständige Blockierung des Einlasses kann zu Kavitationen führen.Die Gefahr von Schäden an Wasserturbinen kann den Einsatz einesRückleistungsschutzes in unbeaufsichtigten Kraftwerken rechtfertigen.

Eine Wasserturbine, die bei geschlossenen Leitschaufeln im Wasser dreht, ziehtelektrische Leistung aus dem übrigen elektrischen Netz. Diese Leistung entsprichtetwa 10 % der Bemessungsleistung. Befindet sich nur Luft in der Wasserturbine, fälltder Leistungsbedarf auf etwa 3 %.

Dieselmotoren sollten über einen Rückleistungsschutz verfügen. Der Generatorentnimmt dem Netz etwa 15 % seiner Bemessungsleistung oder mehr. Einschwergängiger Motor kann bis zu 25 % der Bemessungsleistung zum Antriebbenötigen. Ein Motor, der gut eingefahren ist, benötigt vielleicht nicht mehr als 5 %.Es ist notwendig vom Motorenhersteller Informationen zu erfragen und während derInbetriebnahme die Rückleistung zu messen.

Gasturbinen benötigen für gewöhnlich keinen Rückleistungsschutz.

In Abbildung 181 ist der Rückleistungsschutz mit Unterleistungsgerät undÜberleistungsgerät dargestellt. Das Unterleistungsgerät bietet einen größerenSpielraum und ein höheres Maß an Unabhängigkeit. Andererseits ist das Risiko einesunerwünschten Auslösens direkt nach der Synchronisierung größer. Außerdem solltedas Unterleistungsgerät so eingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn dieWirkleistung vom Generator unter ca. 2 % liegt. Außerdem sollte dasUnterleistungsgerät so eingestellt werden, dass er dann auslöst, wenn derLeistungsfluss vom Netz zum Generator über 1 % liegt.



Unterleistung Gerät Überleistung Gerät

Q Q

P P

Auslösepunkt ohne Turbinendrehzahl

Toleranz Toleranz

Auslöse-linie

Auslöse-linie

Auslösepunkt ohne Turbinendrehzahl


IEC06000315 V2 DE

Abb. 181: Rückwärts gerichteter Leistungsrichtungsschutz mitUnterleistungsgerät und Überleistungsgerät



Auslösung: Mit dem Parameter Operation kann die Funktion auf Ein/Aus gesetztwerden.

Mode: Spannung und Strom, die/der für die Leistungsmessung verwendet wird. DieEinstellungsmöglichkeiten werden in Tabelle 34 gezeigt.

Tabelle 34: Komplexe Leistungsberechnung

Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Aron-Methode * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -





Parameter Mode Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1 *

1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


Die Funktion ist mit zwei Stufen ausgestattet, die unabhängig voneinander eingestelltwerden können.

Mit dem Parameter OpMode1(2) kann die Funktion auf Aktiviert/Aus gesetzt werden.

Die Funktion löst aus, wenn die Leistungskomponente in der durch die EinstellungAngle1(2) definierten Richtung größer ist als die eingestellte AnregeleistungPower1(2).

Betrieb

Winkel1(2)

Strom1(2)

P

Q

=IEC06000440=1=de=Origi

nal.vsdx

IEC06000440 V1 DE

Abb. 182: Modus P> (Überleistung)



Die Einstellung Power1(2) liefert den Anregewert der Leistungskomponente inRichtung Angle1(2). Die Einstellung wird in p.u. der Generator-Bemessungsleistungangegeben, siehe Gleichung 232.

Die empfohlene Minimaleinstellung ist 0,2 % von SN wenn Messklassen-Stromwandlereingänge am Gerät verwendet werden.



Die Einstellung Angle1(2) liefert den charakteristischen Winkel mit maximalerEmpfindlichkeit der Leistungsrichtungsschutzfunktion. Die Einstellung wird in Gradangegeben. Für die Wirkleistung muss der eingestellte Winkel 0° oder 180° betragen.Für den Generator-Rückleistungsschutz ist der Einstellwert 180° zu verwenden.

Betrieb Winkel1(2 ) = 180 o

Leistung 1(2)

P

Q

=IEC06000557=2=de=Original.vsdIEC06000557 V2 DE

Abb. 183: Bei Leistung in Rückwärtsrichtung sollte der eingestellte Winkel imÜberleistungsschutz 180° betragen.

Der Einstellwert TripDelay1(2) legt die Auslöseverzögerung der Stufe nach derAnregung fest und wird in Sekunden angegeben.

Die Einstellung Hysteresis1(2) wird in p.u. bezogen auf dieGeneratorbemessungsleistung gemäß der Gleichung 233 angegeben.





Die Ausfallleistung ist Power1(2) - Hysteresis1(2).

Eine Tiefpassfilterung der gemessenen Leistung ist mit folgender Formel möglich:

( )1Old CalculatedS k S k S= × + - ×


Wobei gilt

S ein neuer gemessener Wert ist, der für die Schutzfunktion verwendet werden soll,

Salt der gemessene Wert ist, der von der Funktion im vorherigen Ausführungszyklusausgegeben wurde,

SBerechnet ist der neue, im aktuellen Zyklus berechnete Wert

k ist ein einstellbarer Parameter

Der Wert von k = 0,92 wird bei Generatoranwendungen empfohlen, da dieAuslöseverzögerung für gewöhnlich recht lang ist.

Die Kalibrierungsfaktoren für Strom- und Spannungsmessfehler werden in % desBemessungsstroms/der Bemessungsspannung eingestellt.

IAmpComp5, IAmpComp30, IAmpComp100

UAmpComp5, UAmpComp30, UAmpComp100

IAngComp5, IAngComp30, IAngComp100

Die Winkelkompensation wird als Differenz zwischen Strom- undSpannungswinkelfehlern angegeben.

Die Werte werden für die Auslösepunkte 5, 30 und 100 % des Bemessungsstroms/derBemessungsspannung angegeben. Die Werte sollten den Strommesswandler-Testprotokollen zu entnehmen sein.

8.12 Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz)für Maschinen NS2PTOC




Schieflastschutz für Maschinen NS2PTOC 2I2> 46I2



8.12.2 Anwendung

Der Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) für Maschinen NS2PTOCdient hauptsächlich dem Schutz von Generatoren gegen eine mögliche Überhitzungdurch Strom der Gegensystemkomponenten bzw. Schieflast im Statorstrom.

Die Ströme der Gegensystemkomponente in einem Generator können unter anderemwie folgt entstehen:

• Asymmetrische Lasten• Leiter-Leiter-Fehler• Leiter-Erde-Fehler• Defekte Leiter• Fehlfunktion einer oder mehrerer Pole eines Leistungsschalters oder eines

Trenners

NS2PTOC kann auch als Reserveschutz verwendet werden, d. h. um den Generator zuschützen, falls der Leitungsschutz oder der Leistungsschalter unsymmetrische Fehlernicht hat ausschalten können.

Um einen effizienten Schutz des Generators bei externen, asymmetrischenLastbedingungen zu bieten, kann NS2PTOC Ströme der Gegensystemkomponentedirekt messen. NS2PTOC verfügt ebenfalls über Zeitverzögerungen, die denErwärmungseigenschaften des Generators I2

2t = K entsprechen, wie im Standarddefiniert.

Dabeigilt:

I2 ist Strom der Gegensystemkomponente, ausgedrückt in Einheiten des Generator-Bemes‐sungsstroms

t ist die Ansprechzeit in Sekunden

K ist eine Konstante, die von der Größe und Bauart des Generators abhängt

Eine umfassende Bandbreite von Einstellungen für I22t stehen zur Verfügung, die

auch die erforderliche Empfindlichkeit sowie die Fähigkeit zur Erkennung undAuslösung bei kontinuierlichen Gegensystemströmen am Generator liefern.

Ein separater Ausgang steht als Alarm-Funktion zur Verfügung, um den Bediener voreiner potentiell gefährlichen Situation zu warnen.

8.12.2.1 Eigenschaften

Der Schieflastschutz NS2PTOC bietet einen verlässlichen Schutz für Generatorenaller Arten und Größen gegen die Auswirkungen von Schieflasten im System..

Die folgenden Funktionen sind verfügbar:



• Zweistufige, unabhängig einstellbare Ausgänge mit separater Auslösung.• Empfindlicher Schutz, der Gegenkomponentenströme bis 3 % des Generator-

Bemessungsstroms mit hoher Genauigkeit erkennen und dann auslösen kann.• Zwei Zeitverzögerungs-Charakteristiken:

• Definite (unabhängige) Zeitverzögerung• Inverse Zeitverzögerung

•Die inverse Zeit-Überstromcharakteristik entspricht der

22I t K= -

Leistungsfähigkeitskurve des Generators.• Es gibt viele Einstellungsmöglichkeiten für die Leistungsfähigkeitskonstante K

des Generators, von 1 bis 99 Sekunden, da diese Konstanten je nach Art desGenerators sehr unterschiedlich sein können.

• Minimale Ansprechzeitverzögerung für die inverse Zeitcharakteristik, freieinstellbar. Diese Einstellung stellt eine korrekte Koordinierung z. B. mitLeitungsschutz sicher.

• Maximale Ansprechzeitverzögerung für die inverse Zeitcharakteristik, freieinstellbar.

• Inverse Zeitcharakteristik, die sich der Abkühlgeschwindigkeit desGeneratorläufers nähert und eine reduzierte Ansprechzeit bietet, wenn eineSchieflast auftritt, bevor der Schutz zurückgesetzt wird.

• Der Dienstwert, d. h. gemessener Gegenkomponentenstrom-Wert, in Ampere, istüber die LHMI verfügbar.

8.12.2.2 Belastbarkeit des Generators im Bezug auf kontinuierlichenSchieflaststrom

Während einer Schieflast fließt ein Strom der Gegenkomponente in derStatorwicklung. Der Strom der Gegenkomponente in der Statorwicklung induziertStrom mit zweifacher Frequenz in der Läuferoberfläche und dies führt zu einerErhitzung fast aller Teile des Generatorläufers.

Wenn der Strom der Gegenkomponente über die Belastbarkeit des Generators imBezug auf kontinuierlichen Schieflaststrom steigt, dann steigt auch dieLäufertemperatur. Wenn der Generator nicht ausgelöst wird, kann ein Läuferversagenauftreten. Daher wurden Industriestandards aufgestellt, welche die Belastbarkeit desGenerators im Bezug auf kontinuierlichen und kurzzeitigen Schieflaststrom bei

Gegenkomponentenstrom I2 und Läufererhitzungskritierien 2

2I t bestimmen.

Eine typische Belastbarkeit im Bezug auf kurzzeitige Schieflasten

("Schieflastfähigkeit") hinsichtlich der Läufererhitzung 2

2I t K= sehen Sie in dernachfolgenden Tabelle 35.



Tabelle 35: ANSI-Anforderungen für Schieflastfehler in synchronen Maschinen.

Art der synchronen MaschineZulässig [ ]2

2I t K s=

Einzelpol-Generator 40

Blindleistungsmaschine 30

Trommelläufermaschine Indirekt gekühlt 30

Direkt gekühlt (0-800 MVA) 10

Direkt gekühlt (801-1600 MVA) Siehe Abbildung 184

Abb. 184 zeigt eine grafische Darstellung der Verbindung zwischen der Generator2

2I t -Belastbarkeit und der MVA-Belastbarkeit für direkt gekühlte (leitergekühlte)Generatoren. Ein 500 MVA-Generator hätte z. B. K = 10 s und ein 1600 MVA-Generator hätte K = 5 s. Der kurzzeitige Schieflaststrom I2 wird in Einheiten desGenerator-Bemessungsstroms und der Zeit t in Sekunden ausgedrückt.

en08000358.vsd

Generator-Bemessungswert (MV A)

Kap

azitä

t

IEC08000358 V1 DE

Abb. 184: Die Belastbarkeit von direkt gekühlten Generatoren bezüglichkurzzeitigem Schieflaststrom

Die Belastbarkeit bezüglich kontinuierlichem I2 Schieflaststrom wird ebenfalls vondiesem Standard abgedeckt. Tabelle 36 unten (aus ANSI-Standard C50.13) enthält dievorgeschlagene Belastbarkeit:

Tabelle 36: Kontinuierliche I2 Belastbarkeit

Art des Generators Zulässig I2 (in Prozent des Gene‐rator-Bemessungsstroms)

Einzelpol: mit Dämpferwicklung 10

ohne Dämpferwicklung 5

Trommelläufer

Indirekt gekühlt 10




Art des Generators Zulässig I2 (in Prozent des Gene‐rator-Bemessungsstroms)

Direkt gekühlt

bis 960 MVA 8

961 bis 1200 MVA 6

1201 bis 1500 MVA 5

Wie beschrieben in den Tabellen oben sollte die Belastbarkeit des Generatorsbezüglich kontinuierlichem Gegenkomponentenstrom im Bereich von 5-10 % desGenerator-Bemessungsstroms liegen. Wenn ein Leiter offen ist oder ein Generator-Schalterpol geöffnet ist, kann der Schieflaststrom im Bereich von 10-30 % desGenerator-Bemessungsstroms liegen. Andere Generator- oder Netzschutzfunktionenschützen bei diesen Bedingungen normalerweise nicht. Dieser Betriebszustand kannnur durch den Schieflastschutz erkannt und abgeschaltet werden.

Gegensystemströme in einem Generator können verursacht werden durch:

• Schieflast wie• einpolige Belastung

• Unsymmetrische Systemfehler wie• Leiter-Erde-Fehler• Erde-Fehler in doppelten Leitungen• Leiter-Leiter-Fehler

• Offene Leitung, einschließlich• defekte Netzleiter• Offener Pol eines Leistungsschalters

.



8.12.3.1 Ansprechzeit-Charakteristik

Der Schieflastschutz NS2PTOC bietet zwei Ansprechzeitverzögerungs-Charakteristika für Stufe 1 und 2:



• Definite (unabhängige) Zeitverzögerungs-Charakteristik• Inverse (abhängige) Zeitverzögerungs-Charakteristik

Die gewünschte Ansprechzeitverzögerungs-Charakteristik wird durch dieEinstellung CurveType1 wie folgt ausgewählt:

• CurveType1 = Definite• CurveType1 = Inverse

Die definite Zeitverzögerung ist unabhängig von der Größe derGegensystemkomponente, wenn der Anregewert überschritten wurde, während dieinverse Zeitverzögerung von dieser Größe abhängig ist.

Dies bedeutet, dass die inverse Zeitverzögerung für einen kleinen Überstrom lang istund progressiv kürzer wird, während die Größe der Gegensystemkomponente steigt.Die inverse Zeitverzögerungs-Charakteristik der Funktion NS2PTOC ist in der

Gleichung dargestellt 2

2I t K= , wobei die Einstellung K1 im Bereich zwischen 1 – 99Sekunden einstellbar ist. Eine typische inverse Zeit-Überstromkurve wird gezeigt inAbbildung 185.

Inverse Zeitverzögerungs-Charakteristik

Schieflaststrom

Zeit

I2

tMax

tMin


1

10

100

1000

10000

0,01 0,1 1 10 100

IEC08000355 V2 DE

Abb. 185: Inverse Zeitverzögerungs-Charakteristik, Stufe 1

Das Beispiel in Abbildung 185 zeigt, dass die Schutzfunktioneine eingestellteminimale Ansprechzeit von t1Min von 5 s hat. Die Einstellung t1Min kann freieingestellt werden und wird als Sicherheitsmaßnahme verwendet. Diese Minimum-



Einstellung stellt eine korrekte Koordinierung z. B. mit Leitungsschutz sicher. Es istebenfalls möglich, das obere Zeitlimit, t1Max zu setzen.

8.12.3.2 Anregungsempfindlichkeit

Die Auslöse-Anregungswert "Current I2-1>" und I2-2> von NS2PTOC können von3 bis 500 % des Generator-Bemessungsstroms IBase frei eingestellt werden. Diegroße Bandbreite der Anregungseinstellung ist erforderlich, damit Generatorenverschiedener Typen und Größen geschützt werden können.

Nach der Anregung wird eine bestimmte Hysterese verwendet, bevor die Anregewertzurückgesetzt werden. Für beide Schritte ist das Rückfallverhältnis 0,97.

8.12.3.3 Alarmfunktion

Die Alarmfunktion wird durch das Signal START aktiviert. Es wird verwendet, umden Bediener über eine anormale Situation zu informieren, z. B. wenn die Kapazitätdes Generators bezüglich kontinuierlichem Strom der Gegensystemkomponenteüberschritten wird, was bedeutet, dass eine korrektive Handlung erfolgen muss, bevorder Generator stillgelegt wird. Eine einstellbare Zeitverzögerung tAlarm ist für dieAlarmfunktion verfügbar, um falsche Alarmmeldungen zu verhindern, die sonstwährend kurzfristiger Unsymmetrien im System ausgelöst würden.

8.13 Schutz bei versehentlichem Einschalten fürSynchrongenerator AEGPVOC




Schutz vor versehentlichem Einschaltenvon Synchrongeneratoren

AEGPVOC U<I> 50AE

8.13.2 Anwendung

Auslösefehler, Schaltkopf-Überschläge, Steuerkreis-Fehlfunktionen oder eineKombination dieser drei Ursachen können verursachen, dass der Generator aktiviertwird, während er offline ist. Die Aktivierung des Generators bei einem Stillstand oderbeim Drehen des Getriebes bewirkt, dass er sich ähnlich wie ein Induktionsmotorverhält und beschleunigt. Der Generator stellt eine subtransiente Reaktanz für dasNetz dar und kann bis zu vier Bemessungsstromeinheiten ergeben, abhängig von deräquivalenten Netzimdepanz. Dieser hohe Strom kann innerhalb weniger Sekunden zuthermischen Schäden am Generator führen.



Der Schutz vor zufälligem Aktivieren des synchronen Generators AEGPVOCüberwacht den maximalen Leiterstrom und die maximale Leiter-Leiter-Spannung desGenerators. Im Prinzip ist dies ein "spannungsüberwachter Überstromschutz". Wenndie Generatorspannung länger als die voreingestellte Dauer unter den voreingestelltenWert sinkt, wird eine Überstromschutzstufe aktiviert. Bei einer fehlerhaftenEinschaltung dient die Überstromstufe zum Auslösen des Generators. Ist dieGeneratorspannung wieder hoch, wird diese Überstromstufe automatisch deaktiviert.


I>: Level des Stromauslösewertes, wenn die Funktion bereit ist, d. h. bei Generator-Stillstand, angegeben in % von IBase. Diese Einstellung sollte auf der Bewertung desgrößten Stroms basieren, der während einer zufälligen Aktivierung auftreten kann:IEinschaltung. Dieser Strom kann berechnet werden als:

3''

N

energisationd T network

U

IX X Z

=+ +


Dabei gilt

UN ist die Bemessungsspannung des Generators

Xd’’ ist die subtransiente Reaktanz für den Generator (Ω)

XT ist die Reaktanz des Transformators zur Spannungserhöhung (Ω)

Znetwork ist die Kurzschluss-Quellimpedanz des verbundenen Netzes, nachberechnet auf den Ge‐nerator-Spannungswert (Ω)

Diese Einstellung kann gewählt werden:

I soll geringer sein als IZuschaltung0 8. ·EQUATION2283 V2 DE (Gleichung 236)

tOC: Zeitverzögerung für die Auslösung in dem Fall, dass ein hoher Strom aufgrundeiner zufälligen Aktivierung des Generators festgestellt wird. Ein Standardwert von0,3 s wird empfohlen.

ArmU<: Spannungswert, angegeben in % von UBase, für die Aktivierung derFunktion für den Schutz vor zufälliger Aktivierung. Diese Spannung sollte kleiner alsdie geringste Ansprechspannung sein. Der Standardwert 50 % wird empfohlen.

tArm: Zeitverzögerung der Spannung unter dem Wert Arm< für die Aktivierung.Diese Zeitverzögerung sollte länger als die längste Fehlerzeit bei Kurzschlüssen oderLeiter-Erde-Fehlern im Netz sein. Ein Standardwert von 5 s wird empfohlen.

DisarmU>: Spannungswert, angegeben in % von UBase, für die Deaktivierung derFunktion für den Schutz vor zufälliger Aktivierung. Diese Spannung sollte höher alsder Wert von sein. Dieser Einstellungswert sollte kleiner als die geringsteAnsprechspannung sein. Der Standardwert 80 % wird empfohlen.



tDisarm: Zeitverzögerung der Spannung unter dem Wert von für die Deaktivierung.Die Zeitverzögerung sollte länger als tOC sein. Ein Standardwert von 0,5 s wirdempfohlen.

8.14 Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC




Spannungsabhängiger Überstrom‐schutz

VRPVOC I>/U< 51V

8.14.2 Anwendung

Ein Versagen der Isolierung zwischen den Leitern oder zwischen dem Leiter und derErde resultiert in einem Kurzschluss oder einem Erdfehler. Solche Fehler könnengroße Fehlerströme zur Folge haben und können an den Primärgeräte des Systems zuschweren Schäden führen.

Eine typische Anwendung des zeitverzögerten spannungsabhängigenÜberstromschutzes befindet sich im Generator-Schutzsystem, wo er alsReserveschutz eingesetzt wird. Wenn ein Leiter-Leiter-Fehler den Generatorbeeinträchtigt, dann ist die Fehlerstromamplitude eine Funktion der Zeit. Sie hängtvon der Generatorcharakteristik (Reaktanzen und Zeitkonstanten), seinenLastbedingungen (umgehend vor Auftreten des Fehlers) und der Leistung undCharakteristik des Erregersystems ab. Die Fehlerstromamplitude kann mit der Zeitabnehmen. Ein spannungsabhängiger Überstromschutz kann so eingestellt werden,dass es trotz der Abnahme des Stroms im angeregten Zustand verbleibt und beimAusfall des Hauptschutzes eine Reserveauslösung veranlasst.

Das Gerät kann mit einem zeitverzögerten spannungsabhängigen Überstromschutz(VRPVOC) ausgestattet werden. Die Funktion VRPVOC wird immer mit demdreiphasigen Strom- oder dreiphasigen Spannungseingang im Konfigurationstoolverbunden, misst aber immer den maximalen Leiterstrom und die minimale Leiter-Leiter-Spannung.

Das Funktionsmodul VRPVOC verfügt über zwei unabhängige Schutzvorrichtungen.Sie bestehen aus:

• Einer Überstromstufe mit den folgenden integrierten Funktionen:• Auswählbare unabhängige Zeitverzögerung oder inverse IDMT-

Zeitcharakteristik• Eine spannungsunabhängige/-gesteuerte Funktion steht zur Verfügung, um

den Anregungspegel der Überstromstufe im Verhältnis zur Größe dergemessenen Spannung zu modifizieren

• Eine Unterspannungsstufe mit der folgenden integrierten Funktion:



• Definite (unabhängige) Zeitverzögerung

Die Unterspannungsstufe kann aktiviert oder deaktiviert werden. Manchmal ist eserforderlich, eine Interaktion zwischen zwei Schutzelementen innerhalb vonVRPVOC durch eine geeignete Gerätekonfiguration verfügbar zu machen (z. B. derÜberstromschutz mit der Unterspannungs-Verriegelung), um die gewünschteAnwendungsfunktionalität zu erreichen.

8.14.2.1 Bezugsgrößen

GlobalBaseSel definiert die besondere globale Basiswertegruppe, in der dieBezugsgrößen der Funktion eingestellt werden. In dieser globalen Basiswertegruppe:

IBase wird als Bemessungsstrom des geschützten Objekts als Primärstromwerteingegeben.

UBase wird als Leiter-Leiter-Bemessungspannung des geschützten Objekts in kVeingegeben.

8.14.2.2 Anwendungsmöglichkeiten

Die Funktion VRPVOC kann in einem der drei folgenden Anwendungsbereicheeingesetzt werden:

• spannungsabhängiger Überstrom• spannungsstabilisierender Überstrom• Überstromschutz mit Unterspannungshaltung

8.14.2.3 Unterspannungs-Verriegelung

Im Falle eines Generators mit statischem Erregersystem, das seinen Strom von denGeneratoren erhält, hängt die Größe des Dauerkurzschlussstroms von derGeneratorspannung ab. Im Falle eines nahe gelegenen mehrpoligen Fehlers kann dieAnschlussspannung des Generators auf einen ziemlich niedrigen Pegel fallen, z. B.weniger als 25 %, und demzufolge kann der Generator-Fehlerstrom unter denAnsprechwert des Überstromschutzes fallen. Der Kurzschlussstrom kann nach 0,5-1 sunter den Bemessungsstrom des Generators fallen. Auch bei Generatoren mit einemErregersystem, das nicht von den Generatoranschlüssen gespeist wird, falls ein Fehlerauftritt, während der automatische Spannungsregler außer Betrieb ist. In solchenFällen kann, um die Auslösung sicherzustellen, der Überstromschutz mitUnterspannungs-Verriegelung verwendet werden.

Um die Funktion VRPVOC anzuwenden, erfolgt die Konfiguration nach dem Schemain Abbildung 186. Wie in den Abbildungen dargestellt aktiviert das Anregen derÜberstromstufe die Unterspannungstufe. Wenn diese aktiviert ist, startet dieUnterspannungsstufe ein Zeitglied, das die Auslösung der Funktion bewirkt, wenn dieSpannung nicht auf den eingestellten Wert steigt. Um ein korrektes Rücksetzen



sicherzustellen, wird die Funktion zwei Sekunden nach der Ausgabe desAuslösesignals blockiert.

Auslöse-ausgang

ODER

ODER t


VRPVOCI3P*

U3P*

BLOCK

BLKOC

BLKUV

TRIP

TROC

TRUV

START

STOC

STUV

IEC12000183 V1 DE

Abb. 186: Unterspannungs-Verriegelung der Stromanregung


8.14.3.1 Erklärung der Einstellparameter

Auslösung: Auf Ein einstellen, um die Funktion zu aktivieren. Auf Aus einstellen, umdie gesamte Funktion zu deaktivieren.

StartCurr: Auslöse-Leiterstrompegel in % von IBase.

Characterist: Auswahl der Zeitcharakteristiken: Unabhängige Zeitverzögerung undunterschiedliche Arten inverser Zeiteigenschaften stehen zur Verfügung,Einzelheiten siehe Technisches Handbuch.

tDef_OC: Unabhängige Zeitverzögerung. Sie wird eingesetzt, wenn die unabhängigeZeitcharakteristik ausgewählt wird. Sie wird auf 0 s eingestellt, wenn die inverseZeitcharakteristik ausgewählt wurde und keine weitere Verzögerung hinzugefügtwerden soll.

k: Zeitmultiplikator für inverse Zeitverzögerung.

tMin: Minimale Auslösezeit für alle inversen Zeitcharakteristiken Bei hohen Strömenkann die Inverse-Time-Charakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. DurchSetzen dieses Parameters kann die Auslösezeit der Stufe nie kürzer sein als dergesetzte Wert.

Operation_UV: sie setzt die Auslösung der Unterspannungsstufe auf Ein/Aus.



StartVolt: Leiter-Leiter-Auslösespannungspegel in % von UBase für dieUnterspannungsstufe. Eine typische Einstellung kann beispielsweise im Bereich von70 % bis 80 % der Generator-Bemessungsspannung liegen.

tDef_UV: Unabhängige Zeitverzögerung. Da sie sich auf eine Reserve-Schutzfunktion bezieht, wird typischerweise eine lange Zeitverzögerung (z. B. 0,5 soder länger) verwendet.

EnBlkLowV: Dieser Parameter aktiviert die interne Blockierung derUnterspannungsstufe für niedrige Spannungszustände. Der Spannungspegel wird imParameter BlkLowVolt definiert.

BlkLowVolt: Spannungspegel, bei dem die interne Blockierung derUnterspannungsstufe aktiviert wird. Einstellung in % von UBase. Diese Einstellungmuss niedriger sein als die Einstellung StartVolt. Die Einstellung kann sehr niedrigsein, beispielsweise niedriger als 10 %.

VDepMode: Die Auswahl der Charakteristik des Anregepegels der Überstromstufeals Funktion der Leiter-Leiter-Spannung. Hier stehen zwei Optionen zur Verfügung:Slope und Step. Einzelheiten zu den Charakteristiken, siehe Technisches Handbuch.

VDepFact: Slope mode: ist der Anregepegel der Überstromstufe in % von StartCurr,wenn die Spannung unter 25 % von UBase liegt. Sie definiert den ersten Punkt derCharakteristik (VDepFact*StartCurr/100*IBase ; 0,25*UBase). Step mode: ist derAnregepegel der Überstromstufe in % von StartCurr, wenn die Spannung unterUHighLimit/100*UBase liegt.

UHighLimit: wenn die gemessene Leiter-Leiter-Spannung größer ist als UHighLimit/100*UBase, dann liegt der Anregepegel der Überstromstufe bei StartCurr/100*IBase. Insbesondere im Modus Slope definiert er den zweiten Punkt derCharakteristik (StartCurr/100*IBase ; UHighLimit/100*UBase).

8.14.3.2 Spannungsunabhängiger Überstromschutz für den Generator und denTransformator zur Spannungserhöhung

Ein Beispiel für die Anwendung der Funktion VRPVOC für denspannungsabhängigen Überstromschutz für einen Generator ist nachfolgend zufinden. Lassen Sie uns annehmen, dass die Zeitkoordinierungsuntersuchung diefolgenden erforderlichen Einstellungen ergibt:

• Inverse Zeitcharakteristik Überstromschutz IDMT-Kennlinie: IEC sehr invers,mit Multiplikator k=1

• Anregestrom von 185 % des Generator-Bemessungsstroms bei Generator-Bemessungsspannung

• Anregestrom 25 % des ursprünglichen Anregestromwerts für Generatoren unter25 % der Bemessungsspannung

Um die korrekte Auslösung der Funktion zu gewährleisten:



1. Setzen Sie Auslösung auf Ein2. Setzen Sie GlobalBaseSel auf den korrekten Wert zur Auswahl der globalen

Bezugswertegruppe mit UBase und IBase gleich der Bemessungs-Leiter-Leiter-Spannung und dem Bemessungs-Leiterstrom des Generators.

3. Verbinden Sie die dreiphasigen Generatorströme und -spannungen in derAnwendungskonfiguration mit VRPVOC .

4. Wählen Sie Characterist, um die Art der Überstromkurven, die im Netzverwendet werden, anzupassen, wie z B. IEC Very inv.

5. Setzen Sie den Multiplikator k = 1 (Standardwert).6. Setzen Sie tDef_OC = 0.00 s, um keine zusätzliche Verzögerung auf die in der

inversen Zeitcharakteristik definierten Auslösezeit zu addieren.7. Falls erforderlich, setzen Sie die kürzeste Ansprechzeit für die Kurve mit dem

Parameter tMin (Standardwert 0,05 s).8. Setzen Sie StartCurr auf den Wert 185 %.9. Setzen Sie VDepMode auf Slope (Standardwert).10. Setzen Sie VDepFact auf den Wert 25 % (Standardwert).11. Setzen Sie UHighLimit auf den Wert 100 % (Standardwert).

Alle anderen Einstellungen können auf den Standardwerten belassen werden.

8.14.3.3 Allgemeine Einstellungen

Operation: Über den Parameter Operation kann die Funktion auf On/Off gesetztwerden.

Allgemeine Geräte-Bezugsgrößen für den Primärstrom (IBase), die Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in den globalen Basiswerten für dieFunktion GBASVAL gesetzt. Der Einstellparameter GlobalBaseSel wird verwendet,um eine GBASVAL-Funktion als Referenz für die Basiswerte auszuwählen.

IBase: Der Parameter IBase wird entsprechend der Gleichung 237 auf denangegebenen Generatorstrom gesetzt.

3N

N

SIBaseU

=×


UBase: Der Parameter UBase wird auf die angegebene Generatorspannung (Leiter-Leiter) in kV gesetzt.

8.14.3.4 Überstromschutz mit Selbsthaltung für die Unterspannung

Um diese Funktionalität zu erreichen, sollte die Anwendungskonfiguration des Gerätseine Logik gemäß Abbildung 186 enthalten, und die dreiphasigen Generatorströmeund -spannungen sollten natürlich mit VRPVOC verbunden sein. Gehen wir davonaus, dass unter Berücksichtigung der Generatorcharakteristik, des Erregersystemsund der Kurzschluss-Untersuchungen die folgenden Einstellungen erforderlich seien:



• Anregestrom der Überstromstufe: 150 % des Generator-Bemessungsstroms und-spannung;

• Anregespannung der Unterstromstufe: 70 % der Generator-Bemessungsspannung

• Auslösezeit: 3,0 s.

Die Überstromstufe und die Unterspannungsstufe sind folgendermaßen einzustellen:

1. Setzen Sie Operation auf Ein.2. Setzen Sie GlobalBaseSel auf den korrekten Wert zur Auswahl der globalen

Basiswertegruppe mit UBase und IBase gleich der Bemessungs-Leiter-Leiter-Spannung und dem Bemessungs-Leiterstrom des Generators.

3. Setzen Sie StartCurr auf den Wert 150 %.4. Setzen Sie Characteristic auf IEC Def. Time.5. Setzen Sie tDef_OC auf 6000,00 s, wenn eine Auslösung der Überstromstufe

nicht erforderlich ist.6. Setzen Sie VDepFact auf den Wert 100 %, um sicherzustellen, dass der

Anregewert der Überstromstufe, unabhängig von der Größe derGeneratorspannung konstant ist.

7. Setzen Sie Operation_UV auf Ein, um die Unterspannungsstufe zu aktivieren.8. Setzen Sie StartVolt auf den Wert 70 %.9. Setzen Sie tDef_UV auf 3,0 s.10. Setzen Sie EnBlkLowV auf Aus (Standardwert), um den Verriegelungspegel für

niedrige Spannungen der Unterspannungsstufe zu deaktivieren.

Die anderen Parameter können auf ihrem Standardwert belassen werden.

8.15 Thermischer Überlastschutz für den Stator vonGeneratoren, GSPTTR

8.15.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Kennung IEC 60617 Ken‐

nungANSI/IEEE C37.2Gerätenummer

Thermischer Überlastschutz für denStator von Generatoren

GSPTTR 49S

8.15.2 Anwendung

Thermischer Überlastschutz für den Stator, GSPTTR.

Der thermische Überlastschutz für den Stator GSPTTR dient der Vermeidungthermischer Schäden. Ein Generator kann aufgrund von Überlasten thermischeSchäden erleiden. Ein Schaden entsteht, wenn ein oder mehrere interne



Generatorbestandteile die jeweils vorgesehenen Grenzwerte für dieBetriebstemperaturen überschreitet. Der Schaden an der Generatorisolierung reichtvon geringen Einbußen in der Lebensdauer bis hin zum vollständigen Versagen, jenach Stärke und Dauer der erhöhten Temperatur. Übermäßige Temperatur kannaußerdem auch mechanische Schäden aufgrund der thermischen Ausdehnunghervorrufen. Temperaturanstiege in einem Generator sind daher in erster Linie eineFunktion von I2R Kupferverluste. Da die Temperatur mit dem Strom ansteigt, ist eslogisch, Überstromelemente mit inverser Zeit-Strom-Kennlinie anzuwenden. DieGenerator-Überstromanwendungen sind aufgrund der Komplexität der thermischenEigenschaften von Generatoren und der zeitlich variierenden Natur des Stroms beimAnlaufen sowie während des Generatorbetriebs sehr kompliziert.

Die thermische Überlastschutzfunktion für den Stator von Generatoren GSPTTRschützt Statorwicklungen vor übermäßigen Temperaturanstiegen aufgrund vonÜberströmen.

8.16 Thermischer Überlastschutz für Generator/Rotor,GRPTTR



Thermischer Überlastschutz für Gene‐rator/Rotor

GRPTTR 49R

8.16.2 Anwendung

Thermischer Überlastschutz für den Rotor, GRPTTR.

Der thermische Überlastschutz GRPTTR dient der Vermeidung thermischer Schäden.Ein Generator kann aufgrund von Überlasten thermische Schäden erleiden. EinSchaden entsteht, wenn ein oder mehrere interne Generatorbestandteile die jeweilsvorgesehenen Grenzwerte für die Betriebstemperaturen überschreitet. Der Schadenan der Generatorisolierung reicht von geringen Einbußen in der Lebensdauer bis hinzum vollständigen Versagen, je nach Stärke und Dauer der erhöhten Temperatur.Übermäßige Temperatur kann außerdem auch mechanische Schäden aufgrund derthermischen Ausdehnung hervorrufen. Rotorkomponenten, wie Stäbe undAbschlussringe sind für solche Schäden anfällig. Temperaturanstiege in einemGenerator sind daher in erster Linie eine Funktion von I2R Kupferverluste. Da dieTemperatur mit dem Strom ansteigt, ist es logisch, Überstromelemente mit inverserZeit-Strom-Kennlinie anzuwenden. Die Generator-Überstromanwendungen sindaufgrund der Komplexität der thermischen Eigenschaften von Generatoren und der



zeitlich variierenden Natur des Stroms beim Anlaufen sowie während desGeneratorbetriebs sehr kompliziert.

Die thermische Überlastfunktion für Generator/Rotor GRPTTR schütztRotorwicklungen vor übermäßigen Temperaturanstiegen aufgrund von Überströmen.


Für die beiden Anwendungen werden zwei Anwendungsbeispiele in Abbildung 187gezeigt.



100MVA380/18kV

YNd5

G100MVA

18kV3210A

500kVA18/0,4kV

Dy5

100/1

1000/5

Feldwert:810A, 260V DC

320MVA242/11kV

YNd5

G315MVA

11kV16533A

1400kVA11/0,55kV

Yd11

100/5

1500/5

Feldwert:1520A, 295V DC

a) b)=IEC12000182=1=de=O

riginal.vsd

IEC12000182 V1 DE

100MVA

380/18kV

YNd5

G100MVA

18kV

3210A

500kVA

18/0,4kV

Dy5

100/1

1000/5

Feldeinstufung:

810A, 260V DC

320MVA

242/11kV

YNd5

G315MVA

11kV

16533A

1400kVA

11/0,55kV

Yd11

100/5

1500/5

Feldeinstufung:

1520A, 295V DCa) b)

=ANSI12000182=1=de=Ori

ginal.vsd

ANSI12000182 V1 DE

Abb. 187: Zwei Anwendungsbeispiele

Erstes Beispiel (in a dargestellt) bezieht sich auf eine 100-MVA-Maschine u daszweite Beispiel (in b dargestellt) bezieht sich auf eine 315-MVA-Maschine.



Es ist wichtig, welcher Stromwandler (d.h. an der HS- oder NS-Seite desErregetransformators) verwendet wird. Stellen Sie sicher, dass das korrekteStromwandlerverhältnis (beispielsweise 100/1 oder 1000/5) an diesen dreiAnalogeingängen eingestellt ist.

Alle Einstellungen für die beiden Anwendungen sind in einer Tabelle aufgeführt.

Tabelle 37: Anwendung mit einer 100-MVA-Maschine, wenn die NS-Seite des Stromwandlers(1000/5) verwendet wird

Parameterbenennung Gewählter Wert KommentarMeasurCurrent DC Zur direkten Messung des Rotorwick‐

lungs-Gleichstroms

IBase 810 Bemessungsstrom der Feldwicklung(d.h. für den erzeugten Bemessungs‐

ausgang des Stators erforderlicher Feld‐strom)

CT_Location LV_winding NS-Seite des Stromwandlers (1000/5)für die Messung

UrLV 400,0 Bemessungsspannung (Wechselspan‐nung) an der NS-Seite (in Volt)

UrHV 18,00 Bemessungsspannung (Wechselspan‐nung) an der HS-Seite in kV

PhAngleShift 150 5*30= 150 Grad, liefert 150 Grad Pha‐senverschiebung des Winkels im Uhr‐zeigersinn für den Erregetransformator

Beachten Sie, dass die letzten drei Parameter in der Tabelle keinen direkten Einflussauf den Betrieb der Funktion haben (d. h. NS-Seite, an der der Stromwandlereingesetzt wird), aber dennoch auf die korrekten Werte einzustellen sind.

Tabelle 38: Anwendung mit einer 315-MVA-Maschine, wenn die HS-Seite des Stromwandlers(100/5) verwendet wird

Parameterbenennung Gewählter Wert KommentarMeasurCurrent DC Zur direkten Messung des Rotorwick‐

lungs-Gleichstroms

IBase 1520 Bemessungsstrom der Feldwicklung(d.h. für den erzeugten Bemessungs‐

ausgang des Stators erforderlicher Feld‐strom)

CT_Location HV_winding HS-Seite des Stromwandlers (100/5) fürdie Messung

UrLV 550,0 Bemessungsspannung (Wechselspan‐nung) an der NS-Seite (in Volt)

UrHV 11,00 Bemessungsspannung (Wechselspan‐nung) an der HS-Seite in kV

PhAngleShift -30 11*30-360= -30 Grad, liefert 30 GradPhasenverschiebung des Winkels ge‐gen den Uhrzeigersinn für den Errege‐

transformator



Beachten Sie, dass die letzten drei Parameter in der Tabelle korrekt eingestellt werdenmüssen, um die Auslösung des Rotor-Überlastschutzes zu gewährleisten.

Alle anderen Parameter können auf den jeweiligen Standardwert gesetzt werden,wenn der Generator gemäß IEEE-C50.13 gefertigt wurde. Die Parameter sindentsprechend der Spezifikationen anzupassen, sofern andere Standards anwendbarsind.

Die Parameter des thermischen Überlastschutzes für den Generator GRPTTR werdenüber die lokale HMI oder am PCM600 eingestellt.



Abschnitt 9 Spannungsschutz

9.1 Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV




Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV

3U<

SYMBOL-R-2U-GREATER-THANV2 DE

27

9.1.2 Anwendung

Der zweistufige Unterspannungsschutz (UV2PTUV) ist in allen Situationenanwendbar, wo eine niedrige Leiter-Erde- bzw. Leiter-Leiter-Spannung zuverlässigerkannt werden muss. Sie wird auch als Überwachungs- undFehlererkennungsfunktion für andere Schutzfunktionen verwendet, um die Sicherheiteines kompletten Schutzsystems zu verbessern.

UV2PTUV wird auf Netzbetriebsmittel angewendet, wie Generatoren,Transformatoren, Motoren und Netzleitungen, um damit Unterspannungszustände zuerkennen. Unterspannungszustände werden durch anormale Betriebsumstände oderFehler im Netz hervorgerufen. UV2PTUV wird in Verbindung mit einemÜberstromschutz verwendet, entweder als Begrenzung oder in einer Logik "mitGatter (Gates)" für das Auslösesignal, das von den beiden Funktionen ausgegebenwird. Andere Anwendungen sind die Erkennung von spannungslosen Zuständen, wiez. B. vor der Bespannung einer Hochspannungsleitung oder für die automatischeAuslösung eines Leistungsschalters bei einem Ausfall. UV2PTUV wird auchverwendet, um Spannungskorrekturmaßnahmen zu starten, wie das Einfügen vonParallelkondensatorbänken, um eine Kompensation der Blindlast zu erreichen undsomit die Spannung zu erhöhen. Die Funktion besitzt eine hohe Messgenauigkeit undEinstellungshysterese, um in entsprechenden Anwendungen die Blindlast steuern zukönnen.

UV2PTUV wird verwendet, um Betriebsmittel, wie Elektromotoren, vom Netz zutrennen, die durch Unterspannungszustände beschädigt werden können. UV2PTUVist für Unterspannungszustände bei Netzfrequenz zuständig, die durch die folgendenUrsachen hervorgerufen werden können:

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 9Spannungsschutz


1. Fehlfunktion eines Spannungsreglers oder falsche Einstellungen bei manuellerSteuerung (symmetrischer Spannungsabfall).

2. Überlast (symmetrischer Spannungsabfall).3. Kurzschlüsse, häufig als Leiter-Erde-Fehler (unsymmetrischer

Spannungsabfall).

UV2PTUV verhindert, dass empfindliche Betriebsmittel in Betrieb sind, wennSpannungszustände vorherrschen, die bei diesen Betriebsmitteln zu Überhitzungführen und somit deren Lebensdauer verringern können. In Stromkreisen für lokaleoder dezentrale Automatisierungsprozesse im Netz ist diese Funktion für vieleAnwendungsfälle sinnvoll.


Alle im System vorhandenen Spannungsbedingungen, auf die UV2PTUV-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches gilt ebenfalls fürzugehörige Betriebsmittel, für deren Spannungs- und Zeitcharakteristik.

Für den Einsatz von allgemeinen Unterspannungsschutzfunktionen gibt es ein großesAnwendungsgebiet. Alle spannungsbezogenen Einstellungen werden als Prozentwertder eingestellten Basisspannung UBase und des Basisstroms IBase angegeben, dienormalerweise auf den primären Bemessungsspannungspegel (Leiter-Leiter) desNetzes oder der betreffenden Hochspannungseinrichtungen eingestellt sind.

Die Einstellung für UV2PTUV ist normalerweise nicht kritisch, da für denHauptschutz ausreichend Zeit verbleiben muss, um Kurzschlüsse und Erdfehler zubeheben.

In den folgenden Abschnitten sind einige Anwendungen mit entsprechendenHinweisen zur Einstellung des Spannungspegels aufgeführt.

9.1.3.1 Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und Generatoren

Die Einstellung muss unter der niedrigsten anliegenden "normalen" Spannung undüber der niedrigsten annehmbaren Spannung für die Betriebsmittel liegen.

9.1.3.2 Erkennung getrennter Betriebsmittel

Die Einstellung muss unter der niedrigsten "normalen" Spannung und über derhöchsten anliegenden Spannung durch induktive oder kapazitive Kopplung liegen,wenn die Betriebsmittel getrennt sind.

9.1.3.3 Stromversorgungsqualität

Die Einstellung muss auf Grund von Vorschriften, Good Practics oder anderenVereinbarungen unter der niedrigsten "normalen" Spannung und über der niedrigstenannehmbaren Spannung liegen.

Abschnitt 9 1MRK 502 051-UDE -Spannungsschutz


9.1.3.4 Minderung der Spannungsinstabilität

Die Einstellung ist sehr stark abhängig von den Charakteristiken desVersorgungssystems, und über Studien ist das passende Niveau zu ermitteln.

9.1.3.5 Reserveschutz für Fehler im Versorgungssystem

Die Spannung muss niedriger sein als die niedrigste anliegende "normale" Spannungund höher als die höchste anliegende Spannung im Fall eines auftretenden Fehlers.

9.1.3.6 Einstellungen für den zweistufigen Unterspannungsschutz

Die folgenden Einstellungen können für den zweistufigen UnterspannungsschutzUV2PTUV vorgenommen werden:

ConnType: Stellt ein, ob die Messung der Leiter-Erde-Grundschwingungswerte, derLeiter-Leiter-Grundschwingungswerte, der echten Leiter-Erde-Effektivstromwerteoder der echten Leiter-Leiter-Effektivstromwerte erfolgt.

Operation: Aus oder Ein

UBase (in GlobalBaseSel gegeben): Leiter-Leiter-Grundschwingungsspannung inprimären kV. Diese Spannung wird als Referenz für die Spannungseinstellungengenutzt. UV2PTUV misst selektiv Leiter-Erde-Spannungen oder die über dieEinstellung ConnType gewählte Leiter-Leiter-Spannung. Die Funktion löst aus, wenndie Spannung niedriger liegt als der eingestellte Prozentwert von UBase. WennConnType auf PhN DFT oder PhN RMS eingestellt ist, dann teilt das IED deneingestellten Wert automatisch für UBase durch √3. UBase wird eingesetzt, wennConnType auf PhPh DFT oder PhPh RMS eingestellt ist. Daher ist immer UBase alsprimäre Leiter-Leiter-Bemessungsspannung des geschützten Objekts einzustellen.Das bedeutet: Auslösung bei einer Leiter-Erde-Spannung unter:

(%) ( )3

U UBase kV< ×


und Auslösen von Leiter-Leiter-Spannung unter:

U (%) UBase(kV)< ×EQUATION1990 V1 DE (Gleichung 239)

Die unten aufgeführten Einstellparameter stimmen in den beiden Stufen (n=Stufe 1oder 2) überein. Deswegen werden die Parameter nur ein Mal beschrieben.

Charakteristicn: Dieser Parameter gibt die Art der anzuwendenden Zeitverzögerungan. Die Einstellung kann UMZ, AMZ-Kennlinie A, AMZ-Kennlinie B, Prog. AMZ-Kennlinie sein. Die Wahl hängt von der jeweiligen Schutzanwendung ab.



OpModen: Dieser Parameter beschreibt, wie viele der drei gemessenen Spannungen,unter dem eingestellten Niveau sein sollten, die eine Auslösung für Stufe nverursachen. Die Einstellung kann lauten: 1 von 3, 2 von 3 oder 3 von 3. In den meistenAnwendungen genügt es, wenn eine Leiter-Erde-Spannung niedrig ist, um eineAuslösung zu veranlassen. Wenn UV2PTUV gegenüber einzelnen Leiter-Erde-Fehler unempfindlich sein soll, kann 2 von 3 gewählt werden. In Übertragungsnetzendient die Unterspannungsfunktion hauptsächlich der Netzüberwachung und es wird 3von 3 ausgewählt.

Un<: Einstellung des Unterspannungs-Auslösewerts für Stufe n, in % des ParameterUBase. Die Einstellung hängt stark von der Schutzanwendung ab. Es ist absoluterforderlich, die Mindestspannung für Situationen ohne Fehler zu berücksichtigen.Normalerweise liegt diese Spannung bei über 90 % der Bemessungsspannung.

tn: Zeitverzögerung von Stufe n, in s. Die Einstellung hängt von derSchutzanwendung ab. In vielen Anwendungen soll die Schutzfunktion beiKurzschlüssen oder Erdfehlern im System nicht direkt auslösen. Die Zeitverzögerungmuss entsprechend dem Kurzschlussschutz gewählt sein.

tResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn unabhängigeZeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

tnMin: Minimale Auslösezeit bei inverser (abhängiger) Zeitcharakteristik für Stufe nin Sekunden. Beim Einsatz der inversen Zeitcharakteristik derUnterspannungsfunktion können sehr geringe Spannungen zu einer kurzenAuslösezeit führen. Dies kann zu einer unselektiven Auslösung führen. Dieseunselektive Auslösung lässt sich vermeiden, indem t1Min länger eingestellt wird alsdie Auslösezeit für andere Schutzfunktionen.

ResetTypeCrvn: Dieser Parameter für die inverse Zeitcharakteristik kann aufUnverzögert, Feststehende Zeit, Linear abnehmend eingestellt werden. Dervoreingestellte Wert ist Unverzögert.

tIResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn inverse (abhängige)Zeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

kn: Zeitmultiplikator für inverse Zeitcharakteristik. Dieser Parameter wird für dieKoordinierung unterschiedlicher stromabhängig verzögerterUnterspannungsschutzfunktionen verwendet.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parameter zum Einstellen programmierbarerinverser (stromabhängiger) Unterspannungszeitcharakteristik. Eine Beschreibunghierzu finden Sie im technischen Referenzhandbuch.

CrvSatn: Wenn der Nenner im Ausdruck der programmierbaren Kurve gleich Null ist,ist die Zeitverzögerung unendlich. Eine unerwünschte Unstetigkeit derAuslösekennlinie wird entstehen. Aus diesem Grund wird ein AnpassungsparameterCrvSatn eingestellt, der dies ausgleicht. Im Spannungsintervall Un< bis hinunter zuUn< · (1,0 - CrvSatn/100) entspricht die eingesetzte Spannung: Un< · (1,0 - CrvSatn/100). Wird die benutzerdefinierte Kennlinie verwendet, muss dieser Parameter wiefolgt berechnet werden:



0100

CrvSatnB C× - >


IntBlkSeln: Dieser Parameter kann auf Aus, Auslösungsblockierung, Alles blockierengesetzt werden. Im Fall einer niedrigen Spannung kann die Unterspannungsfunktionblockiert werden. Diese Funktion kann verwendet werden, um die Funktion zuunterbinden, wenn das geschützte Objekt ausgeschaltet wird. Wird der Parameter aufAuslösungsblockierung oder Alles blockieren gesetzt, wird eine solche unerwünschteAuslösung vermieden.

IntBlkStValn: Spannungsniveau, bei dem die Blockierung aktiviert wird, in % vonUBase. Diese Einstellung muss niedriger sein als die Einstellung Un<. Da eineAbschaltung erkannt wird, kann die Einstellung sehr niedrig sein, z.B. 10 %.

tBlkUVn: Zeitverzögerung der Unterspannungsstufe n, wenn die Spannung unterIntBlkStValn in Sekunden liegt. Es ist wichtig, dass diese Verzögerung kürzer ist alsdie Auslösezeitverzögerung der Unterspannung-Schutzstufe.

9.2 Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV




Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV

3U>

SYMBOL-C-2U-SMALLER-THANV2 DE

59

9.2.2 Anwendung

Der zweistufige Überspannungsschutz OV2PTOV ist in allen Situationen anwendbar,wo eine Überspannung zuverlässig erkannt werden muss. OV2PTOV wird für dieÜberwachung und Erkennung anormaler Zustände verwendet, durch die inVerbindung mit anderen Schutzfunktionen die Sicherheit eines komplettenSchutzsystems verbessert wird.

Hohe Überspannungszustände werden durch anormale Situationen im Netzhervorgerufen. OV2PTOV wird auf Netzbetriebsmittel angewendet, wieGeneratoren, Transformatoren, Motoren und Netzleitungen, um soÜberspannungszustände zu erkennen. OV2PTOV wird in Verbindung mitUnterstromsignalen verwendet, um eine Übertragungsleitung zu identifizieren, dieam entfernten Ende offen ist. Ergänzend dazu wird OV2PTOV auch verwendet, um



Spannungskorrekturmaßnahmen zu starten, wie das Einfügen von Drosselspulen, umeine Kompensation der Unterlast zu erreichen und somit die Spannung zu verringern.Die Funktion besitzt eine hohe Messgenauigkeit und Hystereseeinstellung, um inentsprechenden Anwendungen die Blindlast steuern zu können.

OV2PTOV wird verwendet, um Betriebsmittel, wie Elektromotoren, vom Netz zutrennen, die durch Überspannungszustände beschädigt werden können. DieseFunktion ist für Überspannungszustände bei Netzfrequenz zuständig, die verursachtwerden können durch:

1. Verschiedene Arten von Fehlern, wobei eine Überspannung in einembestimmten Netz auftritt, wie z. B. eine metallische Verbindung zu einemhöheren Spannungspegel (defekter Leiter fällt auf eine kreuzendeÜberlandleitung, Transformator-Überschlagfehler von derÜberspannungswicklung zur Unterspannungswicklung usw.).

2. Fehlfunktion eines Spannungsreglers oder falsche Einstellungen bei manuellerSteuerung (symmetrischer Spannungsabfall).

3. Unterlast im Vergleich zur erzeugten Blindleistung (symmetrischerSpannungsabfall).

4. Erdfehler in hochohmigen geerdeten Netzen bewirken neben der Überspannungam Sternpunkt auch Überspannungen in den beiden fehlerfreien Leitern(unsymmetrischer Spannungsanstieg).

OV2PTOV verhindert, dass empfindliche Betriebsmittel aktiv sind, wennSpannungszustände vorherrschen, die bei diesen Betriebsmitteln zu Überhitzung oderÜberbeanspruchung der Isolierung führen und somit deren Lebensdauer verringernkönnen. In Stromkreisen für lokale oder dezentrale Automatisierungsprozesse imNetz ist diese Funktion für viele Anwendungsfälle sinnvoll.


Die Parameter für den zweistufigen Überspannungsschutz (OV2PTOV) werden überdie LHMI oder am PCM600 eingestellt.

Alle im System vorhandenen Spannungsbedingungen, auf die OV2PTOV-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches gilt ebenfalls fürzugehörige Betriebsmittel, für deren Spannungs- und Zeitcharakteristik.

Für den Einsatz von allgemeinen Überspannungsschutzfunktionen gibt es ein großesAnwendungsgebiet. Alle spannungsbezogenen Einstellungen werden als Prozentwertder einstellbaren Basisprimärspannung angegeben, welche normalerweise auf denBemessungsspannungspegel (Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder derjeweiligen Hochspannungseinrichtungen eingestellt ist.

Die Zeitverzögerung für OV2PTOV kann gelegentlich kritisch sein und in einemVerhältnis zur Größe der Überspannung stehen - ein Netz oder eineHochspannungskomponente kann hier und da kleineren Überspannungenstandhalten. Jedoch muss im Falle einer hohen Überspannung das entsprechendeGerät schnell vom Netz getrennt werden.



Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurEinstellung des Spannungspegels aufgeführt:

Die Hysterese ist für Überspannungsfunktionen äußerst wichtig, um zu verhindern,dass eine transiente Spannung über einem eingestellten Pegel aufgrund einer hohenHysterese nicht “eingefroren” wird. Typische Werte sollten ≤ 0,5 % sein.

9.2.3.1 Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren, Generatoren,Drosselspulen und Transformatoren

Überspannung führt zur Übererregung des Kerns und Verschleiß derWicklungsisolierung. Der Einstellwert muss deutlich über der höchsten auftretenden"normalen" Spannung und deutlich unter der höchsten zulässigen Spannung desBetriebsmittels liegen.

9.2.3.2 Betriebsmittelschutz, Kondensatoren

Überspannung verschleißt das Dielektrikum und die Isolierung. Der Einstellwertmuss deutlich über der höchsten auftretenden "normalen" Spannung und deutlichunter der höchsten zulässigen Spannung des Kondensators liegen.

9.2.3.3 Spannungsqualität

Der Einstellwert muss deutlich über der höchsten auftretenden "normalen" Spannungund unter der höchsten, aufgrund von Verordnungen, anerkannten Regeln und andererÜbereinkünfte zulässigen Spannung liegen.

9.2.3.4 Hochohmig geerdeten Netze

In hochohmig geerdeten Netzen führen Erdfehler zu einem Spannnungsanstieg ingesunden Leitern. Der zweistufige Überspannungsschutz (OV2PTOV) wirdeingesetzt, um solche Fehler zu erkennen. Die Einstellung muss über der höchstenauftretenden "normalen" Spannung und unter der niedrigsten auftretenden Spannungwährend des Fehlers liegen. Ein Erdfehler in einem Metalleiter führt im gesundenLeiter zu einem Spannungsanstieg um den Faktor √3.

9.2.3.5 Die folgenden Einstellungen können am zweistufigenÜberspannungsschutz vorgenommen werden.

ConnType: Legt fest, ob die Messung als Grundschwingungswert oder alsEffektivwert der Leiter-Erde- oder der Leiter-Leiter-Spannungen erfolgen soll.

Auslösung: Aus/Ein

UBase (in GlobalBaseSel gegeben): Grundschwingungswert Leiter-Leiter-Spannungin primären kV. Diese Spannung wird als Referenz für die Spannungseinstellungengenutzt. OV2PTOV misst selektiv Leiter-Erde-Spannungen oder die über dieEinstellung ConnType gewählte Leiter-Leiter-Spannung. Die Funktion löst aus, wenn



die Spannung niedriger liegt als der eingestellte Prozentwert von UBase. WennConnType auf PhN DFT oder PhN RMS eingestellt ist, dann unterteilt das Gerät deneingestellten Wert automatisch für UBase mit √3. Wenn ConnType auf PhPh DFToder PhPh RMS eingestellt ist, dann wird der eingestellte Wert für UBase verwendet.Daher ist immer UBase als primäre Leiter-Leiter-Spannung des geschützten Objektseinzustellen. Wird als Einstellung die Leiter-Erde-Messung ausgewählt, dann wirddie Leiter-Erde-Überspannung automatisch durch Wurzel 3 dividiert. Das bedeutet:Auslösung bei einer Leiter-ErdeSpannung über:

(%) ( ) / 3U UBase kV> ×

und Auslösung für Leiter-Leiter-Spannungen über:

U (%) UBase(kV)> ×EQUATION1993 V1 DE (Gleichung 242)

Die unten aufgeführten Einstellparameter stimmen in den beiden Stufen (n= 1 oder 2)überein. Deswegen werden die Parameter nur ein Mal beschrieben.

Characteristicn: Dieser Parameter gibt die Art der anzuwendenden Zeitverzögerungan. Die Einstellung kann Unabhängige Zeit, Inverse Kennlinie A, Inverse Kennlinie B,Inverse Kennlinie C oder I/Prog. AMZ-Kennlinie sein. Die Wahl hängt stark von derjeweiligen Schutzanwendung ab.

OpModen: Dieser Parameter beschreibt, wie viele der drei gemessenen Spannungenüber dem eingestellten Pegel liegen müssen, um die Auslösung zu bewirken. DieEinstellung kann 1 von 3, 2 von 3, 3 von 3 lauten. Bei den meisten Anwendungen,reicht es aus, dass eine Leiterspannung hoch ist, um die Auslösung zu bewirken. Wenndie Funktion bei Leiter-Erde-Fehlern 1 von 3 unempfindlich sein soll, können Sie 1von 3 wählen, da bei Erdfehlern normalerweise die Spannung in den fehlerfreienLeitern ansteigt. In Übertragungsnetzen dient die Unterspannungsfunktionhauptsächlich der Netzüberwachung und es wird 3 von 3 ausgewählt.

Un>: Einstellung des Überspannungs-Auslösewerts für Stufe n, in % von UBase. DieEinstellung hängt stark von von der Schutzanwendung ab. Hier ist es ganz wichtig,dass die maximale Spannung in fehlerfreien Situationen berücksichtigt wird.Normalerweise ist diese Spannung unter 110 % der Bemessungsspannung.

tnZeitverzögerung von Stufe n in s. Die Einstellung ist sehr stark abhängig von derSchutzanwendung. Bei zahlreichen Anwendungen wird die Schutzfunktionverwendet, um das geschützte Objekt vor Schäden zu bewahren. Die Geschwindigkeitkönnte z. B. wichtig sein, wenn es um den Schutz eines Transformators vor einermöglichen Übererregung geht. Die Zeitverzögerung muss mit anderenautomatisierten Aktionen im System koordiniert werden.

tResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn unabhängigeZeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.



tnMin: Minimale Auslösezeit bei inverser (abhängiger) Zeitcharakteristik für Stufe nin Sekunden. Bei sehr hohen Spannungen kann der Überspannungsschutz mit inverserZeitcharakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. Dies kann zu einerunselektiven Auslösung führen. Diese unselektive Auslösung lässt sich vermeiden,indem t1Min länger eingestellt wird als die Auslösezeit für andere Schutzfunktionen.

ResetTypeCrvn: Dieser Parameter für die inverse Zeitcharakteristik kannfolgendermaßen eingestellt werden: Unverzögert,Feststehende Zeit,Linearabnehmend. Der voreingestellte Wert ist Unverzögert.

tIResetn: Rücksetzzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn inverse (abhängige)Zeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

kn: Zeitmultiplikator für inverse Zeitcharakteristik. Dieser Parameter wird für dieKoordinierung unterschiedlicher stomabhängig verzögerterUnterspannungsschutzfunktionen verwendet.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parameter zum Einstellen programmierbarerinverser (stromabhängiger) Unterspannungszeitcharakteristik. Eine Beschreibunghierzu finden Sie im technisches Referenz-Handbuch.

CrvSatn: Wenn der Nenner im Ausdruck der programmierbaren Kurve gleich Null ist,ist die Zeitverzögerung unendlich. Ein unerwünschter Ausfall wird entstehen. Ausdiesem Grund wird ein Anpassungsparameter CrvSatn eingestellt, der dies ausgleicht.Im Spannungsintervall Un>> bis Un>> · (1,0 + CrvSatn/100) ist die eingesetzteSpannung: Un> · (1,0 + CrvSatn/100). Wird die benutzerdefinierte Kennlinieverwendet, muss dieser Parameter wie folgt berechnet werden:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Absolute Hysterese in % von UBase eingestellt. Die Einstellung diesesParameters hat großen Einfluss auf die Anwendung. Wird die Funktion als Steuerungfür das automatische Schalten reaktiver Kompensationsgeräte verwendet, muss dieHysterese kleiner eingestellt werden als die Spannungsänderung nach dem Schaltendes Kompensationsgeräts.



9.3 Zweistufiger Verlagerungs-ÜberspannungsschutzROV2PTOV




Zweistufiger Verlagerungs- bzw. Null‐spannungsschutz

ROV2PTOV

3U0TRV V1 DE

59N

9.3.2 Anwendung

Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV wird hauptsächlich ingelöscht (kompensiert) betriebenen Netzen eingesetzt, überwiegend alsReserveschutz für den primären Erdfehler-Schutz der Abgänge und desTransformators. Zur Erhöhung der Sicherheit für verschiedene Erdfehler-bezogeneFunktionen kann das Verlagerungsspannungssignal als Freigabesignal verwendetwerden. Die Verlagerungsspannung kann entweder am Sternpunkt desTransformators oder an einer offenen Dreieckswicklung von einemSpannungswandler gemessen werden. Die Verlagerungsspannung kann auchbasierend auf der Messung der Zweiphasen-Spannungen intern berechnet werden.

In gelöscht (kompensiert) betriebenen Bahnleitungsnetzen steigt dieVerlagerungsspannung an, wenn ein Erdfehler auftritt. Abhängig von der Art desFehlers und des Fehlerwiderstands kann die Verlagerungsspannung unterschiedlicheWerte annehmen. Die höchste Verlagerungsspannung, die dem Zweifachen derLeiter-Erde-Spannung entspricht, wird bei einem Erdschluss erreicht. DieVerlagerungsspannung steigt ungefähr im gleichen Maße im gesamten System an undliefert keinen Anhaltspunkt zur Ermittlung des fehlerhaften Betriebsmittels. Daherwird ROV2PTOV häufig als Reserveschutz oder Freigabesignal für denErdschlussschutz des Abgangs verwendet.


Alle im System vorhandenen Spannungsbedingungen, auf die ROV2PTOV-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches gilt ebenfalls fürzugehörige Betriebsmittel, für deren Spannungs- und Zeitcharakteristik.

Für den allgemeinen Einsatz von einer einzigen Spannungsschutzfunktion bzw.Verlagerungsspannungsschutzfunktionen gibt es ein großes Anwendungsgebiet. Allespannungsbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbarenBasisspannung angegeben, welche auf den primären Bemessungsspannungspegel(Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder der jeweiligenHochspannungseinrichtungen eingestellt werden können.



Die Zeitverzögerung für ROV2PTOV ist selten kritisch, da sich dieVerlagerungsspannung auf den Erdfehler in einem geerdeten Hochimpedanzsystembezieht, und es muss normalerweise ausreichend Zeit verfügbar sein, damit derprimäre Schutz den Fehler beheben kann. In einigen speziellen Fällen, in welchen derVerlagerungsüberspannungsschutz zum Schutz von bestimmten Geräten eingesetztwird, ist die Zeitverzögerung kürzer.

Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurEinstellung des Verlagerungsspannungspegels aufgeführt.

9.3.3.1 Betriebsmittelschutz, z.B. für Motoren, Generatoren, Reaktoren undTransformatoren

Eine hohe Verlagerungsspannung weist auf einen Erdfehler im System hin,möglicherweise in dem Betriebsmittel, mit dem der zweistufigeVerlagerungsspannungsschutz (ROV2PTOV) verbunden ist. AusSelektivitätsgründen zum primären Schutz des fehlerhaften Betriebsmittels, mussROV2PTOV zeitverzögert auslösen. Die Einstellung muss über der höchstenauftretenden "normalen" Verlagerungsspannung und unter der höchsten akzeptablenVerlagerungsspannung für die Geräte liegen.

9.3.3.2 Betriebsmittelschutz, Kondensatoren

Hochspannung schädigt das Dielektrikum und die Isolierung. Der zweistufigeVerlagerungsspannungsschutz (ROV2PTOV) muss an einem Sternpunkt oderoffenen Dreiecksschaltung angeschlossen werden. Die Einstellung muss über derhöchsten auftretenden "normalen" Verlagerungsspannung und unter der höchstenakzeptablen Verlagerungsspannung für den Kondensator liegen.

9.3.3.3 Stator-Erdfehlerschutz basierend auf Nullspannungsmessung

Ein zufälliger Kontakt zwischen der Statorwicklung und dem Statorkern ist derhäufigste elektrische Fehler in Generatoren. Der Fehler wird normalerweise durcheinen mechanischen oder thermischen Schaden am Isoliermaterial oder der Anti-Korona-Lackierung einer Statorspule ausgelöst. Windungsschlüsse, normalerweiseschwierig zu erkennen, entwickeln sich schnell zu einem Erdfehler und werden durchden Erdfehlerschutz des Stators ausgelöst. In den meisten Ländern ist es üblich, denNullleiter des Generator durch einen Widerstand zu erden, welcher den maximalenErdfehlerstrom auf 5-10 A begrenzt. Abgestimmte Drosselspulen, welche denErdfehlerstrom auf unter 1 A primär begrenzen, werden ebenfalls verwendet. Inbeiden Fällen werden die transienten Spannungen im Statorsystem währendintermittierender Erdfehler innerhalb akzeptabler Grenzen gehalten, und Erdfehler,die innerhalb einer Sekunde nach Beginn des Fehlers ausgelöst werden, verursachennur einen vernachlässigbaren Schaden an der Beschichtung des Statorkerns.

Eine Nullspannungsschutzfunktion, die für einen solchen Schutz verwendet wird,kann mit verschiedenen Spannungswandlern verbunden werden.



1. Spannungswandler verbunden zwischen dem Generator-Sternpunkt und Erde.2. Drei Spannungswandler für Leiter-Erde-Messung auf der Hochspannungsseite

des Generators (in diesem Fall wird die Nullspannung intern vom Geräterrechnet).

3. Offene Dreieckswicklung der Spannungswandler auf der Hochspannungsseitedes Generators.

Diese drei Verbindungsoptionen werden gezeigt in Abbildung 188. Abhängig vonden Anregungseinstellungen und dem Fehlerwiderstand können solche Funktionennormalerweise 80-95 Prozent der Statorwicklung schützen. Daher wird die Funktionnormalerweise gesetzt, um bei Fehlern auszulösen, die 5 Prozent oder mehr vomSternpunkt des Stators entfernt sind, mit einer Zeitverzögerung von 0,5 Sekunden.Daher schützt eine solche Funktion ungefähr 95 % der Statorwicklung. Die Funktiondeckt auch die Sammelschiene des Generators ab, die Unterspannungs-Wicklung desBlocktransformators und die Oberspannungs-Wicklung des Hilfstransformators derEinheit. Die Funktion kann so niedrig eingestellt werden, da der Erdungswiderstanddes Generators normalerweise die Nullspannung, die von der Hochspannungsseitedes Blocktransformators im Falle eines Erdfehlers auf der Hochspannungsseiteübertragen wird, auf ein Maximum von 2-3 % begrenzt.

Einheiten mit einem Generatorleistungsschalter zwischen dem Transformator unddem Generator sollten ebenfalls drei Spannungswandler haben, der mit derSammelschiene zwischen der Unterspannungswicklung des Blocktransformators unddem Generatorleistungsschalter verbunden ist (Funktion 3 in Abbildung 188). Dersekundäre Spannungswandler mit offener Dreiecksschaltung ist mit einerNullspannungsschutzfunktion verbunden, normalerweise auf 20-30 % gesetzt, derErdfehlerschutz für die Niedrigspannungs-Transformatorwicklung bietet sowie fürden Abschnitt der Sammelschiene, mit der sie verbunden ist, wenn derGeneratorleistungsschalter offen ist.

Die zweistufige Nullspannungsschutzfunktion ROV2PTOV kann für alle dreiAnwendungen verwendet werden. Die Nullspannungsschutzfunktion misst undfunktioniert nur für die Grundfrequenz-Spannungskomponente. Sie enthält eine sehrgute Unterdrückung der dritten Oberschwingungskomponente, die es normalerweisein solchen Generatoranordnungen gibt.



~G

Generator

Leistungs-

schalter

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

ROV2 PTOV

59N Uo>

ROV2 PTOV

59N 3Uo>Block-

Transformator

Spannungs-

wandler Nieder-

spannungsseite

Spannungs-

wandler

Anschlusseite

des Generators

Generator

29MVA

11kV

150rpm

Erdwiderstand

und

Spannungs-

wandler

Generator-

sternpunkt

Block-

Transformator

29MVA

121/11kV

YNd5

110kV-

Sammel-

schiene

#3

#2

#1

11 0.11/

33kV

11 0.11/

3 3kV

11/ 0.11

3kV

10

00Ω


Gerät

IEC10000171 V2 DE

Abb. 188: Spannungsbasierter Stator-Erdfehlerschutz

ROV2PTOV Anwendung Nr. 1

ROV2PTOV ist hier mit einem Spannungswandler verbunden, der sich amSternpunkt des Generators befindet.

1. Aufgrund einer solchen Verbindung misst ROV2PTOV die Uo-Spannung amSternpunkt des Generators. Aufgrund einer solchen Verbindung misstROV2PTOV die Uo-Spannung am Sternpunkt des Generators. Die maximaleUo-Spannung tritt bei einem Leiter-Erde-Fehler am Hochspannungsende desGenerators auf und sie hat den maximalen Primärwert:

UoU kV

kVMax

Ph Ph= = =−

3

11

36 35.

IECEQUATION2394 V1 DE (Gleichung 244)2. Ein Spannungswandlereingang wird im IED verwendet. Das

Spannungswandlerverhältnis sollte nach dem Sternpunkt-



Übersetzungsverhältnis gesetzt werden. Für diese Anwendung sind die korrektenprimären und sekundären Bemessungswerte 6,35 kV beziehungsweise 110 V.

3. Für den Bezugswert muss eine Generator-Leiter-Leiter-Bemessungsspannungeingestellt werden. Daher gilt für diese Anwendung UBase=11 kV.

4. ROV2PTOV teilt intern den gesetzten Spannungsgrundwert durch √3. Daher istder intern verwendete Grundwert gleich dem maximalen Uo-Wert. Daher wirdder ROV2PTOV-Anregungswert, wenn die Anregung 5 % vom Sternpunktentfernt stattfinden soll, auf U1>=5 % gesetzt.

5. Die unabhängige Verzögerungszeit ist auf 0,5 Sekunden eingestellt.


ROV2PTOV ist hier mit einem Spannungswandler verbunden, der sich amHochspannungsanschluss des Generators befindet.

1. Aufgrund einer solchen Verbindung berechnet die ROVPTOV2-Funktion interndie 3Uo-Spannung (d. h. 3Uo=UL1+UL2+UL3) an denHochspannungsanschlüssen des Generators. Maximale 3Uo-Spannung liegt füreinen einzelnen Leiter-Erde-Fehler am Hochspannungsanschluss des Generatorsvor und diese hat den maximalen primären Wert 3UoMax:

3 3 3 11 19 05Uo U kV kVMax Ph Ph

= ⋅ = ⋅ =−

.

IECEQUATION2395 V1 DE (Gleichung 245)2. Drei Spannungswandler-Eingänge sollten im Gerät verwendet werden. Das

Spannungswandlerverhältnis sollte nach dem Spannungswandlerverhältnisgesetzt werden. Für diese Anwendung sind die korrekten primären undsekundären Spannungswandler-Bemessungswerte 11 kV beziehungsweise110 V.

3. Für den Bezugswert muss eine Generator-Leiter-Leiter-Bemessungsspannungeingestellt werden. Daher gilt für diese Anwendung UBase=11 kV. DieserSpannungs-Bezugswert wird nicht direkt unter der Funktion gesetzt, sondernwird durch den Parameter Global Base Value ausgewählt.

4. ROV2PTOV teilt intern den gesetzten Spannungsgrundwert durch √3. Daher istder intern verwendete Grundspannungswert 6,35 kV. Dieser ist dreimal kleinerals die maximale 3Vo-Spannung. Daher wird der ROV2PTOV-Anregungswert,wenn die Anregung 5 % vom Sternpunkt entfernt stattfinden soll, auf U1>=3·5 % =15 % (d. h. dreimal so groß wie die gewünschte Abdeckung).Dieser istdreimal kleiner als die maximale 3Vo-Spannung.



ROV2PTOV wird hier mit einer offenen Dreieckswicklung des Spannungswandlersam Hochspannungsanschluss des Generators oder an der Niedrigspannungsseite desBlocktransformators verbunden.

1. Aufgrund einer solchen Verbindung misst ROV2PTOV die 3Uo-Spannung anden Hochspannungsanschlüssen des Generators. Maximale 3Uo-Spannung liegt



für einen einzelnen Leiter-Erde-Fehler am Hochspannungsanschluss desGenerators vor und diese hat den primären maximalen Wert 3UoMax:

3 3 3 11 19 05Uo U kV kVMax Ph Ph

= ⋅ = ⋅ =−

.

IECEQUATION2395 V1 DE (Gleichung 246)2. Ein Spannungswandlereingang wird im IED verwendet. Das

Spannungswandlerverhältnis muss nach dem Sternpunkt-Wandlerübersetzungsverhältnis gesetzt werden. Für diese Anwendung sind diekorrekten primären und sekundären Bemessungswerte 19,05 kVbeziehungsweise 110 V.

3. Für den Bezugswert muss eine Generator-Leiter-Leiter-Bemessungsspannungeingestellt werden. Daher gilt für diese Anwendung UBase=11 kV.DieserGrundspannungswert wird nicht direkt unter dieser Funktion gesetzt, sondernwird stattdessen durch den Parameter Global Base Value gewählt.

4. ROV2PTOV teilt intern den gesetzten Spannungsgrundwert durch √3. Daher istder intern verwendete Grundspannungswert 6,35 kV. Dieser ist dreimal kleinerals die maximale 3Vo-Spannung. Daher wird der ROV2PTOV-Anregungswert,wenn die Anregung 5 % vom Sternpunkt entfernt stattfinden soll, aufU1>=3·5 %=15 % (d. h. dreimal so groß wie die gewünschte Abdeckung).


9.3.3.4 Stromversorgungsqualität

Die Einstellung muss auf Grund von Vorschriften, Good Practices oder anderenVereinbarungen über der höchsten auftretenden "normalen" Verlagerungsspannungund unter der höchsten annehmbaren Verlagerungsspannung liegen.

9.3.3.5 Gelöschte Netze

In gelöscht (kompensiert) betriebenen Netzen, verursachen Erdfehler eineVerlagerungsspannung am Sternpunkt des speisenden Transformators. Derzweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV wird zur Auslösung desTransformators genutzt, als Reserveschutz des Erdfehlerschutzes des Abgangs undals Reserve für den primären Transformator-Erdfehlerschutz. Die Spannung musshöher sein als die höchste anliegende "normale" Verlagerungsspannung und niedrigerals die niedrigste anliegende Verlagerungsspannung im Fall eines auftretendenFehlers. Durch einen metallischen einpoligen Erdfehler erreicht der Sternpunkt amTransformator eine Spannung gleich der normalen Leiter-Erde-Spannung.

Der Spannungswandler zur Messung der Leiter-Erde-Spannungen misst amfehlerhaften Leiter keine Spannung. Die beiden intakten Leiter messen die volleLeiter-Leiter-Spannung, da der defekte Leiter an der Erdung angeschlossen ist. DieVerlagerungsüberspannung beträgt drei Mal die Leiter-Erd-Spannung. SieheAbbildung 189.



IEC07000190 V1 DE

Abb. 189: Erdfehler in hochohmig geerdeten Netzen

9.3.3.6 Niederohmig geerdetes Netz

In niederohmig geerdeten Netzen zeigt ein Erdfehler an einem Leiter einenSpannungszusammenbruch in diesem Leiter an. Die zwei gesunden Leiter weisennormale Leiter-Erde-Spannungen auf. Die Restsumme weist den gleichen Wert fürdie Leiter-Erde-Spannung auf. Siehe Abbildung 190



IEC07000189 V1 DE

Abb. 190: Erdfehler in niederohmig geerdetem Netz

9.3.3.7 Einstellungen für den zweistufigen Verlagerungsspannungsschutz

Funktion: Aus oder Ein

UBase (in GlobalBaseSel gegeben) wird als Spannungsreferenz der Spannungverwendet. Die Spannung kann auf unterschiedliche Weise in das Gerät eingespeistwerden:

1. Das Gerät wird von einer normalen Spannungswandlergruppe versorgt, wobeidie Verlagerungsspannung aus den Leiter-Erde-Spannungen im Schutz internberechnet wird. Die Einstellung des Analogeingangs ist als UBase=Uph-phgegeben.

2. Das Gerät wird von der Normalspannung einer Spannungswandlergruppe übereine offene Dreieckswicklung gespeist. Bei einer offenen Dreieckswicklungwird der Schutz mit einer Spannung von 3U0 (Einzeleingang) gespeist. Diekorrekte Einstellung des Analogeingangs wird im Kapitel "Einstellung" desAnwendungs-Handbuchs beschrieben.

3. Das Gerät wird von einem einzelnen Spannungswandler gespeist, der amSternpunkt eines Leistungstransformators im Versorgungssystem angeschlossenist. Bei dieser Verbindung wird der Schutz über die Spannung UN=U0(Einzeleingang) gespeist. Die korrekte Einstellung des Analogeingangs wird imKapitel "Einstellung" des Anwendungs-Handbuchs beschrieben. ROV2PTOVmisst die Verlagerungsspannung, die der zugehörigen Bemessungs-Leiter-Erde-



Spannung für hochohmig geerdete Systeme entspricht. Die Messung erfolgt aufGrundlage der Verschiebung der Sternpunkt-Erde-Spannung.

Die unten aufgeführten Einstellparameter stimmen in den beiden Stufen (n = Stufe 1und 2) überein. Deswegen werden die Parameter nur ein Mal beschrieben.

Charakteristicn: Ausgewählte inverse Zeitcharakteristik für Schritt n. DieserParameter gibt die Art der anzuwendenden Zeitverzögerung an. Die Einstellungenkönnen mit unabhängiger Kennlinie bzw. mit abhängiger Kennlinie A, Kennlinie Boder Kennlinie C oder Prog. AMZ-Kennlinie sein. Die Wahl hängt stark von derjeweiligen Schutzanwendung ab.

Un>: Einstellung des Überspannungs-Auslösewerts für Stufe n, in % derVerlagerungsspannung entsprechend UBase angegeben:

( ) ( )% 3U UBase kV> ×IECEQUATION2290 V1 DE (Gleichung 247)

Die Einstellung hängt von der erforderlichen Empfindlichkeit des Schutzes und derSternpunkterdung ab. In hochohmig geerdeten Systemen kann die Nullspannung derBemessungsspannung Leiter-Erde entsprechen, die 100% betragen sollte.

In niederohmig geerdeten Netzen hängt dieser Wert vom Verhältnis Z0/Z1 ab. Dieerforderlichen Einstellungen zur Erkennung hochohmiger Erdfehler muss aufNetzberechnungen basieren.

tn: Zeitverzögerung von Stufe n, als s angegeben. Die Einstellung hängt stark von vonder Schutzanwendung ab. Bei zahlreichen Anwendungen hat die Schutzfunktion dieAufgabe, das geschützte Objekt vor Schäden zu bewahren. Die Geschwindigkeitkönnte z.B. wichtig sein, wenn es um den Schutz eines Transformators vor einermöglichen Übererregung geht. Die Zeitverzögerung muss mit anderenautomatisierten Aktionen im System koordiniert werden.

tResetn: Rückfallzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn unabhängige Zeitverzögerungverwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.

tnMin: Minimale Auslösezeit bei inverser (abhängiger) Zeitcharakteristik für Stufe nin Sekunden. Bei sehr hohen Spannungen kann der Überspannungsschutz mit inverserZeitcharakteristik zu einer sehr kurzen Auslösezeit führen. Dies kann zu einerunselektiven Auslösung führen. Diese unselektive Auslösung lässt sich vermeiden,indem t1Min länger eingestellt wird als die Auslösezeit für andere Schutzfunktionen.

ResetTypeCrvn: Rückfall-Kennlinientyp für Stufe n einstellen. Dieser Parameterkann eingestellt werden: Unverzögert, Feststehende Zeit, Linear abnehmend. Dervoreingestellte Wert ist Unverzögert.

tIResetn: Rückfallzeit für Stufe n in Sekunden (s), wenn inverse (abhängige)Zeitverzögerung verwendet wird. Der Standardwert ist 25 ms.



kn: Zeitmultiplikator für inverse Zeitcharakteristik. Dieser Parameter wird für dieKoordinierung unterschiedlicher stomabhängig verzögerterUnterspannungsschutzfunktionen verwendet.

ACrvn, BCrvn, CCrvn, DCrvn, PCrvn: Parameter für Stufe n, zum Einstellenprogrammierbarer inverser (stromabhängiger) Unterspannungszeitcharakteristik.Eine Beschreibung hierzu finden Sie im technischen Referenz-Handbuch.

CrvSatn: Anpassungsparameter für Stufe n einstellen. Wenn der Nenner im Ausdruckder programmierbaren Kurve gleich Null ist, ist die Zeitverzögerung unendlich. Eineunerwünschte Unstetigkeit der Auslösekennlinie wird entstehen. Aus diesem Grundwird ein Anpassungsparameter CrvSatn eingestellt, der dies ausgleicht. ImSpannungsintervall U> bis U> · (1,0 + CrvSatn/100) wird die folgende Spannungverwendet: U> · (1,0 + CrvSatn/100). Wird die benutzerdefinierte Kennlinieverwendet, muss dieser Parameter wie folgt berechnet werden:

0100

CrvSatnB C× - >


HystAbsn: Absolute Hysterese für Stufe n, in % von UBase eingestellt. DieEinstellung dieses Parameters hat großen Einfluss auf die Anwendung.

9.4 Übererregungsschutz OEXPVPH




Übererregungsschutz OEXPVPH

U/f >

SYMBOL-Q V1 DE

24

9.4.2 Anwendung

Wenn der geschichtete Kern eines Leistungstransformators einer magnetischenFlussdichte ausgesetzt ist, die über seinen konstruktionsbedingten Grenzwerten liegt,kann ein Streufluss in ungeschichtete Komponenten übergehen, die nicht für einesolche Belastung ausgelegt sind, und Wirbelströme verursachen. Die Wirbelströmekönnen in relativ kurzer Zeit zu einer übermäßigen Erwärmung führen und schwereSchäden an der Isolierung und anliegenden Teilen verursachen.

Überspannung oder Unterfrequenz oder eine Kombination aus beiden führen zu einerhohen Flussdichte, die als Überspannung oder Übererregung bezeichnet wird.



Das größte Risiko für eine Übererregung besteht in Wärmekraftwerken, wenn derGenerator-Transformator-Block vom restlichen Netz getrennt wird, oder beiStörungen auftretenden "Netzinseln", bei welchen hohe Spannungen und/oderniedrige Frequenzen auftreten können. Eine Übererregung kann beim Anfahren undAbschalten des Generators auftreten, wenn der Erregerstrom nicht korrekt angepasstist. Ein Lastwegfall oder Lastabwurf kann ebenfalls zu einer Übererregung führen,wenn die Spannungssteuerung und Frequenzregelung nicht korrekt funktionieren. EinLastwegfall oder Lastabwurf kann zu einer Übererregung der Transformatoren in derStation führen, wenn die Spannungssteuerungsfunktion unzureichend oderfunktionslos ist. Eine niedrige Frequenz in einem vom Hauptnetz isolierten Systemkann zu einer Übererregung führen, wenn das spannungsregulierende System dienormale Spannung beibehält.

Gemäß IEC-Norm muss der Leistungstransformator in der Lage sein, kontinuierlicheinen Bemessungslaststrom bei einer angelegten Spannung von 105 % desBemessungswerts zu liefern (bei Bemessungsfrequenz). In besonderen Fällen kannder Anwender festlegen, dass der Transformator in der Lage sein muss, kontinuierlichbei einer angelegten Spannung von 110 % des Bemessungswertes lastfrei und beimsekundären Bemessungslaststrom auf 105 % verringert zu arbeiten.

Gemäß der ANSI/IEEE-Norm müssen Transformatoren in der Lage sein, denBemessungslaststrom kontinuierlich bei einer Ausgangsspannung von 105 % desBemessungswertes (bei Bemessungsfrequenz) zu liefern und kontinuierlich mit einerAusgangsspannung von 110 % des Bemessungswertes lastfrei zu arbeiten.

Wie ein Transformator (oder Generator) einer Übererregung standhält, kann anhandeiner thermischen Belastungskurve dargestellt werden. Dies ist ein Diagramm, das diezulässige Zeit als Funktion des Pegels der Übererregung zeigt. Wenn amTransformator eine Last anliegt, kann die induzierte Spannung und somit dieFlussdichte im Kern nicht direkt aus der Anschlussspannung des Transformatorsermittelt werden. Normalerweise ist die Streureaktanz jeder Wicklung nicht bekannt,und die Flussdichte im Transformatorkern kann dann nicht berechnet werden. BeiTransformatoren mit zwei Wicklungen befindet sich die Niederspannungswicklungnormalerweise in der Nähe des Kerns, und die Spannung durch diese Wicklung gibtdie Flussdichte im Kern wieder. Abhängig von der Konstruktion kann der Fluss in dasJoch dafür ausschlaggebend sein, ob der Transformator einen übermäßigen Flussverarbeiten kann.

Der Übererregungsschutz (OEXPVPH) besitzt Stromeingänge, mit denen derEinfluss der Last auf die induzierte Spannung berechnet werden kann. Diesermöglicht eine genauere Messung des magnetisierenden Flusses. BeiLeitungstransformatoren mit ungerichtetem Lastfluss sollte daher die Spannung fürOEXPVPH von der Einspeisung genommen werden.

Die Stauwärme, die sich während der Übererregung in kritischen Teilen bildet,verringert sich schrittweise, sobald sich die Erregung auf einen Normalwertverringert. Wenn nach einem kurzen Zeitraum wieder eine Übererregung auftritt,erfolgt die Erwärmung bereits von einem höheren Niveau aus. Somit benötigtOEXPVPH einen Wärmespeicher. Eine fixe Abkühl-Zeitkonstante kann in einemweiten Bereich eingestellt werden.



Die allgemeine Erfahrung zeigt, dass bei einigen Leistungstransformatoren dieÜbererregungseigenschaften nicht den standardmäßigen, stromabhängigenVerzögerungskurven entsprechen. Um eine optimale Einstellung zu erreichen, stehenim Gerät für Transformatoren angepasste Eigenschaften zur Verfügung. DurchEinstellen der Auslösezeit für sechs verschiedene Übererregungsdarstellungen imBereich von 100% bis 180% der Bemessungsspannung V/Hz können dieBetriebseigenschaften der Schutzfunktion beliebigen Eigenschaften sehr gutangepasst werden.

Bei der Konfiguration für einen einphasigen Leiter-Leiter-Spannungseingang wirdein entsprechender Leiter-Leiter-Strom berechnet, der den gleichen Phasenwinkel imVerhältnis zur Leiter-Leiter-Spannung wie die Leiterströme zu den Leiterspannungenin einem symmetrischen Netz haben. Die Funktion sollte bevorzugt für den Einsatzmit einem dreiphasigen Spannungseingang (sofern verfügbar) konfiguriert werden.Sie verwendet dann die Mitsystemgrößen der Spannungen und Ströme.

Analoge Messungen dürfen nicht an Wicklungen durchgeführtwerden, an welchen sich ein Stufenschalter befindet.

Verschiedene Verbindungsalternativen sind in Abbildung 191 dargestellt.

G

U/f>

24

U/f>

24

U/f>

24

en05000208.vsd

IEC05000208 V1 DE

Abb. 191: Alternative Verbindungen für den ÜbererregungsschutzOEXPVPH(V/Hz)


9.4.3.1 Empfehlungen für Ein- und Ausgangssignale



Empfehlungen für EingangssignaleBeachten Sie bitte die werkseitige Standardkonfiguration.

BLOCK: Der Eingang blockiert die Funktion des ÜbererregungsschutzesOEXPVPH. Beispielsweise kann mit dem Blockeingang bei bestimmtenWartungsarbeiten die Funktion für einen begrenzten Zeitraum blockiert werden.

RESET: OEXPVPH besitzt einen Wärmespeicher, dessen Rücksetzvorgang langedauern kann. Durch die Aktivierung des Eingangs RESET wird die Funktion sofortzurückgesetzt.

Empfehlungen für AusgangssignaleKonfigurationsbeispiele entnehmen Sie bitte der werksseitigenStandardkonfiguration.

ERROR: Der Ausgang zeigt einen Messfehler an. Der Grund können beispielsweiseKonfigurationsprobleme sein, wenn Analogsignale fehlen.

START: Der Ausgang START zeigt an, dass der Pegel V/Hz>> erreicht wurde. Mitihm kann eine Zeitmessung gestartet werden.

TRIP: Der Ausgang TRIP wird aktiviert, nachdem die Auslösezeit für den Pegel U/f abgelaufen ist. Mit dem Signal TRIP werden die Leistungsschalter ausgelöst.

ALARM: Der Ausgang wird aktiviert, wenn die Alarmschwelle erreicht wurde unddie Zeit des Alarm-Zeitglieds abgelaufen ist. Wenn die Systemspannung zu hoch ist,wird über diesen Ausgang ein Alarm an den Bediener gesendet.

9.4.3.2 Einstellung


Operation: Der Übererregungsschutz OEXPVPH kann auf Ein/Aus eingestelltwerden.

MeasuredU: Hier werden die für die Messung relevanten Leiter eingestellt.Normalerweise sollte die dreiphasige Messung verwendet werden, die dieMitsystemspannung misst, wenn jedoch nur einzelne Spannungswandler verwendetwerden, kann eine Einzelphase-Phase-Messung verwendet werden.

MeasuredI: Hier werden die für die Messung relevanten Leiter eingestellt.MeasuredI: muss mit MeasuredU abgestimmt werden.

V/Hz>: Betriebspegel für die inverse Charakteristik, IEEE oder benutzerdefiniert. DieFunktion basiert auf dem Verhältnis zwischen Bemessungsspannung undBemessungsfrequenz und wird als prozentualer Faktor festgelegt. Die normaleEinstellung liegt zwischen 108 und 110 % in Abhängigkeit von der Lastkennlinie desTransformators/Generators.



V/Hz>>: Der Betriebspegel für die bei hohen Überspannungen verwendeteZeitverzögerung tMin. Die Funktion basiert auf dem Verhältnis zwischenBemessungsspannung und Bemessungsfrequenz und wird als prozentualer Faktorfestgelegt. Die normale Einstellung liegt bei ca. 110 - 180 % und ist von derLastkennlinie des Transformators/Generators abhängig. Die Einstellung muss überdem Kniepunkt liegen, wenn die Charakteristik an der hohen Seite beginnt, gerade zuverlaufen.

XLeak: Die Streureaktanz des Transformators, auf der die Kompensation derSpannungsmessung mit Laststrom basiert. Die Einstellung muss der Streureaktanzdes Transformators in Ohm/primär entsprechen. Kommt die Stromkompensation zumEinsatz (trifft meistens zu), wird diese Einstellung nicht verwendet.

TrPulse: Die Länge des Auslöseimpulses. Normalerweise wird der finaleAuslöseimpuls vom Auslösefunktionsblock ausgegeben. Ein typischer Impuls hateine Länge von 50 ms.

CurveType: Auswahl des Kurventyps für die inverse Verzögerung. Die Kurvengemäß IEEE oder benutzerdefinierte Kurven können abhängig davon ausgewähltwerden, welche davon für die Lastkennlinie am besten geeignet sind.

kForIEEE: Die Zeitkonstante für die inverse Charakteristik. Wählen Sie die aus, dieam besten für die Kapazität des Transformators geeignet ist.

tCooling: Die Kühlzeitkonstante, die die Rücksetzzeit ausgibt, wenn die Spannungunter den eingestellten Wert fällt. Sollte auf einen Wert oberhalb derKühlzeitkonstante des Transformators eingestellt werden. Wenn die Konstante nichtbekannt ist, sollte der Standardwert verwendet werden.

tMin: Die Betriebszeiten bei Spannungen oberhalb des eingestellten Parameters V/Hz>>. Die Einstellung muss auf die Kapazitäten dieser Hochspannungen abgestimmtwerden. Typischerweise werden Werte zwischen 1 und 10 Sekunden gewählt.

tMax: Bei Überspannungen nahe dem eingestellten Wert können die Zeiten extremlang sein, wenn eine hohe Zeitkonstante K verwendet wird. Es kann eine maximaleZeit eingestellt werden, um die längsten Zeiten zu kürzen. Typische Einstellungensind 1.800 - 3.600 Sekunden (30 - 60 Minuten).

AlarmLevel: Einstellung der Alarmschwelle in Prozent der eingestelltenAuslöseschwelle. Die Alarmschwelle wird normalerweise auf einen Wert von ca.98% der Auslöseschwelle eingestellt.

tAlarm: Einstellung der Zeit, bis der Alarm ausgegeben wird, wenn dieAlarmschwelle erreicht wurde. Eine typische Einstellung sind 5 Sekunden.

9.4.3.3 Messwertbericht

Einige interne Parameter sind als Messwerte zur Inbetriebnahme und im Servicefallverfügbar. Verbleibende Zeit bis zur Auslösung (in Sekunden) TMTOTRIP,Flussdichte VPERHZ, interner Wärmegehalt in Prozent des Auslösewerts



THERMSTA. Die Werte sind über die LHMI, das Stationsleitsystem und dasPCM600 verfügbar.

9.4.3.4 Einstellungsbeispiel

Für die Wahl der Einstellungen müssen hinreichend Informationen zurÜbererregungsfähigkeit der zu schützenden Komponenten vorliegen. UmfassendeInformationen diesbezüglich bieten Diagramme zur Übererregungsfähigkeit, wie inAbbildung 192 gezeigt.

Die Einstellungen V/Hz>> und V/Hz> erfolgen pro Einheit derTransformatorwicklungs-Nennspannung bei Nennfrequenz.

Wählen Sie die Kurve für einen Transformator mit Übererregungscharakteristikentsprechend Abbildung 192.

V/Hz> für den Schutz wird identisch mit der zulässigen Dauerübererregungentsprechend Abbildung 192 mit 105 % festgelegt. Wenn die Übererregung gleich mitV/Hz> ist, erfolgt die Auslösung nach einer Zeit, die identisch mit der Einstellung vont1 ist.

Dies ist der Fall, wenn UBase gleich den Transformator-Nennspannungen ist. Für andere Werte müssen die Prozent-Einstellungen entsprechend angepasst werden.

Wenn die Übererregung gleich dem Wert von V/Hz>> ist, erfolgt die Auslösung nacheiner Zeit, die identisch mit der Einstellung von t6 ist. Eine geeignete Einstellung wäreV/Hz>> = 140 % und t6 = 4 s.

Der Intervall zwischen V/Hz>> und V/Hz> wird automatisch in fünf gleichgroßeSchritte geteilt, die Verzögerungen t2 bis t5 werden diesen Übererregungswertenzugeordnet. In diesem Beispiel beträgt jeder Schritt (140-105) /5 = 7 %. DieEinstellung der Verzögerungen t1 bis t6 sind in Tabelle 39 aufgeführt.

Tabelle 39: Einstellung

U/f op (%) Zeitgeber Zeit eingestellt (s)105 t1 7.200 (max.)

112 t2 600

119 t3 60

126 t4 20

133 t5 8

140 t6 4

Informationen zur Abkühlzeitkonstante Tcool sollten vom Hersteller desLeistungstransformators angefordert werden.



1 2 5 50 200

110

120

130

140

150

1000.05 0.1 0.2 0.5 10 20 100

V/Hz

%

kontinuierlich

Zeit

(Minuten)

t6 t5 t4 t3 t2 t1

Kurve Leistungsfähigkeit Transformator

Relais-Auslösecharakteristik

en01000377.vsd

IEC01000377 V1 DE

Abb. 192: Beispiel für eine Kurve zur Übererregungsfähigkeit und die V/Hz-Schutzeinstellungen für Leistungstransformatoren

9.5 Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV




Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV - 60

9.5.2 Anwendung

Die Spannungs-Differentialschutzfunktion VDCPTOV kann in verschiedenenAnwendungen eingesetzt werden.

• Spannungsunsymmetrieschutz für Kondensatorbänke. Die Spannung auf derSammelschiene wird überwacht und Leiter für Leiter mit der Spannung in derKondensatorbank verglichen. Eine Differenz zeigt einen Fehler an, entweder einkurzgeschlossenes oder offenes Element in der Kondensatorbank. Er wirdhauptsächlich bei Elementen mit externen Sicherungen eingesetzt, kann aberauch bei Elementen mit internen Sicherungen anstelle eines



Stromunsymmetrieschutzes eingesetzt werden, der den Strom zwischen denSternpunktleitern der beiden Kondensatorbankhälften misst. Die Funktionerfordert Spannungswandler in allen Leitern der Kondensatorbank. Abbildung193 zeigt verschiedene alternative Anschlussmöglichkeiten für diese Funktion.

U d > L 1

P h L 2P h L 3

U 1

U 2

U d > L 1

P h L 2P h L 3

U 1 U 2

P h L 3 P h L 2

E in z e ln g e e rd e t Y

D o p p e lt Y

IE C 0 6 0 0 0 3 9 0 _ 1 _ e n .v s d

IEC06000390 V3 DE

Abb. 193: Die Verbindung der Spannungs-DifferentialschutzfunktionVDCPTOV zur Erkennung einer Ungleichheit inKondensatorbatterien (es wird nur ein Leiter angezeigt)

Die Funktion VDCPTOV verfügt über einen Blockiereingang (BLOCK), bei demeine Spannungswandlerüberwachung (oder MCB ausgelöst) verbunden werden kann,um Probleme zu vermeiden, wenn nur ein Automat im Spannungswandler derKondensatorbatterie angesprochen hat und die Anderen nicht (Kondensatorspannungmit Eingang U2 verbunden). Sie stellt auch sicher, dass ein Spannungswandler-Alarmstatt eines Unterspannungs- oder Differentialspannungs-Alarms und/oder einerAuslösung ausgegeben wird.

Spannungswandlerkreisüberwachungs-Funktion (SDDRFUF) fürSpannungswandler. Bei zahlreichen Anwendungen können mit dieser Funktion dieSpannungen zweier Gruppen desselben Spannungswandlers oder zweier separaterSpannungswandler zur Messung der selben Spannung überwacht werden. Es kannaber auch als Alternative eingesetzt werden, zum Beispiel bei Generatoreinheiten, diehäufig mit zwei Spannungswandlern für die Messung und für die Erregereinrichtungbestückt sind.

Die Anwendung zur Überwachung von zwei Spannungswandlern in einemGeneratorschaltkreis ist in Abbildung 194 dargestellt.



Ud>U1

U2

Auf den Schutz

Auf der Erregung

Gen en 06000389.vsd

Für den Schutz

Für die Erregung

IEC06000389 V1 DE

Abb. 194: Überwachung der Sicherungen an Spannungswandlern in einemGeneratorschaltkreis


Die Parameter für die Spannungsdifferential-Funktion werden in der LHMI oder imPCM600 festgelegt.

Die folgenden Einstellung werden an der Spannungsdifferentialfunktionvorgenommen.

Funktion: Aus/Ein


BlkDiffAtULow: Die Einstellung ist zum Blockieren der Funktion erforderlich, wenndie Spannungen in den Leitern niedrig sind.

RFLx: Ist die Einstellung des Kompensationsfaktors des Spannungsverhältnisses, mitdem mögliche Differenzen zwischen den Spannungen ausgeglichen werden. DieDifferenzen können aufgrund unterschiedlicher Spannungswandlerverhältnisseauftreten, verschiedene Spannungspegel, z. B. bei der Spannungsmessung in derKondensatorbatterie, können unterschiedliche Spannungspegel aufweisen, aber der



Unterschied kann auch beispielsweise für Spannungsabfälle in den Sekundärkreisenverwendet werden. Die Einstellung erfolgt gewöhnlich vor Ort, indem die erreichteDifferentialspannung als Servicewert für jeden Leiter beurteilt wird. Der Faktor wirdals U2 · RFLx definiert und soll der Spannung U1 entsprechen. Jeder Leiter verfügtüber seinen eigenen Verhältnisfaktor.

UDTrip: Der für die Auslösung erforderliche Spannungsdifferentialpegel wird überdiesen Parameter eingestellt. Für die Anwendung an Kondensatorbatterien hängt dieEinstellung von der Spannung der Kondensatorbatterie und der Anzahl vonElementen pro Leiter in Reihe und parallel ab. Kondensatorbatterien müssenausgelöst werden, bevor übermäßige Spannungen an intakten Kondensatorelementenauftreten. Die erforderlichen Einstellwerte werden normalerweise vom Lieferantender Kondensatorbatterie bereitgestellt. Bei anderen Anwendungen muss dies von Fallzu Fall entschieden werden. Bei der Sicherungsüberwachung wird normalerweise nurder Alarmpegel verwendet.

tTrip: Die Zeitverzögerung für die Auslösung wird mit diesem Parameter eingestellt.Normalerweise muss die Verzögerung bei Kondensatorbatterie-Anwendungen nichtkurz sein, da kein Fehler vorliegt, der eine dringende Auslösung erfordert.

tReset: Die Zeitverzögerung für das Rücksetzen des Auslösepegel-Elements wird mitdiesem Parameter eingestellt. Normalerweise kann es auf eine kurze Verzögerungeingestellt werden, da der Fehler permanent ist, wenn er auftritt.

Fortgeschrittenen Benutzern stehen zudem die folgenden Einstellparameter zurVerfügung. Default-Werte werden hier als ausreichend erachtet.

U1Low: Die Einstellung des Unterspannungspegels für den ersten Spannungseingangwird mit diesem Parameter festgelegt. Der vorgeschlagene Standardwert ist 70 %.

U2Low: Die Einstellung des Unterspannungspegels für den zweitenSpannungseingang wird mit diesem Parameter festgelegt. Der vorgeschlageneStandardwert ist 70 %.

tBlock: Die Zeitverzögerung der Funktion bei erkannten Unterspannungen wird mitdiesem Parameter eingestellt.

UDAlarm: Der für den Alarm erforderliche Spannungsdifferentialpegel wird überdiesen Parameter eingestellt. Für die Anwendung an Kondensatorbatterien hängt dieEinstellung von der Spannung der Kondensatorbatterie und der Anzahl vonElementen pro Leiter in Reihe und parallel ab. Normalerweise werden dieerforderlichen Werte vom Lieferanten der Kondensatorbatterie bereitgestellt.

Zur Sicherungsüberwachung wird in der Regel nur dieser Alarmwert genutzt. Wurdeder Korrekturfaktor für das Übersetzungsverhältnis ordnungsgemäß bestimmt, ist einSpannungswert von 3 bis 5 % passend.

Für andere Anwendungen ist eine Entscheidung von Fall zu Fall zu treffen.

tAlarm: Die Zeitverzögerung für den Alarm wird mit diesem Parameter eingestellt.Normalerweise können für den Alarm an Kondensatorbatterien wenige Sekunden



verwendet werden. Bei der Stromwandlerüberwachung (SDDRFUF) kann dieAlarmverzögerung auf Null eingestellt werden.

9.6 100% Stator-Erdfehlerschutz, basierend auf der 3.Oberschwingung STEFPHIZ




100 % Stator-Erdfehlerschutzfunktion,basierend auf 3. Oberschwingung

STEFPHIZ - 59THD

9.6.2 Anwendung

Der Stator-Erdfehlerschutz großer Generatoren, die mit Leistungstransformatorenverbunden sind, sollte vorzugsweise in der Lage sein, kleine Erdstromgrößen (mitäquivalenten Widerständen der Größenordnung von mehreren kΩ) zu erkennen,selbst wenn diese in der Nähe des Sternpunkts des Generators auftreten. Ein hoherWiderstandserdfehler nahe dem Sternpunkt ist an sich nicht besonders kritisch, mussdennoch erkannt werden, um einen doppelten Erdfehler zu verhindern, wennbeispielsweise ein weiterer Erdfehler auftritt, z. B. in der Nähe derGeneratoranschlüsse. Ein solcher doppelter Fehler kann desaströs enden.

Ein Kurzschluss zwischen der Statorwicklung in den Nuten und dem Statorkern ist diehäufigste Art von elektrischen Fehlern in Generatoren. Mittelgroße und großeGeneratoren verfügen normalerweise über eine hochohmige Erdung, d.h., eineErdung über einen Sternpunktwiderstand. Dieser Widerstand wird so bemessen, dassein Erdfehlerstrom im Bereich von 3 – 15 A bei einem stärkeren Erdfehler direkt amHochspannungsanschluss des Generators anliegt. Die relativ kleinen Erdfehlerströme(von nur einem Erdfehler) führen beispielsweise im Vergleich zu Kurzschlüssenzwischen Leitern zu deutlich weniger thermischen und mechanischen Belastungen.Dennoch müssen Erdfehler im Generator erkannt und der Generator abgeschaltetwerden, selbst wenn im Vergleich zu Kurzschlüssen längere Fehlerzeiten zulässigsind.

Das Verhältnis zwischen Amplitude des Erdfehlerstroms des Generators und derFehlerzeit mit definierten Konsequenzen ist in Abbildung 195 dargestellt.



en06000316.vsd

Bereich dervernachlässigbarenVerbrennung

Fe

hle

rda

ue

r (s

)

Fehlerstrom (A)

Bereich derleichten Verbrennung

Bereich derschweren Beschädigung

IEC06000316 V1 DE

Abb. 195: Verhältnis zwischen Amplitude des Erdfehlerstroms des Generatorsund der Fehlerzeit

Wie bereits erwähnt, ist es bei mittelgroßen und großen Generatoren üblich, dass dieerzeugenden Einheiten über eine hochohmige Erdung verfügen. Das gängigsteErdungssystem ist die Verwendung eines Sternpunktwiderstands, der einenErdfehlstrom im Bereich von 3 – 15 A bei einem nicht-ohmschen Erdfehler auf derHochspannungsseite des Generators liefert. Eine Möglichkeit für diese Art vonErdung ist ein einphasiger Spannungswandler, dessen Hochspannungsseite zwischendem Sternpunkt und Erde angeschlossen ist, und der über einen entsprechendenWiderstand auf der Unterspannungsseite des Spannungswandlers verfügt. AndereArten der Sternpunkterdung von Generatorblöcken, wie die direkte Erdung undisolierter Sternpunkt, werden auch angewendet, sind jedoch sehr selten.

Bei normalem, ungestörten Betrieb des Generators liegt die Sternpunkt-Erde-Spannung bzw. die Verlagerungsspannung nahezu bei Null und einSummenstromfluss kommt nicht zustande. Wenn ein Leiter-Erde-Fehler auftritt,erhöht sich die Grundfrequenz-Sternpunkt-Erde-Spannung am Sternpunkt, und durchden Sternpunktwiderstand fließt ein Grundfrequenzstrom.

Um einen Erdfehler an den Wicklungen eines Generatorblocks zu erkennen, könnenzum Einsatz kommen: Verlagerungs-Überspannungsschutz, Summen-Überstromschutz, Nullsystem-Überspannungsschutz oder Differentialschutz. Diese



Schutzschemata sind einfach und haben sich bereits seit vielen Jahren bewährt.Allerdings schützen sie nur 95 % der Statorwicklung. 5 % bleiben auf Sternpunktseiteungeschützt. Unter ungünstigen Umständen kann sich die Blindzone auf 20 %, vomSternpunkt aus gesehen, erweitern. Einige verschiedene Lösungen für denErdfehlerschutz sind in Abbildung 196 und 197 dargestellt.

Generatorblock-Transformator

+=IEC06000317=2=de=Original.vsd

3U0

IEC06000317 V2 DE

Abb. 196: Messung der Spannung 3U0 an einem Spannungswandler mitoffener Dreieckswicklung

Alternativ kann der Nullstrom gemessen werden, siehe Abbildung 198



- U 0 +

IEC06000318 V2 DE

Abb. 197: Messung der Sternpunkt-Erde-Spannung des Spannungswandlers(d.h. der Spannung U0)



Bei einigen Anwendungen ist der Sternpunktwiderstand mit derNiederspannungsseite eines einphasigen Spannungswandlers verbunden, der mit demSternpunkt des Generators verbunden ist. In einem solchen Fall kann dieSpannungsmessung direkt über den Sekundärwiderstand erfolgen.



3I 0

IEC06000319 V2 DE

Abb. 198: Strommessung am Sternpunkt

In einigen Kraftwerken erfolgt die Verbindung des Sternpunktwiderstands über denTransformator-Sternpunkt des Generatorblocks. Dies erfolgt häufig dann, wennmehrere Generatoren mit der gleichen Sammelschiene verbunden sind. DieErkennung von Erdfehlern kann anhand von Strommessungen erfolgen. SieheAbbildung 199.





IN = IL1 + IL2 + IL3

AndererGenerator

IEC06000320 V3 DE

Abb. 199: Reststrommessung

Eine Schwierigkeit bei dieser Lösung ist, dass dasStromwandlerübersetzungsverhältnis normalerweise so groß ist, dass der sekundäreNullstrom sehr klein ist. Der Fehlernullstrom, der durch die Differenz zwischendreiphasigen Stromtransformatoren entsteht, kann sich im gleichen Bereich wie dersekundäre Erdfehlerstrom bewegen. Sofern physisch umsetzbar, wird daher fürsolche Anwendungen ein Kabelstromwandler empfohlen, um 3I0 korrekt zu messen.

Wie an früherer Stelle ausgeführt, liegt eine sehr niedrige Verlagerungsspannung oderein sehr niedriger Summenstrom an, wenn der Stator-Erdfehler in der Nähe desSternpunkts des Generators auftritt. Die Wahrscheinlichkeit für diesen Fehler istextrem niedrig, jedoch ist dieser nicht auszuschließen. Bei kleinen Generatoren kanndas Risiko, den Stator-Erdfehler nahe dem Sternpunkt nicht zu erkennen, akzeptiertwerden. Bei mittleren und großen Generatoren ist es häufig jedoch zwingenderforderlich, dass diese Fehler erkannt werden. Daher wird ein speziellerErdfehlerschutz für den Sternpunkt STEFPHIZ benötigt. STEFPHIZ kann aufverschiedene Arten umgesetzt werden. Die beiden grundlegenden Prinzipien hierbeisind:

• Erkennung 3. Oberschwingungsspannungen• Sternpunkt Spannungseinspeisung

Die Erkennung der 3. Oberschwingungsspannung basiert auf der Tatsache, dass derGenerator gewisse 3. Oberschwingungsspannungen erzeugt. Diese Spannungenhaben in den drei Leitern immer den gleichen Phasenwinkel. Das bedeutet, dass imNormalbetrieb am Sternpunkt des Generators eine Oberschwingungsspannung



anliegt. Diese Komponente wird für die Erkennung von Erdfehlern, die im Generatornahe dem Sternpunkt auftreten, verwendet.

Wenn die im Generator erzeugte 3. Oberschwingungsspannung unter 0,8 V RMSsekundär liegt, dann kann der Schutz auf Grundlage der 3.Oberschwingungsspannung nicht eingesetzt werden.

In dieser Schutzfunktion wird ein Prinzip der 3. Oberschwingungsspannungverwendet.


Der 100 % Stator-Erdfehlerschutz, Schutzfunktion auf der Grundlage der 3.Oberschwingung (STEFPHIZ) verwendet die vom Generator selbst erzeugte 3.Oberschwingungsspannung. Um die zuverlässige Funktion des Schutzes zugewährleisten, ist es erforderlich, dass die Erzeugung der 3.Oberschwingungsspannung mindestens bei 1 % der Generator-Bemessungsspannungliegt.

Die adaptive Frequenzverfolgung muss für dieVorverarbeitungsblöcke der Signalmatrix für Analogeingänge(SMAI) korrekt konfiguriert und eingestellt sein, um eineeinwandfreie Funktion des Generator-Differentialschutzes währendder verschiedenen Frequenzbedingungen zu gewährleisten.

Funktion: Mit dem Parameter Operation wird die Funktion auf Ein/Aus eingestellt.

Die allgemeinen Basiswerte des Geräts für Primärstrom (Einstellparameter IBase),Primärspannung (Einstellparameter UBase) und Primärleistung (EinstellparameterSBase) werden in der Funktion für global definierte Werte (GBASVAL) festgelegt.Der Einstellparameter GlobalBaseSel wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktionals Referenz für die Basiswerte auszuwählen. Die Einstellung UBase wird auf dieLeiter-Leiter-Bemessungsspannung in kV des Generators gesetzt.

TVoltType: Die Funktion STEFPHIZ wird über einen Spannungswandler imSternpunkt des Generators gespeist. TVoltType legt fest, wie die Schutzfunktion vonden Spannungswandlern an den Generatorklemmen Informationen bezieht. DieEinstellungsalternativen sind:

• NoVoltage wird verwendet, wenn keine Spannungswandler an den Anschlüssendes Generators angeschlossen sind. In diesem Fall arbeitet der Schutz alsUnterspannungsschutz für die 3. Oberschwingungsspannung.

• ResidualVoltage 3U0 wird verwendet, wenn der Schutz über eine Gruppe vondrei einphasigen Spannungswandlern mit offener Dreiecksverbindung, die an



den Anschlüssen des Generators angeschlossen sind, gespeist wird. Dies wird alsAlternative empfohlen.

• AllThreePhases wird verwendet, wenn der Schutz über drei einphasigeSpannungswandlern gespeist wird. Die 3. harmonische Nullspannung wird internvon den Leiterspannungen abgeleitet.

• PhaseL1, PhaseL2, PhaseL3 werden verwendet, wenn an den Anschlüssen desGenerators nur ein einphasiger Spannungswandler vorhanden ist.

Die Einstellung Beta liefert einen Teil der 3. Oberschwingungsspannung amSternpunkt des Generators, der als Stabilisierungsgröße verwendet wird. Beta musseingestellt werden, so dass während des fehlerlosen Normalbetriebs des Generatorskeine Auslösung auftreten kann. Wenn jedoch Beta zu hoch eingestellt ist, wird derUmfang der Statorwicklung, auf die der Schutz wirkt, begrenzt. DieStandardeinstellung 3,0 liefert in den meisten Fällen eine akzeptable Empfindlichkeitbei Erdfehlern in der Nähe des Sternpunkts der Statorwicklung. Um eine optimaleLeistung zu gewährleisten, ist eine Möglichkeit, die Messungen während desNormalbetriebs des Generators durchzuführen. Die Schutzfunktion selbst stellt dieerforderlichen Informationen zur Verfügung:

• UT3, die 3. Oberschwingungsspannung an der Generator-Anschlussseite• UN3, die 3. Oberschwingungsspannung an der Generator-Sternpunktseite• E3, die induzierte Oberschwingungsspannung• ANGLE, der Phasenwinkel zwischen Spannungszeigern UT3 und UN3• DU3, die Differentialspannung zwischen UT3 und UN3; (|UT3 + UN3|)• BU3, die Haltespannung (Beta x UN3)

Bei verschiedenen Auslösepunkten (P und Q) des Generators kann dieDifferentialspannung DU3 mit Haltespannung BU3 verglichen werden, und ausSicherheitsgründen kann ein passender Faktor Beta gewählt werden.

CBexists: CBexists wird auf Ja gesetzt, wenn ein Generatorleistungsschaltervorhanden ist (zwischen Generator und Blocktransformator).

FactorCBopen: Die Einstellung FactorCBopen liefert eine Konstante, die mit betamultipliziert wird, wenn der Generatorleistungsschalter offen ist, EingangCBCLOSED auf nicht aktiv und CBexists auf "Ja" gesetzt ist.

UN3rdH<: Die Einstellung UN3rdH< liefert den Unterspannungsauslösepegel,wenn TVoltType auf NoVoltage eingestellt ist. Bei allen anderenVerbindungsalternativen ist diese Einstellung nicht aktiv, und die Operation basiertstattdessen auf dem Vergleich der Differentialspannung DU3 mit der HaltespannungBU3. Die Einstellung wird von der Bemessungsspannung Leiter-Erde in %angegeben. Die Einstellung sollte auf der Messung einer 3.Oberschwingungsspannung am Sternpunkt unter Normalbedingungen basieren

UNFund>: UNFund> liefert den Auslösepegel für den Grundfrequenz-Nullspannungs-Stator-Erdfehlerschutz. Die Einstellung wird von derBemessungsspannung Leiter-Erde in % angegeben. Eine normale Einstellung liegt imBereich 5 – 10%.



UT3BlkLevel:UT3BlkLevel liefern den Spannungspegel für die 3.Oberschwingungsspannung auf der Anschlussseite. Wenn dieser Pegel unter derEinstellung liegt, wird die Funktion blockiert. Die Einstellung wird von derBemessungsspannung Leiter-Erde in % angegeben. Die typische Einstellung ist 1 %.

t3rdH: t3rdH liefert die Auslöseverzögerung der Schutzfunktion für 3.Oberschwingungs-Stator-Erdfehler. Die Einstellung wird in Sekunden angegeben.Normalerweise ist eine relativ lange Verzögerung (ca. 10 s) akzeptabel, da derErdfehlerstrom gering ist.

tUNFund: tUNFund liefert die Auslöseverzögerung für den Grundfrequenz-Nullspannungs-Stator Erdfehlerschutz. Die Einstellung wird in Sekunden angegeben.Eine Verzögerung im Bereich zwischen 0,5 und 2 Sekunden ist akzeptabel.



Abschnitt 10 Frequenzschutz

10.1 Unterfrequenzschutz SAPTUF




Unterfrequenzschutz SAPTUF

f <

SYMBOL-P V1 DE

81

10.1.2 Anwendung

Der Unterfrequenzschutz SAPTUF kann immer dann angewendet werden, wenn eineniedrige Grundfrequenz im Netz zuverlässig erkannt werden muss. Die Netzfrequenzund die Frequenzänderung sind ein Maß für die Unsymmetrie zwischen der aktuellenErzeugung und der angeforderten Last. Eine niedrige Frequenz in einem Netz weistdarauf, dass die verfügbare Erzeugung zu niedrig ist, um die vom verbundenen Netzangeforderte Last zu versorgen. SAPTUF erkennt solche Situationen und liefert einAusgangssignal, das für Lastabwurf, Erhöhung der Generatorleistung, HVDC-Sollwertänderung, Start einer Gasturbine usw. geeignet ist. Gelegentlich werden beiniedriger Frequenz automatisch Drosselspulen zugeschaltet, um die Netzspannung zuverringern und somit den spannungsabhängigen Teil der Last zu reduzieren.

SAPTUF ist hoch empfindlich und genau und kann auch genutzt werden, um Bedienerzu informieren, wenn die Frequenz geringfügig vom Sollwert abweicht und manuelleunternommen werden sollten. Das Unterfrequenzsignal ist ebenso zur Erkennung vonÜbererregungszuständen von Maschinentransformatoren während desHerunterfahrens wichtig. Dabei kann es vorkommen, dass die Transformatoren nocham Generator angeschlossen, jedoch bereits vom Netz getrennt sind. Wenn derGenerator immer noch erregt ist, erfährt das System aufgrund der niedrigen Frequenzeine Übererregung.


Alle im System vorhandenen Frequenz- und Spannungswertbedingungen, auf dieSAPTUF-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches giltebenfalls für zugehörige Geräte, also für deren Frequenz- und Zeitcharakteristik.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 10Frequenzschutz


Es gibt insbesondere gibt es zwei spezielle Anwendungsbereiche für SAPTUF:

1. Schutz von Einrichtungen, wie Generatoren, Transformatoren und Motoren, vorSchäden, die durch niedrige Frequenzen verursacht werden. Übererregung wirdauch durch niedrige Frequenzen verursacht

2. Schutz eines Netzes oder eines seiner Teilabschnitte vor Störungen durchErzeugungsabwurf, wenn ein Erzeugungsdefizit vorliegt.

Der Unterfrequenzwert START wird in Hz eingestellt. Alle auf den Spannungswertbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbaren Basisspannungangegeben, welche normalerweise auf den primären Nennspannungspegel (Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder der jeweiligen Hochspannungseinrichtungeneingestellt ist.

Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurFrequenzeinstellung aufgeführt:

Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und GeneratorenDie Einstellung muss ausreichend unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und ausreichend über der niedrigsten akzeptablen Frequenz für die Geräteliegen.

Netzschutz durch LastabwurfDie Einstellung muss ausreichend unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und ausreichend über der niedrigsten akzeptablen Frequenz für dieKraftwerke oder empfindliche Lasten liegen. Die Einstellungsstufe, die Anzahl derStufen und der Abstand zwischen zwei Stufen (als Zeit und/oder Frequenz) hängenüberwiegend von den Eigenschaften des jeweiligen Netzes ab. Die Größe des"größten Erzeugungsabwurfs" verglichen mit "der Größe des Netzes" ist ein kritischerParameter. In großen Netzen kann der Lastabwurf bei einer relativ hohen Frequenzdurchgeführt werden, und die Verzögerungszeit ist normalerweise unkritisch. Beikleineren Netzen muss der Frequenzpegel START auf einen niedrigeren Werteingestellt werden, und die Zeitverzögerung darf ziemlich kurz sein.

Die spannungsabhängige Verzögerung wird für den Lastabwurf verwendet. DieEinstellungen von SAPTUF können im gesamten Netz gleich sein. Der Lastabwurfwird dann zuerst in den Bereichen mit niedrigen Spannungswerten durchgeführt, wasnormalerweise die Bereiche mit den größten Problemen sind und wo der Lastabwurfdie größte Effizienz entfalten kann.

10.1.3.1 Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren und Generatoren.

Der Einstellwert muss deutlich unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und deutlich über der niedrigsten zulässigen Frequenz des Betriebsmittelsliegen.

Abschnitt 10 1MRK 502 051-UDE -Frequenzschutz


10.1.3.2 Netzschutz durch Lastabwurf

Der Einstellwert muss deutlich unter der niedrigsten auftretenden "normalen"Frequenz und deutlich über der niedrigsten zulässigen Frequenz der Kraftwerke oderempfindlichen Verbraucher liegen. Die Einstellstufe, die Anzahl der Stufen und derAbstand zwischen den Stufen (in Zeit und /oder Frequenz) hängen sehr stark von derCharakteristik des jeweiligen Stromversorgungssystem ab. Das Ausmaß des "größtenProduktionsverlustes" verglichen mit "der Größe des Stromversorgungssystems" istein kritischer Parameter. In großen Netzen kann der Lastabwurf auf einen ziemlichhohen Frequenzwert eingestellt werden und die Zeitverzögerung ist in der Regel nichtkritisch. In kleineren Netzen muss der Frequenzansprechwert auf einen niedrigerenWert eingestellt werden und die Zeitverzögerung muss recht kurz sein.

Die spannungsabhängige Zeitverzögerung wird für den Lastabwurf genutzt. DieEinstellungen der Unterfrequenzfunktion könnten im gesamtenStromversorgungssystem gleich sein. Der Lastabwurf wird dann zuerst in Bereichenmit niedrigem Spannungsbetrag vollzogen, die in der Regel die problematischstenBereiche sind und wo der Lastabwurf am Wirkungsvollsten ist.

10.2 Überfrequenzschutz SAPTOF




Überfrequenzschutz SAPTOF

f >

SYMBOL-O V1 DE

81

10.2.2 Anwendung

Die Überfrequenzschutz-Funktion SAPTOF kann überall dort angewendet werden,wo eine zuverlässige Erkennung hoher Netzfrequenzen imEnergieversorgungssystem erforderlich ist. Die Netzfrequenz und dieFrequenzänderung sind ein Maß für die Unsymmetrie zwischen der aktuellenErzeugung und der angeforderten Last. Eine hohe Frequenz in einem Netz weistdarauf hin, dass die verfügbare Erzeugung im Verhältnis zu der vom verbundenenNetz angeforderten Last zu hoch ist. SAPTOF erkennt solche Situationen und liefertein Ausgangssignal, das für Generatorabwurf, HVDC-Sollwertänderung usw.geeignet ist. SAPTOF ist hoch empfindlich und genau und kann auch genutzt werden,um Bediener zu informieren, wenn die Frequenz geringfügig vom Sollwert abweichtund manuelle Schritte ausreichend wären.




Alle im System vorhandenen Frequenz- und Spannungswertbedingungen, auf dieSAPTOF-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches giltebenfalls für zugehörige Geräte, also für deren Frequenz- und Zeitcharakteristik.

Für SAPTOF gibt es zwei besondere Anwendungsbereiche:

1. Schutz von Einrichtungen, wie Generatoren und Motoren, vor Schäden, die durchhohe Frequenzen verursacht werden.

2. Schutz eines Netzes oder eines seiner Teilabschnitte vor Störungen, durchErzeugungsabwurf, wenn ein Erzeugungsüberschuss vorliegt.

Der Überfrequenzwert START wird in Hz eingestellt. Alle auf den Spannungswertbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbaren Basisspannungangegeben, welche normalerweise auf den Nennspannungspegel (Leiter-Leiter) desjeweiligen Netzes oder der jeweiligen Hochspannungseinrichtungen eingestellt ist.

Im Folgenden sind einige Anwendungen mit entsprechenden Hinweisen zurFrequenzeinstellung aufgeführt:

Betriebsmittelschutz, z. B. für Motoren und GeneratorenDie Einstellung muss ausreichend über der höchsten auftretenden "normalen"Frequenz und ausreichend unter der höchsten akzeptablen Frequenz für die Geräteliegen.

Netzschutz durch GeneratorabwurfDie Einstellung muss über der höchsten auftretenden "normalen" Frequenz und unterder höchsten akzeptablen Frequenz für Kraftwerke oder empfindliche Lasten liegen.Die Einstellungsstufe, die Anzahl der Stufen und der Abstand zwischen zwei Stufen(als Zeit und/oder Frequenz) hängen überwiegend von den Eigenschaften desjeweiligen Netzes ab. Die Größe des "größten Lastabwurfs" verglichen mit "derGröße des Netzes" ist ein kritischer Parameter. Bei großen Netzen kann derGeneratorabwurf auf einen relativ niedrigen Frequenzpegel eingestellt werden. DieZeitverzögerung ist normalerweise unkritisch. Bei kleineren Netzen muss derFrequenzpegel START auf einen höheren Wert eingestellt werden, und dieZeitverzögerung darf ziemlich kurz sein.

10.2.3.1 Betriebsmittelschutz, zum Beispiel für Motoren und Generatoren.

Der Einstellwert muss deutlich über der höchsten auftretenden "normalen" Frequenzund deutlich unter der höchsten zulässigen Frequenz des Betriebsmittels liegen.

10.2.3.2 Netzschutz durch Generatorabwurf

Die Einstellungsstufe, die Anzahl der Stufen und der Abstand zwischen zwei Stufen(als Zeit und/oder Frequenz) hängen überwiegend von den Eigenschaften desjeweiligen Netzes ab. Die Größe des "größten Lastabwurfs" verglichen mit "der



Größe des Netzes" ist ein kritischer Parameter. Bei großen Netzen kann derGeneratorabwurf auf einen relativ niedrigen Frequenzpegel eingestellt werden. DieZeitverzögerung ist normalerweise unkritisch. Bei kleineren Netzen muss derFrequenzansprechwert auf einen höheren Wert eingestellt werden, und dieZeitverzögerung darf ziemlich kurz sein.

10.3 Frequenzänderungsschutz SAPFRC




Frequenzänderungsschutz SAPFRC

df/dt ><

SYMBOL-N V1 DE

81

10.3.2 Anwendung

Der Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) kann immer dann angewendet werden,wenn eine Änderung der Netzfrequenz eines Netzes zuverlässig erkannt werdenmuss. SAPFRC kann für eine ansteigende als auch für eine fallende Frequenzverwendet werden. SAPFRC liefert ein Ausgangssignal, das geeignet ist für Last-oder Erzeugungsabwurf, Generatorenverstärkung, HVDC-Sollwertänderung und dasHochfahren von Gasturbinen. Häufig wird SAPFRC in Verbindung mit einemNiederfrequenz-Signal verwendet, besonders bei kleineren Netzen, wo der Ausfalleines größeren Generators schnelle Behebungsmaßnahmen erfordert, um dieFunktionsfähigkeit des Netzes zu gewährleisten. In solchen Situationen sind beieinem bestimmten Hochfrequenzpegel Lastabwurfaktionen erforderlich, während inVerbindung mit einer hohen negativen Frequenzänderung der Unterfrequenzschutzbei einer bestimmten hohen Einstellung verwendet werden kann.


Die Parameter für den Frequenzänderungsschutz SAPFRCC werden über die lokaleHMI oder am PCM600 eingestellt.

Alle im System vorhandenen Frequenz- und Spannungswertbedingungen, welche aufdie SAPFRC-Funktionen angewendet werden, sind zu berücksichtigen. Gleiches giltebenfalls für zugehörige Geräte, also für deren Frequenz- und Zeitcharakteristik.

Für SAPFRC gibt es zwei besondere Anwendungsbereiche:



1. Schutz von Einrichtungen, wie Generatoren, Transformatoren und Motoren, vorSchäden, die durch hohe oder niedrige Frequenzen verursacht werden.

2. Schutz eines Netzes oder eines seiner Teilabschnitte vor Störungen, durch Last-oder Erzeugungsabwurf, wenn Last und Erzeugung nicht ausgeglichen sind.

SAPFRC wird normalerweise in kleinen Netzen in Verbindung mit einerÜberfrequenz- oder Unterfrequenzfunktion verwendet, wo ein einziges Ereignisausreicht, um zwischen Last und Erzeugung ein großes Ungleichgewicht entstehen zulassen. In solchen Fällen muss der Last- oder Erzeugungsabwurf äußerst schnellerfolgen, und es kann ggf. nicht so lange gewartet werden, bis das Frequenzsignaleinen anormalen Wert erreicht hat. Bei einer großen Frequenzänderung (bezüglichdes Vorzeichens) erfolgen daher die Maßnahmen bei einem Frequenzpegel, der ehernoch im Bereich des primären Bemessungswertes liegt.

Der Wert SAPFRC START wird in Hz/s eingestellt. Alle auf den Spannungswertbezogenen Einstellungen werden als Prozentwert der einstellbaren Basisspannungangegeben, welche normalerweise auf den primären Bemessungsspannungspegel(Leiter-Leiter) des jeweiligen Netzes oder der jeweiligenHochspannungseinrichtungen eingestellt ist.

SAPFRC arbeitet mit einer Verzögerung, da die Funktion etwas Zeit benötigt, umeinen stabilen Wert zu liefern. Es ist eine ausreichende Zeitverzögerung zu beachten,bei der Signalstörungen berücksichtigt werden. Jedoch können Zeit,Frequenzänderung und Frequenzschritte zwischen verschiedenen Aktionenzeitkritisch sein, und es kann eine ziemlich kurze Auslösezeit erforderlich werden, diez. B. 70 ms beträgt.

Bei kleineren Netzen im Industriebereich können bereits durch ein einziges EreignisFrequenzänderungen von 5 Hz/s auftreten. Selbst große Netze können kleine Inselnmit einem großen Ungleichgewicht zwischen Last und Erzeugung bilden, wennschwerwiegende Störungen (oder mehrere Störungen zusammen) behoben werden.Bei der Trennung einer kleinen Insel von einem großen Netz wurden bereits bis zu 3Hz/s gemessen. Bei eher "normalen" größeren Störungen in großen Netzen beträgt dieFrequenzänderung häufig nur einen Bruchteil von 1,0 Hz/s.

10.4 Frequenzzeit-Akkumulations-SchutzfunktionFTAQFVR



ANSI/IEEE Identi‐fizierung

Frequenzzeit-Akkumulations-Schutz FTAQFVR f<> 81A



10.4.2 Anwendung

Die Hauptantriebe von Generatoren werden durch abnormale Frequenzstörungenbeeinträchtigt. Aufgrund schwererer Störungen im Netz können bedeutendeAbweichungen von der Bemessungsfrequenz auftreten. Bei einemErzeugungsüberschuss steigt die Frequenz an, bei einem Erzeugungsmangel fällt sie.

Turbinenschaufeln sind so konzipiert, dass ihre natürliche Frequenz weit genug vonder Bemessungsdrehzahl oder einem Mehrfachen dieser Drehzahl entfernt liegt.Durch das Design wird eine mechanische Resonanz vermieden, die andernfalls zueiner hohen mechanischen Belastung der Turbinenschaufel führen würde. DasVerhältnis zwischen der Resonanzfrequenz der Turbine und der Betriebsfrequenz desNetzes gleicht nahezu 1. Die mechanische Belastung der Schaufeln ist fast 300 Malhöher als die Belastungswerte ohne Resonanz im Betrieb. Die Resonanzüberhöhungbei Belastungen ist in der Kennlinie für Resonanzen in Abbildung 200 dargestellt.

1.0- +Frequenz oder Resonanzfrequenz-

Verhältnis

Bel

astu

ngs-

Ver

größ

erun

gsza

hl


50

100

150

200

250

300

IEC12000611 V2 DE

Abb. 200: Typische Kennlinie für Resonanzüberhöhung gemäß der NormANSI/IEEE C37.106-2003

Jede Turbine mit unterschiedlich konstruierten Schaufeln verfügt über verschiedeneGrenzen in unterschiedlichen Frequenzbereichen. Die Zeitbegrenzungen hängen vonden natürlichen Frequenzen der Schaufeln in der Turbine, von der Korrosion und



Abnutzung der Schaufelkanten und weiterer Einbußen in der Lebensdauer derSchaufel aufgrund abnormaler Betriebsbedingungen ab.

Die Frequenzbegrenzungen und ihre zeitlichen Einschränkungen beiunterschiedlichen Turbinentypen ähneln in vielerlei Hinsicht den Einschränkungenbei Dampfturbinen. Bestimmte Unterschiede im Design und der in der Anwendungkönnen unterschiedliche Schutzanforderungen bedingen. Daher werden fürunterschiedliche Arten von Turbinensystemen von den Herstellern unterschiedlicheEmpfehlungen für die Zeitbegrenzungen definiert.

Dennoch liefert der Standard IEEE/ANSI C37.106-2003 "Guide for AbnormalFrequency Protection for Power Generating Plants" einige Beispiele, in denen die injedem Frequenzbereich aufgelaufene Zeit den Angaben in Abbildung 201 entspricht.

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz)

Zeit (Minuten)

Zeit (Minuten)

Zeit (Minuten)

Zeit (Minuten)

IEC13000258-1-en.ai

Dauerbetrieb

Gesperrter Betrieb

60

62

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz) Dauerbetrieb60

62

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz) 60

62

Dauerbetrieb

560,01 0,1 1 10 100 1000

58Freq

uenz

(Hz) Dauerbetrieb60

62

Betrieb mit begrenzter Zeit

Gesperrter Betrieb

Gesperrter Betrieb



Gesperrter BetriebGesperrter Betrieb

Gesperrter Betrieb

Gesperrter Betrieb

Restricted Time Operation

Betrieb mit begrenzter Zeit Betrieb mit begrenzter Zeit

IEC13000258 V1 DE

Abb. 201: Beispiele für die Zeitfrequenz-Kennlinie innerhalb verschiedenerFrequenzbereiche

Eine weitere Anwendung der FTAQFVR Schutzfunktion besteht in der Überwachungvon Frequenzabweichungen in der Bemessungsspannung. Generatoren sind soausgelegt, dass sie die Anforderungen für den Dauerbetrieb gemäß IEC 60034-3:1996innerhalb ihrer Leistungskurven in einem Bereich von +/-5 % der Spannung und+/-2 % der Frequenz erfüllen. Ein Betrieb der Maschine jenseits dieser Spannungs-Frequenzbereiche führt zu erhöhten Temperaturen und einer Reduzierung derLebensdauer der Isolierungen.




Bei den Generator-Schutzfunktionen kann der Frequenzzeit-AkkumulationsschutzFTAQFVR eingesetzt werden, um sowohl den Generator als auch die Turbine zuschützen. Abnormale Frequenzen können, wenn sie im Normalbetrieb auftreten, zuMaterialermüdungen an den Turbinenschaufeln führen. Daher sollten Auslösepunkteund Zeitverzögerungen auf der Grundlage der Anforderungen und Empfehlungen desTurbinenherstellers festgelegt werden.

Der Dauerbetrieb der Maschine jenseits dieser Spannungs-Frequenzbereiche führt zuerhöhten Rotortemperaturen und einer Reduzierung der Lebensdauer derIsolierungen. Das Ausmaß, die Dauer und Häufigkeit des Auftretens sollten gemäßder Herstellerangaben und -empfehlungen eingestellt werden.

Einstellverfahren am GerätDie Parameter des Frequenzzeit-Akkumulationsschutzes FTAQFVR werden in derLMI oder über das entsprechende Software-Tool im Protection and Control Manager(PCM600) eingestellt.

Global definierte Gerätewerte für den Primärstrom IBase und die PrimärspannungUBase werden in der Funktion für globale Bezugswerte für Einstellungen,GBASVAL, gesetzt.GlobalBaseSel wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktionals Referenz für die Grundwerte auszuwählen.

Einsatz von FTAQFVR für den Schutz einer Turbine:

Die Frequenz wird während des Anfahrens und Anhaltens gewöhnlich nichtberechnet, daher ist die Schutzfunktion durch die LS-Position blockiert, ParameterCBCheck aktiviert. Liefert der Generator Last, wenn der LS sich in der offenenPosition befindet, beispielsweise Erregung der Ausrüstung und Nebendienste, wirddies als normale Bedingung ausgelegt und CBCheck wird ignoriert, wenn derLaststrom über dem Einstellwert CurrStartLevel liegt. Stellen Sie den Strompegel aufeinen Wert leicht über der Mindestlast ein.

EnaVoltCheck auf Deaktiviert setzen.

tCont: ist über die Netzanforderungen zu steuern.

Die Einstellungen tAccLimit, FreqHighLimit und FreqLowLimit werden von denBetriebsanforderungen des Turbinenherstellers hergeleitet. Beachten Sie, dass dieEinstellung FreqLowLimit immer niedriger sein muss als der EinstellwertFreqHighLimit.

Einsatz von FTAQFVR für den Schutz eines Generators:

Die Frequenz wird während des Anfahrens und Anhaltens gewöhnlich nichtberechnet, daher ist die Schutzfunktion durch die LS-Position blockiert, ParameterCBCheck aktiviert.

CurrStartLevel auf Deaktiviert setzen.



EnaVoltCheck auf Aktiviert setzen, Spannungs- und Frequenzeinstellungen sindgemäß der Betriebsanforderungen des Generatorherstellers vorzunehmen. DieSpannungs- und Frequenzeinstellungen sind außerdem mit den Anregewerten desÜber- und Untererregungsschutzes abzustimmen.

tCont: ist über die Netzanforderungen zu steuern.

Die Einstellungen tAccLimit, FreqHighLimit und FreqLowLimit werden aus denBetriebsanforderungen des Generatorherstellers hergeleitet.



Abschnitt 11 Multifunktionsschutz

11.1 Allgemeine stromund spannungsbasierteSchutzfunktion (CVGAPC)



ANSI/IEEE C37.2-Gerätenummer

Allgemeiner Strom- und Spannungs‐schutz

CVGAPC 2(I>/U<) -

11.1.2 Anwendung

Eine Beschädigung der Isolierung zwischen den Leitern oder einem Leiter und Erdeführt zu einem Kurzschluss oder Erdfehler. Solche Fehler können große Fehlerströmezur Folge haben und an den Primärgeräten des Systems zu schweren Schäden führen.Je nach Grad und Art des Fehlers können verschiedene Überstromfunktionenbasierend auf der Messung von Leiter-Erd- oder Gegensystemstrom verwendetwerden, um Fehler zu beseitigen. Zudem ist es manchmal erforderlich, dass dieseÜberstromfunktionen gerichtet und/oder spannungsgesteuert/-stabilisiert sind.

Der Über-/Unterspannungsschutz wird auf Komponenten imStromversorgungssystem angewendet, wie beispielsweise Generatoren,Transformatoren, Motoren und Netzleitungen, um damit abnormaleSpannungszustände zu erkennen. Je nach Art der Spannungsabweichung undabnormalen Bedingung des Stromversorgungssystems können unterschiedlicheÜber-/Unterspannungsschutzfunktionen basierend auf Messungen der Leiter-Erde-,Leiter-Leiter-, Null- oder Gegensystemspannungskomponenten verwendet werden,um entsprechende Fehler zu erkennen und zu beseitigen.

Das Gerät kann mit mehreren Schutzmodulen mit allgemeiner strom- undspannungsbasierter Schutzfunktion (CVGAPC) ausgestattet sein. ImKonfigurationstool ist die Funktion stets mit dem dreiphasigen Strom- und demdreiphasigen Spannungseingang verbunden, misst allerdings nur den Strom- undSpannungswert, den der Endbenutzer in den Einstellungen auswählt.

Jedes CVGAPC-Funktionsmodul hat vier integrierte unabhängige Schutzelemente.

1. Zwei Überstromstufen mit den folgenden integrierten Funktionen:

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 11Multifunktionsschutz


• Unabhängig verzögerte oder abhängig verzögerte ÜberstromfunktionUMZ/AMZ für beide Stufen

• Überwachung der 2. Oberschwingung, verfügbar um die Auslösung derÜberstromstufe(n) nur zuzulassen, wenn der Anteil der zweitenOberschwingung im gemessenen Strom unter dem voreingestellten Wertliegt.

• Richtungsüberwachungselement, verfügbar um die Auslösung derÜberstromstufe(n) nur zuzulassen, wenn der Fehler in der voreingestelltenRichtung (Vorwärts oder Rückwärts) auftritt. Sein Verhalten bei einerniedrigen Polarisierungsspannung kann eingestellt werden (OhneRichtung,Blockieren,Speicher).

• Spannungsabhängiges Element, verfügbar um den Ansprechwert derÜberstromstufe(n) im Verhältnis zum Betrag der gemessenen Spannung zumodifizieren.

• Stromstabilisierendes Element, verfügbar um die Auslösung derÜberstromstufe(n) nur zuzulassen, wenn der Betrag des gemessenenStroms größer ist als der eingestellte Prozentwert der stromstabilisierendenGröße.

2. Zwei Unterstromstufen mit den folgenden Elementen:• Unabhängige Zeitverzögerung für beide Stufen

3. Zwei Überspannungsstufen mit den folgenden Elementen:• Unabhängig verzögerte oder abhängig verzögerte Überstromfunktion

UMZ/AMZ für beide Stufen4. Zwei Unterspannungsstufen mit den folgenden Elementen:

• Unabhängig verzögerte oder abhängig verzögerte ÜberstromfunktionUMZ/AMZ für beide Stufen

Alle diese vier Schutzelemente innerhalb einer allgemeinen Schutzfunktionfunktionieren unabhängig voneinander und können einzeln aktiviert oder deaktiviertwerden. Zu beachten ist jedoch, dass alle diese vier Schutzelemente einenausgewählten Stromwert und einen ausgewählten Spannungswert messen (sieheTabelle 40 und Tabelle 41). Es ist möglich, alle vier Schutzelemente und ihreeinzelnen Stufen gleichzeitig zu verwenden. Um eine gewünschteAnwendungsfunktionalität zu erhalten, kann es manchmal erforderlich sein, durcheine entsprechende Gerätekonfiguration eine Interaktion zwischen zwei oder mehrSchutzelementen/Stufen innerhalb einer CVGAPC-Funktion herzustellen (z. B.Schutz gegen unbeabsichtigte Energiezufuhr für Generatoren).

11.1.2.1 Strom- und Spannungswahl für die CVGAPC-Funktion

Im Konfigurationstool ist die CVGAPC-Funktion stets mit dem dreiphasigen Strom-und dem dreiphasigen Spannungseingang verbunden, misst allerdings nur den Strom-und Spannungswert, den der Endbenutzer in den Einstellungen auswählt(ausgewählter Stromwert und ausgewählter Spannungswert).

Abschnitt 11 1MRK 502 051-UDE -Multifunktionsschutz


Der Benutzer kann mithilfe des Einstellungsparameters CurrentInput die Messungeiner der in Tabelle 40 dargestellten Stromwerte auswählen.

Tabelle 40: Verfügbare Auswahl für Stromwerte in der CVGAPC-Funktion

Einstellwert für Parameter "Cur‐rentInput"

Kommentar

1 phase1 Die CVGAPC-Funktion misst den Stromzeiger von Leiter L1.



4 Mitsystem Die CVGAPC-Funktion misst den intern berechneten Mitsys‐temstrom.

5 Gegensystem Die CVGAPC-Funktion misst den intern berechneten Gegen‐systemstrom.

6 3*Nullsystem Die CVGAPC-Funktion misst den intern berechneten Nullsys‐temstrom multipliziert mit Faktor 3.

7 MaxPh Die CVGAPC-Funktion misst den Stromwert des Leiters mitdem höchsten Betrag.

8 MinPh Die CVGAPC-Funktion misst den Stromwert des Leiters mitdem niedrigsten Betrag.

9 UnsymPh Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag des unsymmetrischenStroms, der intern als algebraische Betragsdifferenz zwischendem Stromzeiger des Leiters mit dem höchsten Betrag und demStromzeiger des Leiters mit dem kleinsten Betrag berechnetwird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf 0° eingestellt.

10 phase1-phase2 Die CVGAPC-Funktion misst den intern als Zeigerdifferenz zwi‐schen dem Stromzeiger von Leiter L1 und dem Stromzeiger vonLeiter L2 berechneten Stromzeiger (d. h. IL1-IL2).



13 MaxPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Stromzeiger mitdem höchsten Betrag.

14 MinPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Stromzeiger mitdem kleinsten Betrag.

15 UnsymPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag des unsymmetrischenStroms, der intern als algebraische Betragsdifferenz zwischendem Leiter-Leiter-Stromzeiger mit dem höchsten Betrag unddem Leiter-Leiter-Stromzeiger mit dem kleinsten Betrag berech‐net wird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf 0° eingestellt.

Der Benutzer kann durch den Einstellparameter VoltageInput anwählen, welche dernachfolgend in Tabelle 41 dargestellten Spannungsgrößen gemessen wird.



Tabelle 41: Verfügbare Auswahl für Spannungswerte in der CVGAPC-Funktion

Einstellwert für Parameter "Vol‐tageInput"

Kommentar

1 phase1 Die CVGAPC-Funktion misst den Spannungszeiger von LeiterL1.



4 Mitsystem Die CVGAPC-Funktion misst die intern berechnete Mitsystem‐spannung.

5 -Gegensystem Die CVGAPC-Funktion misst die intern berechnete Gegensys‐temspannung. Dieser Spannungszeiger wird um 180° gedreht,um eine leichtere Einstellung für die Richtungsfunktion zu er‐möglichen, sofern diese verwendet wird.

6 -3*Nullsystem Die CVGAPC-Funktion misst die intern berechnete Nullsystem‐spannung multipliziert mit Faktor 3. Dieser Spannungszeigerwird um 180° gedreht, um eine leichtere Einstellung für dieRichtungsfunktion zu ermöglichen, sofern diese verwendetwird.

7 MaxPh Die CVGAPC-Funktion misst den Spannungswert des Leitersmit dem höchsten Betrag.

8 MinPh Die CVGAPC-Funktion misst den Spannungswert des Leitersmit dem niedrigsten Betrag.

9 UnsymPh Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag der unsymmetrischenSpannung, die intern als algebraische Betragsdifferenz zwi‐schen dem Spannungszeiger des Leiters mit dem höchsten Be‐trag und dem Spannungszeiger des Leiters mit dem kleinstenBetrag berechnet wird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf0° eingestellt.

10 phase1-phase2 Die CVGAPC-Funktion misst den intern als Zeigerdifferenz zwi‐schen dem Spannungszeiger von Leiter L1 und dem Span‐nungszeiger von Leiter L2 berechneten Spannungszeiger (d. h.UL1-UL2).



13 MaxPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Spannungswertmit dem höchsten Betrag.

14 MinPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Leiter-Leiter-Spannungswertmit dem niedrigsten Betrag.

15 UnsymPh-Ph Die CVGAPC-Funktion misst den Betrag der unsymmetrischenSpannung, die intern als algebraische Betragsdifferenz zwi‐schen dem Leiter-Leiter-Spannungswert mit dem höchsten Be‐trag und dem Leiter-Leiter-Spannungswert mit dem kleinstenBetrag berechnet wird. Der Phasenwinkel wird zu jeder Zeit auf0° eingestellt.



Es wird darauf hingewiesen, dass die Wahl einer Spannung aus Tabelle 41unabhängig von der tatsächlichen externen Spannungswandler immer anwendbar ist.Die Dreiphaseneingänge des Spannungswandlers können entweder als Dreiphasen-Erde-Spannungen UL1, UL2 und UL3 oder als drei Leiter-Leiter-Spannungen UL1L2,UL2L3und UL3L1VAB, VBC und VCA mit dem Gerät verbunden werden. DieseInformation über die tatsächliche Spannungswandler-Schaltung wird alsEinstellungsparameter für den vorverarbeitenden Block eingegeben, der dannautomatisch alle erforderlichen Funktionen hierfür übernimmt.

11.1.2.2 Bezugsgrößen für die CVGAPC-Funktion

Die Parametereinstellungen der Bezugsgrößen, die die Basis (100 %) für dieAnsprechwerte aller Messstufen bilden, werden als Einstellungsparameter für jedeCVGAPC-Funktion eingegeben.

Bezugsstrom ist einzugeben als:

1. Bemessungsstrom des überwachten Objekts in Primärstromwerten (A), wenn diegemessene Stromgröße aus der Tabelle 40, Zeile 1 bis 9, ausgewählt wird.

2. Bemessungsstrom des geschützten Objekts in Ampere multipliziert mit √3(1,732 x Iphase), wenn der gemessene Strom wie in Tabelle 40 dargestellt aus 10bis 15 ausgewählt wurde.

Bezugsspannung ist einzugeben als:

1. Bemessungs-Leiter-Erde-Spannung des geschützten Objekts in Kilovolt, wenndie gemessene Spannung wie in Tabelle 41 dargestellt aus 1 bis 9 ausgewähltwurde.

2. Bemessungs-Leiter-Leiter-Spannung des geschützten Objekts in Kilovolt, wenndie gemessene Spannung wie in Tabelle 41 dargestellt aus 10 bis 15 ausgewähltwurde.

11.1.2.3 Anwendungsmöglichkeiten

Aufgrund ihrer Flexibilität kann die allgemeine Strom- undSpannungsschutzfunktion (CVGAPC) mit entsprechenden Einstellungen undKonfigurationen in vielen verschiedenen Anwendungen genutzt werden.Nachfolgend einige mögliche Anwendungsbeispiele:

1. Transformator- und Leitungsanwendungen:• Unterimpedanzschutz (Charakteristik kreisförmig, ungerichtet)• Unterimpedanzschutz (Charakteristik kreisförmig, Mho)• Spannungsgesteuerter/-stabilisierter Überstromschutz• Ungerichteter oder gerichteter Leiter- oder Mitsystem-/Gegensystem-/

Nullsystem-Überstromschutz• Leiter- oder Leiter-Leiter- oder Mitsystem-/Gegensystem-/Nullsystem-

Über-/Unterspannungsschutz



• Spezieller thermischer Überlastschutz• Phasenüberwachung• Unsymmetrieschutz

2. Generatorschutz• 80-95 % Stator-Erdfehlerschutz (3Uo gemessen oder berechnet)• Rotor-Erdfehlerschutz (mit externer COMBIFLEX-Einspeiseeinheit

RXTTE4)• Unterimpedanzschutz• Spannungsgesteuerter/-stabilisierter Überstromschutz• Windungs- und Differential-Reserveschutz (gerichteter Gegensystem-

Überstromschutz verbunden mit in den Generator führendenHochspannungsanschluss-Stromwandlern)

• Stator-Überlastschutz• Rotor-Überlastschutz• Untererregungsschutz (gerichteter Mitsystem-Überstromschutz)• Rückleistungsschutz/Schutz bei kleiner Leistung in Vorwärtsrichtung

(gerichteter Mitsystem-Überstromschutz, 2 % Empfindlichkeit)• Schutz vor unbeabsichtigter Bestromung• Leistungsschalter-Überschlagschutz• Synchronisierungsüberwachung• Empfindlicher Gegensystem-Überstromschutz (Schieflast) und -alarm für

Generator• Leiter- oder Leiter-Leiter- oder Mitsystem-/Gegensystem-/Nullsystem-

Über-/Unterspannungsschutz• Polschlupfschutz (basierend auf gerichtetem Mitsystem-OC-Schutz)• Unbeabsichtigtes Einschalten des Generators

11.1.2.4 Generator-Zuschaltschutz

Wird der Generator außer Betrieb genommen und steht still, besteht das Risiko, dassder Generatorleistungsschalter fälschlicherweise eingeschalten wird.

Ein Generator, der im Stillstand oder auf der Drehvorrichtung in allen drei Phasenerregt wird, verhält sich ähnlich wie ein Induktionsmotor und beschleunigt auch soähnlich. Zu diesem Zeitpunkt stellt die Maschine die subtransiente Reaktanz zumNetz dar und es kann erwartet werden, dass sie, abhängig von der entsprechendenNetzimpedanz, den ein- bis vierfachen Bemessungsstrom zieht. DieKlemmenspannung der Maschine kann, abhängig von der entsprechendenNetzimpedanz (einschließlich des Blocktransformators), von 20 bis 70 % derBemessungsspannung reichen. Höhere Werte für Maschinenstrom und -spannung(drei- bis vierfacher Bemessungsstrom und 50 bis 70 % Bemessungsspannung)können erwartet werden, wenn der Generator mit einem starken Netz verbunden ist.Niedrige Strom- und Spannungswerte (ein- bis zweifacher Bemessungsstrom und 20bis 40 % Bemessungsspannung) sind repräsentativ für schwache Netze.

Da ein Generator sich ähnlich verhält wie ein Induktionsmotor, entwickeln sichwährend der Beschleunigung im Läufer hohe Ströme. Wenngleich der Läufer durch



übermäßig hohe Ströme thermisch beschädigt werden kann, beträgt die Zeit bis zumEintreten des Schadens doch mehrere Sekunden. Deutlich kritischer ist jedoch dasLager, das aufgrund des niedrigen Öldrucks in Sekundenbruchteilen beschädigtwerden kann. Daher ist es unerlässlich für eine extrem schnelle Auslösung zu sorgen.Diese Auslösung sollte beinahe unverzögert stattfinden (< 100 ms).

Es besteht das Risiko, dass der Strom zum Generator bei unbeabsichtigterEinschaltung begrenzt ist, sodass der "normale" Überstrom- oderUnterimpedanzschutz die gefährliche Situation nicht erkennt. Die Verzögerungdieser Schutzfunktionen könnte zu lang sein. Die Rückleistungsüberwachung könntedie Situation erkennen, aber die Auslösezeit dieses Schutzes ist in der Regel zu lang.

Für große und wichtige Maschinen sollte daher ein schneller Schutz gegenunbeabsichtigte Zuschaltung in das Schutzschema aufgenommen werden.

Der Schutz gegen unbeabsichtigte Einschaltung kann durch eine Kombination ausUnterspannungs-, Überspannungs- und Überstromfunktionen erreicht werden. DieUnterspannungsfunktion erkennt mit einer Verzögerung von beispielsweise 10 s dieSituation, in welcher der Generator nicht mit dem Netz verbunden ist (stillstand) undaktiviert die Überstromfunktion. Die Überspannungsfunktion erkennt die Situation,in welcher der Generator ausser Betrieb genommen wird und deaktiviert dieÜberstromfunktion. Die Überstromfunktion hat einen Ansprechwert von etwa 50 %des Generator-Bemessungsstroms Die Auslöseverzögerung beträgt etwa 50 ms.



Die Parameter für die allgemeine Strom- und Spannungsschutzfunktion (CAGVPC)werden über die LHMI oder den Schutz- und Steuerungsmanager (PCM600) gesetzt.

Die Überstromstufen haben einen IMinx-Parameter (x=1 oder 2, jenach Stufe) zur Festlegung des minimalen Auslösestroms. Stellen Siefür jede Stufe IMinx unter den Wert von StartCurr_OCx ein, um eineRücksetzcharakteristik gemäß ANSI-Standard zu erzielen. Wenn inirgendeiner Stufe IMinx über dem Wert von StartCurr_OCx liegt,funktioniert das Rücksetzen gemäß ANSI-Standard so, als wäre derStrom null, wenn der Strom unter den Wert von IMinx fällt.



11.1.3.1 Gerichteter Gegensystemüberstromschutz

Die gerichtete Gegensystem-Überstromfunktion wird normalerweise alsempfindlicher Erdfehlerschutz für Leitungsabgänge verwendet, bei denen es infolgegegenseitiger Induktion zwischen zwei oder mehreren parallelen Leitungen zuunzulässiger Nullsystembeeinflussung kommen kann. Außerdem kann sie fürAnwendungen an Untergrundkabeln genutzt werden, bei denen die Nullimpedanzvon den Fehlerstromrückpfaden abhängt, die Gegensystemimpedanz des Kabels aberpraktisch konstant ist. Zu beachten ist, dass das gerichtete Gegensystem-Überstromelement vor allen unsymmetrischen Fehlern einschließlich Leiter-Leiter-Fehler schützt. Es ist darauf zu achten, dass der minimale Ansprechwert für einesolche Schutzfunktion über dem natürlichen Unsymmetrieniveau des Systemseingestellt wird.

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung des gerichteten Gegensystem-Überstromschutzelements in einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellung einerempfindlichen Erdfehlerschutz-Einrichtung für Leitungsabgänge.

Diese Funktionalität lässt sich mithilfe einer CVGAPC-Funktion erzielen. Folgendesmuss getan werden, um den korrekten Ablauf dieser Funktion sicherzustellen:

1. Dreiphasenströme und -spannungen mit einer CVGAPC-Instanz (z. B. GF04)verbinden

2. CurrentInput auf NegSeq setzen (beachten Sie, dass die CVGAPC-Funktion denI2-Strom und NICHT den 3I2-Strom misst. Dies ist wichtig für eine korrekteEinstellung des OC-Ansprechwerts)

3. VoltageInput auf -NegSeq setzen (beachten Sie, dass der Gegenspannungszeigerumgekehrt wird, um die Richtungsabhängigkeit zu vereinfachen)

4. Basisstromwert IBase auf primären Bemessungsstrom der Netzstromwandlereinstellen

5. Basisspannungswert UBase auf Bemessungsspannung Leiter-Leiter-Netz in kVeinstellen

6. RCADir auf den Wert +65 Grad setzen (NegSeq-Strom eilt im Fehlerfall beidiesem Winkel der NegSeq-Spannung nach)

7. ROADir auf den Wert 90 Grad einstellen8. LowVolt_VM auf den Wert 2 % setzen (Höhe der NegSeq-Spannung, über der das

Richtungselement aktiviert wird)9. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren10. Über Parameter CurveType_OC1 geeignete Kurve für TOC/IDMT oder

unabhängige Zeitverzögerung entsprechend den Netzschutzvorgaben wählen11. StartCurr_OC1 auf einen Wert zwischen 3 und 10 % setzen (typische Werte)12. tDef_OC1 oder Parameter "k" setzen, wenn TOC/IDMT-Kurven verwendet

werden, um die korrekte Zeitkoordination mit anderen in der Nähe der Leitungeingebauten Erdfehlerschutz-Einrichtungen sicherzustellen

13. DirMode_OC1 auf Vorwärts setzen14. DirPrinc_OC1 auf IcosPhi&U setzen15. ActLowVolt1_VM auf Block setzen

• Um eine korrekte Stabilisierung dieses Elements während einesdreipoligen Fehlers für die Stromwandler-Sättigung zu erreichen, kann dieStromstabilisierung verwendet und dieses Element für die ausschließliche



Auslösung bei einem NegSeq-Strom größer als ein bestimmter Prozentwert(typisch 10 %) des gemessenen PosSeq-Stroms in der Netzleitung aktiviertwerden. Hierzu sind die folgenden Einstellungen innerhalb derselbenFunktion vorzunehmen:

16. EnRestrainCurr auf Ein setzen17. RestrCurrInput auf PosSeq setzen18. RestrCurrCoeff auf den Wert 0.10 setzen

Gegebenenfalls kann diese CVGAPC-Funktion imRichtungsvergleichsschutzschema für den Leitungsschutz eingesetzt werden, wennKommunikationskanäle zur Gegenstation dieser Leitung verfügbar sind. In diesemFall sind normalerweise zwei NegSeq-Überstromstufen erforderlich. Eine für dieVorwärts- und eine für die Rückwärtsrichtung. Wie bereits erläutert, kann die OC1-Stufe zur Erkennung von Fehlern in Vorwärtsrichtung verwendet werden. Dieintegrierte OC2-Stufe kann hingegen zur Erkennung von Fehlern inRückwärtsrichtung genutzt werden.

Allerdings ist bei solchen Anwendungen Folgendes zu beachten:

• Die Sollwerte für die Einstellungen RCADir und ROADir gelten auch für dieOC2-Stufe

• Die Einstellung DirMode_OC2 muss auf Rückwärts gesetzt werden• Der Parameter StartCurr_OC2 muss empfindlicher eingestellt werden als der

Ansprechwert des OC1-Vorwärtselements (d. h. typischerweise 60 % desAnsprechwerts), um die korrekte Auslösung des Richtungsvergleichsschemas inStromumkehrungssituationen zu gewährleisten

• Ansprechsignale der Elemente OC1 und OC2 werden verwendet, um Vorwärts-und Rückwärtssignale an die Gegenstation der Leitung zu senden

• Der verfügbare Funktionsblock zur Schemakommunikation im Gerät wirdzwischen der Multifunktionsschutzfunktion und den Kommunikationsgerätenverwendet, um ein korrektes Angleichen der beiden Anregesignale zugewährleisten.

Die anderen verfügbaren Unterstrom-, Überspannungs- undUnterspannungsschutzelemente können für andere Schutz- und Alarmzweckeverwendet werden.

11.1.3.2 Gegensystemüberstromschutz

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines abhängigen Gegensystem-Überstromschutzes für einen Generator mit einerLeistungskonstante von 20 s und einem maximalen Dauergegensystem-Bemessungswert von 7 % des Generator-Bemessungsstroms.

Die ANSI-Norm definiert die häufig weltweit verwendete Leistungskurve für einenGegensystem-Überstromschutz eines Generators gemäß der folgenden Gleichung:



2op

NS

r

ktII

=æ öç ÷è ø


wobei

top ist die Auslösezeit in Sekunden des Gegensystem-Überstromschutzgeräts

k ist die Generatorleistungskonstante in Sekunden

INS ist der gemessene Gegensystemstrom

IR ist der Generator-Bemessungsstrom

Wird der Parameter x gemäß der folgenden Gleichung gleich dem maximalenDauergegensystem-Bemessungswert des Generators definiert

7% 0, 07x pu= =EQUATION1373 V1 DE (Gleichung 250)

Die Gleichung 249 kann wie folgt ohne Änderung des Wertes für die Auslösezeit desGegensystem-Überstromschutzgerät umgeformt werden:

2

2

1

op

NS

r

kxt

Ix I

×=

æ öç ÷×è ø


Um eine solche Schutzfunktionalität mit einer CVGAPC-Funktion zu erzielen,müssen die folgenden Einstellungen vorgenommen werden:

1. Dreiphasenströme mit einer CVGAPC-Instanz (z. B. GF01) verbinden2. Parameter CurrentInput auf den Wert NegSeq setzen3. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten

(A) einstellen4. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren5. Parameter CurveType_OC1 auf den Wert Programmierbar setzen



op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 DE (Gleichung 252)

wobei

top ist die Auslösezeit des abhängig verzögerten Überstromalgorithmus TOC/IDMT

k ist der Zeitmultiplikator (Parametereinstellwert)

M ist das Verhältnis zwischen dem Betrag des gemessenen Stroms und dem eingestelltenAuslösestromwert

A, B, C undP

sind benutzerdefinierbare Koeffizienten, welche die Kurve zur Berechnung der abhängigverzögerte Überstromfunktion TOC/IDMT festlegen

Beim Vergleich der Gleichung 249 mit der Gleichung 251 der abhängig verzögertenCharakteristik von OC1 wird offensichtlich, dass bei Befolgung der folgendenRegeln:

1. k gleich dem Gegensystem-Leistungswert des Generators setzen2. A_OC1 gleich dem Wert 1/x2 setzen3. B_OC1 = 0,0, C_OC1= 0,0 und P_OC1= 2,0 setzen4. StartCurr_OC1 gleich dem Wert x setzen

Dann kann die OC1-Stufe der CVGAPC-Funktion als abhängiger Gegensystem-Überstromschutz für einen Generator verwendet werden.

Für dieses besondere Beispiel sind die folgenden Einstellungen vorzunehmen, um denordnungsgemäßen Betrieb der Funktion zu gewährleisten

1. Gegensystemstrom als Messkriterium für diese CVGAPC-Funktion wählen2. Sicherstellen, dass der Basisstromwert für die CVGAPC-Funktion gleich dem

Generator-Bemessungsstrom ist3. k_OC1 = 20 setzen4. A_OC1= 1/0,072 = 204,0816 setzen5. B_OC1 = 0,0, C_OC1 = 0,0 und P_OC1 = 2,0 setzen6. "StartCurr_OC1" = 7 % setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Gegebenenfalls kann eineRücksetzzeitverzögerung für die OC1-Stufe festgelegt werden, um einenordnungsgemäßen Betrieb im Fall wiederholter Unsymmetrien sicherzustellen.

Außerdem können die anderen eingebauten Schutzelemente für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden (z. B. OC2 für Gegensystemstromalarm und OC1für Gegensystem-Überspannungsalarm).



11.1.3.3 Statorüberlastschutz für Generatoren gemäß IEC- und ANSI-Norm

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines Statorüberlastschutzes für Generatoren gemäß IEC- oder ANSI-Norm, wennder minimale Betriebsstrom auf 116 % des Generator-Bemessungsstroms eingestelltwird.

Der Statorüberlastschutz für Generatoren ist gemäß IEC- und ANSI-Norm fürTurbogeneratoren gemäß der folgenden Gleichung definiert:

2

1op

m

r

ktII

=æ ö

-ç ÷è ø


wobei

top ist die Auslösezeit des Statorüberlastschutzgeräts

k ist die Generatorleistungskonstante gemäß der jeweiligen Norm (k = 37,5 für die IEC-Norm oderk = 41,4 für die ANSI-Norm)

Im ist der Betrag des gemessenen Stromes

IR ist der Generator-Bemessungsstrom

Diese Gleichung gilt nur, wenn der gemessene Strom (z. B. Mitstrom) einenvoreingestellten Wert überschreitet (zumeist in einem Bereich von 105 bis 125 % desGenerator-Bemessungsstroms).

Durch Festlegung von Parameter x gleich dem pu-Wert (Wert pro Einheit) für dasgewünschte Ansprechen für das Überlastgerät gemäß der folgenden Gleichung:

x = 116% = 1.16 puEQUATION1377 V2 EN (Gleichung 254)

kann die Gleichung 3.5 kann wie folgt ohne Änderung des Wertes für die Auslösezeitdes Statorüberlast-Schutzgeräts umgeformt werden:

2

2

2

1

1op

m

r

kxt

Ix I x

×=

æ ö-ç ÷×è ø


Um eine solche Schutzfunktionalität mit einer CVGAPC-Funktion zu erzielen,müssen die folgenden Einstellungen vorgenommen werden:



1. Dreiphasenströme mit einer CVGAPC-Instanz (z. B. GF01) verbinden2. Parameter CurrentInput auf PosSeq setzen3. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten

(A) einstellen4. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren5. Parameter CurveType_OC1 auf den Wert Programmierbar setzen

op P

At k BM C

æ ö= × +ç ÷-è øEQUATION1375 V1 DE (Gleichung 256)

wobei

top ist die Auslösezeit des abhängig verzögerten Überstromalgorithmus TOC/IDMT

k ist der Zeitmultiplikator (Parametereinstellwert)

M ist das Verhältnis zwischen dem Betrag des gemessenen Stroms und dem eingestelltenAuslösestromwert

A, B, C undP

sind benutzerdefinierbare Koeffizienten, welche die Kurve zur Berechnung der abhängigverzögerte Überstromfunktion TOC/IDMT festlegen

Beim Vergleich der Gleichung 255 mit der Gleichung 256 der abhängig verzögertenCharakteristik der OC1 Auslösung wird offensichtlich, dass bei Befolgung derfolgenden Regeln:

1. k gleich dem Leistungswert des Generators gemäß IEC- oder ANSI-Norm setzen2. Parameter A_OC1 gleich dem Wert 1/x2 setzen3. Parameter C_OC1 gleich dem Wert 1/x2 setzen4. Parameter B_OC1 = 0,0 und P_OC1= 2,0 setzen5. StartCurr_OC1 gleich dem Wert x setzen

Dann kann die OC1-Stufe der CVGAPC-Funktion als abhängiger Gegensystem-Überstromschutz für einen Generator verwendet werden.

1. Mitstrom als Messkriterium für diese CVGAPC-Funktion wählen2. Sicherstellen, dass der Basisstromwert für die CVGAPC-Funktion gleich dem

Generator-Bemessungsstrom ist3. k = 37,5 für die IEC-Norm oder k = 41,4 für die ANSI-Norm setzen4. A_OC1= 1/1,162 = 0,7432 setzen5. C_OC1= 1/1,162 = 0,7432 setzen6. B_OC1 = 0,0 und P_OC1 = 2,0 setzen7. StartCurr_OC1 = 116 % setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Gegebenenfalls kann eine



Rücksetzzeitverzögerung für die OC1-Stufe festgelegt werden, um einenordnungsgemäßen Betrieb im Fall wiederholter Überlast sicherzustellen.

Die anderen verfügbaren Schutzelemente können für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden.

Auf ähnliche Weise kann ein Läuferüberlastschutz gemäß ANSI-Norm erreichtwerden.

11.1.3.4 Phasenüberwachung für Transformatoren, Leitungen oderGeneratoren und Leistungsschalter-Überschlagschutz fürGeneratoren

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines Leiterausfallschutzes. Ein solcher Schutz wird mithilfe einer CVGAPC-Funktion erreicht, indem der unsymmetrische Strom mit einem voreingestellten Wertverglichen wird. Um eine solche Funktion sicherer zu machen, ist es möglich, sie mitder Vorgabe zu beschränken, dass gleichzeitig der gemessene unsymmetrische Strom97 % größer als der maximale Leiterstrom sein muss. Dadurch wird sichergestellt,dass die Funktion nur dann anspricht, wenn einer der Leiter unterbrochen ist. Einesolche Funktionsweise lässt sich in der CVGAPC-Funktion ganz einfach durch dieAktivierung der Stromstablilisierung erreichen. Folgendes muss getan werden, umden korrekten Ablauf dieser Funktion sicherzustellen:

1. Dreiphasenströme vom geschützten Objekt mit einer CVGAPC-Instanz (z. B.GF03) verbinden

2. Parameter CurrentInput auf UnbalancePh setzen3. EnRestrainCurr auf Ein setzen4. RestrCurrInput auf MaxPh setzen5. RestrCurrCoeff auf den Wert 0,97 setzen6. Bezugsstromwert auf den Bemessungsstrom des zu überwachenden Objekts in

Primärstromwerten (A) einstellen7. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren8. Parameter CurveType_OC1 auf IEC Def. Time setzen9. Parameter StartCurr_OC1 auf den Wert 5 % setzen10. Parameter tDef_OC1 auf die gewünschte Zeitverzögerung (z. B. 2,0 s) setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Zu beachten ist jedoch, dass die Sollwerte für denStabilisierungsstrom und seinen Koeffizienten auch für die OC2-Stufe gelten, sobalddiese aktiviert wird.

Außerdem können die anderen eingebauten Schutzelemente für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden. So lässt sich beispielsweise im Fall einerGeneratoranwendung durch die Aktivierung der OC2-Stufe mit einem gewähltenAnregewert von 200 % und einer Zeitverzögerung von 0,1 s auf einfache und effektiveWeise ein Leistungsschalterpol-Überschlagschutz erreichen.



11.1.3.5 Spannungsabhängiger Überstromschutz für Generatoren undMaschinentransformatoren

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellungeines spannungsunabhängigen Überstromschutzes für einen Generator. Lassen Sieuns annehmen, dass die Zeitkoordinierungsuntersuchung die folgendenerforderlichen Einstellungen ergibt:

• AMZ-Kennlinie (TOC/IDMT): ANSI stark stromabhängig (very inverse)• Auslösestrom von 185 % des Generator-Bemessungsstroms bei Generator-

Bemessungsspannung• Auslösestrom 25 % des ursprünglichen Auslösestromwerts bei

Generatorspannungen 25 % unter der Bemessungsspannung


1. Dreiphasen-Generatorströme und -spannungen mit einer CVGAPC-Instanz(z. B. GF05) verbinden

2. Parameter CurrentInput auf MaxPh setzen3. Parameter VoltageInput auf MinPh-Ph setzen (es wird davon ausgegangen, dass

die minimale Leiter-Leiter-Spannung als Stabilisierungsgröße verwendetwerden soll; alternativ kann für die Stabilisierung die Mitsystemspannunggenutzt werden, indem für diesen Einstellparameter der Wert PosSeq gewähltwird)

4. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten(A) einstellen

5. Bezugsspannungswert auf die Leiter-Leiter-Bemessungsspannung desGenerators in kV einstellen

6. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren7. CurveType_OC1 auf den Wert ANSI Very inv setzen8. Falls erforderlich, die kürzeste Ansprechzeit für die Kurve mit dem Parameter

tMin_OC1 (Standardwert 0,05 s) setzen9. StartCurr_OC1 auf den Wert 185 % setzen10. VCntrlMode_OC1 auf Ein setzen11. VDepMode_OC1 auf Slope setzen12. VDepFact_OC1 auf den Wert 0,25 setzen13. UHighLimit_OC1 auf den Wert 100 % setzen14. ULowLimit_OC1 auf den Wert 25 % setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Außerdem können die anderen eingebautenSchutzelemente für andere Schutz- und Alarmzwecke verwendet werden.



11.1.3.6 Untererregungsschutz für einen Generator

Es folgt ein Beispiel für die Verwendung des gerichteten Mitsystem-Überstromschutzelements in einer CVGAPC-Funktion zur Bereitstellung einesUntererregungsschutzes für einen Generator. Lassen Sie uns annehmen, dassausgehend von den Bemessungsdaten des Generators die folgenden Werte berechnetwurden:

• Maximale Generatorleistung zur kontinuierlichen Aufnahme der Blindleistungbei Null Wirklast beträgt 38% des Generator MVA-Bemessungswerts

• Generator Kippwinkel 84 Grad


1. Dreiphasen-Generatorströme und -spannungen mit einer CVGAPC-Instanz(z. B. GF02) verbinden

2. Parameter CurrentInput auf PosSeq setzen3. Parameter VoltageInput auf PosSeq setzen4. Bezugsstromwert auf den Generator-Bemessungsstrom in Primärstromwerten

(A) einstellen5. Bezugsspannungswert auf die Leiter-Leiter-Bemessungsspannung des

Generators in kV einstellen6. Parameter RCADir auf den Wert -84 Grad setzen (Strom eilt der Spannung mit

diesem Winkel voraus)7. Parameter ROADir auf den Wert 90 Grad setzen8. Parameter LowVolt_VM auf den Wert 5 % setzen9. Eine Überstromstufe (z. B. OC1) aktivieren10. Parameter CurveType_OC1 auf IEC Def. Time setzen11. Parameter StartCurr_OC1 auf den Wert 38 % setzen12. Parameter tDef_OC1 auf den Wert 2,0 s setzen (typische Einstellung)13. Parameter DirMode_OC1 auf Vorwärts setzen14. Parameter DirPrinc_OC1 auf IcosPhi&U setzen15. Parameter ActLowVolt1_VM auf Block setzen

Der so erreichte korrekte Ablauf der CVGAPC-Funktion kann leicht durch einenzweiten Durchlauf bestätigt werden. Alle anderen Einstellungen können auf denStandardwerten belassen werden. Zu beachten ist jedoch, dass die Sollwerte für dieRCA- und ROA-Winkel auch für die OC2-Stufe gelten, wenn die Richtungsfunktionfür diese Stufe aktiviert ist. Abbildung 202 zeigt die allgemeine Schutzcharakteristik

Die anderen verfügbaren Schutzelemente können für andere Schutz- undAlarmzwecke verwendet werden.



IEC05000535 V2 DE

Abb. 202: Verlust der Erregung

11.1.3.7 Generator-Zuschaltschutz

Wenn der Generator außer Betrieb genommen und in einen Stillstand versetzt wird,besteht das Risiko, dass der Leistungsschalter des Generators versehentlichgeschlossen wird.

Die Aktivierung des Generators bei einem Stillstand oder beim Drehen des Getriebesbewirkt, dass er sich ähnlich wie ein Induktionsmotor verhält und beschleunigt. DieMaschine stellt eine subtransiente Reaktanz für das System dar und kann bis zu vierBemessungsstromeinheiten ergeben, abhängig von der äquivalentenSystemimdepanz. Die Anschlussspannung der Maschine kann zwischen 20 und 70 %der Bemessungsspannung betragen, abhängig von der äquivalenten Systemimpedanz(einschließlich Blocktransformator). Höhere Maschinenströme und -spannungen(3-4 Bemessungsstromeinheiten und 50-70 % Bemessungsspannung) ist zu erwarten,wenn der Generator an ein starkes System angeschlossen wird. Geringere Strom- undSpannungswerte (1-2 Bemessungsstromeinheiten und 20-40 %Bemessungsspannung) sind repräsentativ für schwächere Systeme.

Da sich in Generator ähnlich wie ein Induktionsmotor verhält, werden während derBeschleunigung im Läufer hohe Ströme erzeugt. Der Läufer kann durch übermäßighohe Ströme innerhalb weniger Sekunden thermisch beschädigt werden. Jedoch stelltdas Lager das größere Problem dar, da es aufgrund des geringen Öldrucks imBruchteil einer Sekunde beschädigt werden kann. Daher ist ein sehr schnellesAuslöseverhalten absolut notwendig. Das Auslösen muss nahezu unverzögertgeschehen (< 100 ms).

Es besteht das Risiko, dass der bei einem versehentlichen Zuschalten in den Generatoreingespeiste Strom begrenzt ist, sodass die "normalen" Überstrom- oderUnterimpedanzschutzvorrichtungen die Gefahrensituation nicht erkennen. DieVerzögerungszeit dieser Schutzfunktionen kann zu lang sein. Der



Rückleistungsschutz kann die Situation erkennen, aber die Ansprechzeit des Schutzesist normalerweise zu lang.

Für große und wichtige Maschinen sollte daher eine schnellere Schutzvorrichtung fürunbeabsichtiges Zuschalten im Schutzschema vorhanden sein.

Der Schutz vor einer unbeabsichtigten Bestromung kann zusammen mitUnterspannungs-, Überspannungs- und Überstromschutzfunktionen realisiertwerden. Die Unterspannungsschutzfunktionen erkennt beispielsweise mit einerVerzögerung von 10 s die Situation, wenn der Generator nicht an das Netzangeschlossen ist (Stillstand), und aktiviert die Überstromschutzfunktion. DieÜberspannungsschutzfunktion erkennt die Situation, wenn der Generator in Betriebgenommen wird, und deaktiviert die Überstromschutzfunktion. DieÜberstromschutzfunktion hat einen Ansprechwert von etwa 50 % des Generator-Bemessungsstroms. Die Auslöseverzögerung liegt bei etwa 50 ms.

Die Funktion bei unbeabsichtigter Bestromung wird mithilfe einer allgemeinenStrom- und Spannungsschutzfunktion (CVGAPC) realisiert. Abbildung 203 zeigt dieKonfiguration der Funktion.

en08000288.vsd

3IP3UP

BLKOC1

TROV1

TROC1

CVGAPC

TRUV1

S

R

Q

Q

IEC08000288 V1 DE

Abb. 203: Konfiguration der Generatorzuschaltschutzfunktion

Die Einstellung der Funktion bei Anwendung zum Schutz vor unbeabsichtigterZuschaltung ist wie nachfolgend beschrieben vorzunehmen. Es wird angenommen,



dass die Instanz nur für die Anwendung als Zuschaltschutz verwendet wird. Es istjedoch möglich die Instanz durch die Verwendung von OC2, UC1,UC2, OV2 undUV2 für andere Schutzanwendungen zu erweitern.

11.1.3.8 Allgemeine Einstellungen für die Instanz

Operation: Mit dem Parameter Operation kann die Funktion auf Ein/Aus gesetztwerden.

CurrentInput: Der für die Anwendung des Schutzes vor unbeabsichtigter Bestromungverwendete Strom wird mit dem Parameter CurrentInput festgelegt. Hiermit dieEinstellung MaxPh gewählt.

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

VoltageInput: Die für die Anwendung des Schutzes vor unbeabsichtigter Bestromungverwendete Spannung wird mit dem Parameter VoltageInput festgelegt. Hiermit dieEinstellung MaxPh-Ph gewählt.

OperHarmRestr: Eine Stabilisierung der 2. Oberschwingung wird in dieserAnwendung nicht verwendet: OperHarmRestr ist auf Aus eingestellt. Der Parameterkann auf Ein gesetzt werden, wenn die Instanz auch für andere Schutzfunktionengenutzt wird.

EnRestrainCurr: Die Stabilisierungsstromfunktion wird in dieser Anwendung nichtverwendet: EnRestrainCurr ist auf Aus eingestellt. Der Parameter kann auf Eingesetzt werden, wenn die Instanz auch für andere Schutzfunktionen genutzt wird.

11.1.3.9 Einstellungen für OC1

Operation_OC1: Der Parameter Operation_OC1 wird auf Ein gesetzt, um dieseFunktion zu aktivieren.

StartCurr_OC1: Der Ansprechstrom für OC1 wird mit dem ParameterStartCurr_OC1 festgelegt. Die Einstellung erfolgt in % von IBase. Die Einstellungsollte so vorgenommen werden, dass der Schutz in allen Situationen aktiviert wird, indenen der Generator ans Netz in Stillstandsituationen angeschlossen ist. DerGeneratorstrom in solchen Situationen hängt ab von der Kurzschlusskapazität desexternen Netzes. Es wird jedoch angenommen, dass bei einer Einstellung von 50 %des Generator-Bemessungsstroms alle Situationen erkannt werden, in denen eineversehentliche Aktivierung des Generators erfolgt.

CurveType_OC1: Die Zeitverzögerung von OC1 sollte vom Typ definite(unabhängige) Zeit sein; dies wird mit dem Parameter CurveType_OC1 eingestellt,wobei ANSI Def. Time gewählt wird.

tDef_OC1: Die Zeitverzögerung wird mit dem Parameter tDef_OC1 eingestellt undwird dabei auf eine kurze Zeit gesetzt. 0,05 s wird empfohlen.



VCntrlMode_OC1: Spannungsregelungsmodus für OC1: VCntrlMode_OC1 ist aufAus eingestellt.

HarmRestr_OC1: Oberschwingungsstabilisierung für OC1: HarmRestr_OC1 ist aufAus eingestellt.

DirMode_OC1: Richtungsmodus für OC1: DirMode_OC1 ist auf Aus eingestellt.

11.1.3.10 Einstellung für OC2

Operation_OC2: Operation_OC2 ist auf Aus eingestellt, wenn die Funktion nicht fürandere Schutzfunktionen genutzt wird.

11.1.3.11 Einstellung für UC1

Operation_UC1: Operation_UC1 ist auf Aus eingestellt, wenn die Funktion nicht fürandere Schutzfunktionen genutzt wird.

11.1.3.12 Einstellung für UC2

Operation_UC2: Operation_UC2 ist auf Aus eingestellt, wenn die Funktion nicht fürandere Schutzfunktionen genutzt wird.

11.1.3.13 Einstellungen für OV1

Operation_OV1: Der Parameter Operation_OV1 wird auf Ein gesetzt, um dieseFunktion zu aktivieren.

StartVolt_OV1: Die Ansprechspannung für OV1 wird mit dem ParameterStartVolt_OV1 festgelegt. Die Einstellung erfolgt in % von UBase. Die Einstellungsollte so vorgenommen werden, dass der Schutz die Funktion in allenNormalsituationen blockiert. Die Einstellung ist mit der niedrigstenAnsprechspannung des Generators zuzüglich einer Sicherheitsreserve vorzunehmen.Die Einstellung 85 % ist in den meisten Fällen ausreichend.

CurveType_OV1: Die Zeitverzögerung von OV1 sollte vom Typ definite(unabhängige) Zeit sein; dies wird mit dem Parameter CurveType_OV1 eingestellt,wobei Definite time gewählt wird.

ResCrvType_OV1: Die Zeitverzögerung von OV1 sollte unverzögert sein; dies wirdmit dem Parameter ResCrvType_OV1 eingestellt, wobei Instantaneous gewählt wird.

tDef_OV1: Die Zeitverzögerung wird mit dem Parameter tDef_OV1 so eingestellt,dass die Funktion zum Schutz vor unbeabsichtigter Bestromung in kürzester Zeit nachder Zuschalten der Energiezufuhr für den Generator aktiv ist. 1,0 s wird empfohlen.



11.1.3.14 Einstellung für OV2

Operation_OV2:Operation_OV2 ist auf Aus eingestellt, wenn die Funktion nicht fürandere Schutzfunktionen genutzt wird.

11.1.3.15 Einstellungen für UV1

Operation_UV1: Der Parameter Operation_UV1 wird auf Ein gesetzt, um dieseFunktion zu aktivieren.

StartVolt_UV1: Die Ansprechspannung für UV1 wird mit dem ParameterStartVolt_UV1 festgelegt. Die Einstellung erfolgt in % von UBase. Die Einstellungsollte so vorgenommen werden, dass alle Situationen, in denen der Generator nichtangeschlossen ist, erkannt werden. Die Einstellung 70 % ist in den meisten Fällenausreichend.

CurveType_UV1: Die Zeitverzögerung von UV1 sollte vom Typ definite(unabhängige) Zeit sein; dies wird mit dem Parameter CurveType_UV1 eingestellt,wobei Definite time gewählt wird.

ResCrvType_UV1: Die Rückfallzeitverzögerung von UV1 sollte geringfügigverzögert sein, damit die Funktion im Fall einer unbeabsichtigten Bestromung desGenerators nicht vor dem Auslösen von OC1 blockiert wird. Der ParameterResCrvType_UV1 wird auf Frozen timer gesetzt.

tDef_UV1: Die Zeitverzögerung wird mit dem Parameter tDef_UV1 so eingestellt,dass die Funktion zum Schutz vor unbeabsichtigter Bestromung nach einiger Zeitaktiviert wird, wenn der Generator vom Stromnetz getrennt ist. 10,0 s wirdempfohlen.

tResetDef_UV1: Die Rückfallzeit von UV1 wird mit dem Parameter tResetDef_UV1eingestellt. Der Wert 1,0 s wird empfohlen.

11.1.3.16 Einstellung für UV2

Operation_UV2: Operation_UV2 ist auf Aus eingestellt, wenn die Funktion nicht fürandere Schutzfunktionen genutzt wird.



Abschnitt 12 Anlagen Schutz und Steuerung

12.1 Mehrzweckfilter SMAIHPAC




Mehrzweckfilter SMAIHPAC - -

12.1.2 Anwendung

Der Funktionsblock für den Mehrzweckfilter mit der Bezeichnung SMAI HPAC wirdals dreiphasiger Filter angeordnet. Seine Benutzeroberfläche (d. h. Ausgänge desFunktionsblocks) ist der des standardmäßigen VorverarbeitungsfunktionsblocksSMAI sehr ähnlich. Der Hauptunterschied ist jedoch, dass mit ihm sämtlicheFrequenzkomponenten aus dem Eingangssignal extrahiert werden können. Für allevier in diesen Filter eingespeisten Analogeingangssignale (d. h. drei Leiter und derNullstrom) werden zuerst die mit einer Abtastrate von 20 Messpunkten proGrundzyklus erfassten Eingangsmessproben vom TRM-Modul gespeichert. Wenn iminternen Speicher genügend Messproben vorhanden sind, werden die Zeigerwerte mitder im Einstellparameter SetFrequency festgelegten Frequenz berechnet. Für jedenberechneten Zeiger sind die folgenden Werte intern verfügbar:

• Größen• Phasenwinkel• Exakte Frequenz des extrahierten Signals

Der SMAI HPAC-Filter wird immer in Verbindung mit einer anderen Schutzfunktion(d. h. Mehrzweckschutzfunktion, Überstromfunktion, Überspannungsfunktion oderÜberleistungsfunktion) verwendet. Auf diese Weise sind viele verschiedeneSchutzanwendungen möglich. So können beispielsweise die folgenden Schutz-,Überwachungs- und Messfunktionen eingerichtet werden:

• Sub-synchroner Resonanzschutz für Turbogeneratoren• Sub-synchroner Schutz für Windenergieanlagen/Windparks• Erkennung von sub-synchronen Schwingungen zwischen HVDC-Verbindungen

und Synchrongeneratoren• Übersynchroner Schutz• Erkennung des Auftretens geomagnetisch induzierter Ströme

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 12Anlagen Schutz und Steuerung


• Überstrom- oder Überspannungsschutz bei spezifischen Frequenzen vonOberschwingungen, subharmonischen Schwingungen, interharmonischenSchwingungen usw.

• Auftreten spezieller Eisenbahnfrequenzen (z. B. 16,7 Hz oder 25 Hz) imdreiphasigen Netz

• Empfindlicher Rückleistungsschutz• Stator- oder Rotor-Erdfehlerschutz für spezielle Einspeisungsfrequenzen (z. B.

25 Hz)• usw.

Der Filterausgang kann auch mit den Messfunktionsblöcken wie CVMMXN(Messungen), CMMXU (Leiterstrommessung), VMMXU (Leiter-Leiter-Spannungsmessung) usw. verbunden sein, um die extrahierten Zeigerwerte an dasÜberwachungssystem (z. B. MicroSCADA) zu melden.

In der nachfolgenden Abbildung sind typische Konfigurationsverbindungendargestellt, die für die Nutzung dieses Filters in Verbindung mit derMehrzweckfunktion als ungerichteten Überstromschutz benötigt werden.


Stromwandler-eingänge HPAC-Filter

Standard-Mehrzweckfunktion

Vorverarbeitungs-FB

IEC13000179 V1 DE

Abb. 204: Erforderliche ACT-Konfiguration

Mit einem solchen Überstromschutz kann beispielsweise der sub-synchroneResonanzschutz von Turbogeneratoren erreicht werden.

12.1.3 Einstellungsrichtlinien

12.1.3.1 Einstellungsbeispiel

Es ist ein Relaistyp zu ersetzen, der für den sub-synchronenResonanzüberstromschutz eines Generators verwendet wird. Das Relais hat eineinverse Ansprechzeitcharakteristik, die anhand der folgenden Gleichung berechnetwird:

Abschnitt 12 1MRK 502 051-UDE -Anlagen Schutz und Steuerung


01op

s

Kt T

I= +


Dabei gilt:

• top ist die Ansprechzeit des Relais• T01 ist die feste Zeitverzögerung (Einstellung)• K ist eine Konstante (Einstellung)• IS ist der gemessene sub-synchrone Strom in Ampere

Das vorhandene Relais wurde an einem großen 50-Hz-Turbogenerator angewendet,der an der Welle eine mechanische Resonanzfrequenz von 18,5 Hz hatte. DieRelaiseinstellung war T01 = 0,64 Sekunden, K= 35566 Ampere und der minimale sub-synchrone Ansprechstrom wurde eingestellt auf IS0=300 Ampere.

Lösung mit Gerät der 670 Serie:

Zunächst ist die Gerätekonfiguration gemäß Abbildung 204 vorzunehmen. Dann sinddie Einstellungen für den SMAI HPAC-Filter und für die Mehrzweckfunktion wiefolgt von den vorhandenen Relaiseinstellungen abzuleiten:

Die sub-synchrone Stromfrequenz wird wie folgt berechnet:

50 18.5 31.5sf Hz Hz Hz= - =EQUATION13000030 V1 DE (Gleichung 258)

Um das im dominierenden 50-Hz-Signal vorhandene schwache sub-synchrone Signaleinwandfrei zu extrahieren, ist der SMAI HPAC-Filter gemäß den Angaben in dernachfolgenden Tabelle einzustellen:

Tabelle 42: Vorgeschlagene Einstellungen für SMAIHPAC

I_HPAC_31_5Hz: SMAIHPAC:1

ConnectionType Ph — N

SetFrequency 31,5

FreqBandWidth 0,0

FilterLength 1,0 s

OverLap 75

Operation On

Jetzt sind die Einstellungen für die Mehrzweck-Überstromstufe 1 abzuleiten, um dievorhandene Ansprechcharakteristik des Relais zu emulieren. Um exakt die gleicheinverse Ansprechzeitcharakteristik zu erzielen, wird die für die Mehrzweck-Überstromstufe 1 angewendete programmierbare AMZ-Kennlinie verwendet, die dienachfolgende Gleichung hat (weiterführende Informationen siehe Abschnitt „InverseZeitcharakteristiken“ im TRM).



[ ] ptAs B k

i Cin

æ öç ÷ç ÷= + ×ç ÷æ ö -ç ÷ç ÷>è øè ø


Für eine Anpassung an die frühere Relaischarakteristik kann die Gleichung wie folgtumgeschrieben werden:

[ ] 011 1

0

so

s

so

t

KIs T

II

æ öç ÷ç ÷= + ×ç ÷æ öç ÷-ç ÷ç ÷è øè ø


Wenn somit beim Einstellen der Mehrzweck-Überstromstufe 1 die folgenden Regelnbeachtet werden:

• in > = IS0= 300 A• 35566 118.55

300so

AKI

= = =

•01 0.64B T= =

• 0.0C =

• 1.0p =

• 1.0k =

wird eine exakte Nachbildung des vorhandenen Relais erreicht. In der nachfolgendenTabelle sind alle erforderlichen Einstellungen für die Mehrzweckfunktionzusammengefasst:

Parametersatz 1

Operation On

CurrentInput MaxPh

IBase 1000

VoltageInput MaxPh

UBase 20,50

OPerHarmRestr Aus

I_2ndI_fund 20,0

BlkLevel2nd 5000

EnRestrainCurr Aus

RestrCurrInput PosSeq


Abschnitt 12 1MRK 502 051-UDE -Anlagen Schutz und Steuerung


RestrCurrCoeff 0,00

RCADir -75

ROADir 75

LowVolt_VM 0,5

OC1

Parametersatz 1

Operation_OC1 On

StartCurr_OC1 30,0

CurrMult_OC1 2,0

CurveType_OC1 Programmierbar

tDef_OC1 0,00

k_OC1 1,00

tMin1 30

tMin_OC1 1,40

ResCrvType_OC1 Unverzögert

tResetDef_OC1 0,00

P_OC1 1,000

A_OC1 118,55

B_OC1 0,640

C_OC1 0,000



Abschnitt 13 Sekundärsystem-Überwachung

13.1 Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC




Stromwandlerkreisüberwachung CCSSPVC - 87

13.1.2 Anwendung

Offene oder kurzgeschlossene Stromwandlerkreise können ungewollte Auslösungenvieler Schutzfunktionen wie z. B. Differentialschutz-, Erdfehlerschutz- undGegensystemstromschutz-Funktionen (Schieflastschutz) zur Folge haben. StehenStröme aus zwei unabhängigen Stromwandlersätzen, die durch den gleichenPrimärstrom durchflossen sind, zur Verfügung, kann eine zuverlässigeStromwandlerkreisüberwachung über den Vergleich der Ströme der beiden Sätzeneingerichtet werden. Wird ein Fehler in einem der Stromwandlerkreise erkannt,können die betroffenen Schutzfunktionen blockiert und ein Alarm ausgegebenwerden.

Im Fall hoher Ströme kann ungleiche Transientensättigung von Stromwandlerkernenmit unterschiedlichen Remanenzen oder Sättigungsfaktoren zu Differenzen in denSekundärströmen der beiden Stromwandlersätze führen. Eine unerwünschteBlockierung der Schutzfunktionen während der Transientenphase muss folglichvermieden werden.

Die Überwachung der Stromwandlerkreise CCSSPVC muss empfindlich sein undüber eine kurze Auslösedauer verfügen, um unerwünschte Auslösungen beischnellen, empfindlichen Schutzfunktionen im Fall fehlerhafter Stromwandler-Sekundärkreise zu vermeiden.

Offene Stromwandlerkreise erzeugen extrem hohe Spannungen inden Stromkreisen, die für das Personal äußerst gefährlich seinkönnen. Auch die Isolierung kann beschädigt werden und in der Folgeweitere Probleme hervorrufen.Bei der Anwendung muss dieses daher berücksichtigt werden,insbesondere wenn die Schutzfunktionen blockiert sind.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 13Sekundärsystem-Überwachung




Die Stromkreisüberwachung CCSSPVC vergleicht den berechneten Summenstromaus einem Stromwandlersatz für die drei Leiterströme mit dem Strom desSummenstrompfad eines anderen Stromwandlersatzes mit den gleichenLeiterströmen.

Der Mindest-Ansprechstrom, IMinOp, muss mindestens auf den doppeltenSummenstrom im überwachten Stromwandlerkreis unter normalenBetriebsbedingungen und beim Bemessungsprimärstrom eingestellt werden.

Der Parameter Ip>Block wird gewöhnlich auf 150% gesetzt, um die Funktion beitransienten Bedingungen zu blockieren.

Der Ausgang FAIL ist an den Blockiereingang der Schutzfunktion angeschlossen, diebei fehlerhaften Stromwandler-Sekundärkreisen blockiert werden soll.

13.2 Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC




Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC - -

13.2.2 Anwendung

Die verschiedenen Schutzfunktionen im Schutz-IED arbeiten auf der Basis der inRelaisanschlüssen gemessenen Spannung. Beispiele:

• Impedanzschutzfunktionen• Unterspannungsfunktion• Einschaltprüffunktion und Spannungsüberprüfung für die

Schwacheinspeiselogik

Diese Funktionen können ungewollt auslösen, wenn im Sekundärkreis zwischen deneinzelnen Spannungsmesswandlern und dem Gerät ein Fehler auftritt.

Um solche unerwünschte Auslösungen zu verhindern, können verschiedeneMessungen verwendet werden. In den Spannungsmesskreisen solltenSicherungsautomaten so nah wie möglich an den Spannungsmesswandlern gelegenund mit zusätzlichen Kontakten ausgestattet sein, die mit dem Gerät verdrahtet sind.

Abschnitt 13 1MRK 502 051-UDE -Sekundärsystem-Überwachung


Getrennte Geräte oder Elemente, die für die Überwachung von Sicherungsausfällenzuständig sind, innerhalb der Schutz- und Überwachungsgeräte sind eine weitereMöglichkeit. Diese Lösungen werden kombiniert, um mit der Funktion für dieSpannungswandlerüberwachung (FUFSPVC) bestmögliche Ergebnisse zu erzielen.

Die in den Geräten integrierte Funktion FUFSPVC können Produkte auf der Basis vonexternen Binärsignalen vom Sicherungsautomaten oder vom Trenner arbeiten. Imersten Fall wirkt sich dies auf die Arbeitsweise aller spannungsabhängigenFunktionen aus, während der zweite Fall die Impedanzmessfunktionen nicht betrifft.

Der Algorithmus zur Erkennung von Gegensystemströmen basiert auf denGegensystem-Messgrößen und wird für den Einsatz in isolierten oder inresonanzgeerdeten Netzen empfohlen: ein hoher Spannungswert 3U2 ohne dasVorhandensein eines Gegensystemstroms 3I2 ist ein Zustand, der mit einemSpannungswandlerfehler zusammenhängt.

Der Algorithmus zur Erkennung von Nullsystemströmen basiert auf den Nullsystem-Messgrößen und wird für den Einsatz in direkt oder niederohmig geerdeten Netzenempfohlen: ein hoher Spannungswert 3U0 ohne das Vorhandensein eines Stromwerts3I0 ist ein Zustand, der mit einem Spannungswandlerfehler zusammenhängt. DieseFunktion sollte nicht verwendet werden, wenn die Leitung eine Schwacheinspeisungdes Nullsystemstroms haben kann.

Ein Kriterium, das auf den Differenzstrom- und Differenzspannungsmessungenbasiert, kann der Spannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion hinzugefügtwerden, um einen dreipoligen Automatenfehler zu erkennen. Dies ist beispielsweisebeim Schalten dreipoliger Spannungswandler günstig.


13.2.3.1 Allgemeines

Die Gegen- und Nullsystem-Spannungen und -Ströme sind immer deshalbvorhanden, da im primären System unterschiedliche Unsymmetrien und Unterschiedein den Strom- und Spannungsmesswandlern vorliegen. Der Mindestwert für denBetrieb der Strom- und Spannungsmesselemente muss, abhängig von denBetriebsbedingungen, immer mit einem Sicherheitszuschlag von 10 bis 20%festgelegt werden.

Beachten Sie besonders die Asymmetrie der Messgrößen, wenn die Funktion auflänger nicht reagierende Leitungen, wie Leitungen mit mehreren Stromkreisen,angewendet wird.

Die Einstellungen für den Gegensystem-, Nullsystem- und Differenzgröße-basiertenAlgorithmus erfolgen in Prozent der Grundspannung und des Grundstroms für dieFunktion entspricht. Die allgemeinen Geräte-Basiswerte für Primärstrom (IBase),Primärspannung (UBase) und Primärleistung (SBase) werden in den BasiswertenGBASVAL eingestellt. Der Einstellung GlobalBaseSel wird verwendet, um einebestimmte GBASVAL-Funktion auszuwählen und ihre Basiswerte zu verwenden.



13.2.3.2 Einstellen gängiger Parameter

Setzen Sie die Betriebsmodusauswahl Operation auf Ein, um dieSpannungswandlerfunktion auszulösen.

Der Spannungsschwellenwert USealIn< wird verwendet, um eineUnterspannungsbedingung im Netz zu erkennen. Setzen Sie USealIn< unter dieminimale Auslösespannung, die bei Notfallbedingungen auftreten kann. Wirschlagen hierfür eine Einstellung von etwa 70 % von UBase vor.

Durch die Rückfallzeit von 200 ms zur Erkennung spannungsfreier Leitungen ist esempfehlenswert, SealIn immer auf Ein zu stellen, da hierdurch sicher gestellt wird,dass bei einem anhaltenden Spannungswandlerfehler durch Schließen des lokalenLeistungsschalters bei bereits von der Gegenseite eingeschalteter Leitung auch einSpannungswandlerfehler angezeigt wird. Wenn der entfernte Leistungsschalterschließt, wird die Spannung wieder aufgebaut – mit Ausnahme des Leiters, in dem einanhaltender Sicherungsausfall vorliegt. Da der Leistungsschalter offen ist, fließt keinStrom, und die Anzeige des spannungslosen Leiters bleibt im Leiter mit derausgelösten Sicherung bestehen. Wenn der Leistungsschalter schließt, beginnt derStrom zu fließen und die Funktion erkennt die Automatenausfall-Situation. Aufgrunddes Rückfallzeitglied von 200 ms wird der Ausgang BLKZ jedoch erst nach 200 msaktiviert. Das bedeutet, dass die Distanzschutzfunktionen nicht blockiert werden undaufgrund der Situation „Strom ohne Spannung“ auslösen könnten.

Die Betriebsmodusauswahl OpMode wurde eingeführt, um eine bessere Anpassungan die Netzbedingungen zu ermöglichen. Die Modusauswahl ermöglicht es,Interaktionen zwischen dem Gegensystem- und dem Nullsystem-basiertenAlgorithmus auszuwählen. In normalen Anwendungsfällen ist unter OpModeentweder UNsINs für den Gegensystem-basierten Algorithmus oder UZsIZs für denNullsystem-basierten Algorithmus ausgewählt. Falls gemäß Systemanalysen oderErfahrungen in der Praxis die Gefahr besteht, dass dieSpannungswandlerüberwachungsfunktion aufgrund der Systembedingungen nichtaktiviert wird, kann die Zuverlässigkeit dieser Funktion erhöht werden, indemOpMode auf UZsIZs OR UNsINs oder OptimZsNs eingestellt wird. Im Modus UZsIZsOR UNsINs sind sowohl der Gegensystem- als auch die Nullsytem-basiertenAlgorithmen aktiviert und OR-verknüpft. Auch im Modus OptimZsNs sind sowohlder Gegensystem- als auch die Nullsystem-basierten Algorithmen aktiviert und derAlgorithmus mit dem höchsten gemessenen Strom im Gegen- oder Nullsystem wirddurchlaufen. Wenn es erforderlich ist, die Sicherheit derSpannungswandlerüberwachung zu erhöhen, kann für OpMode die EinstellungUZsIZs AND UNsINs gewählt werden, wodurch sowohl der Gegensystem- als auchdie Nullsystem-basierten Algorithmen aktiviert und AND-verknüpft sind. D. h., beideAlgorithmen müssen Bedingungen für den Block angeben, damit dieAusgangssignale BLKU bzw. BLKZ aktiviert werden.



13.2.3.3 Gegensystemgröße

Der Relais-Einstellwert 3U2> wird in Prozent der Grundspannung UBase angegebenund sollte nicht unter dem Wert eingestellt werden, der in der folgenden Gleichungberechnet wird 261.

3 23 2 100UU

UBase> = ×


wobei

3U2 ist die maximale Gegensystemspannung bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Tole‐ranz von 10...20 %

UBase ist die Grundspannung für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel

Die Einstellung der Stromgrenze 3I2< wird in Prozent des Parameter IBaseangegeben. Die Einstellung von 3I2< muss über dem normalen unsymmetrischenStrom liegen, der im Netz anliegt und kann mit der folgenden Gleichung berechnetwerden 262.

3 23 2 100IIIBase

= < ×


wobei

3I2 ist der maximale Gegensystemstrom bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Toleranz von10...20 %

IBase ist der Grundstrom für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel

13.2.3.4 Nullsystemgröße

Der Geräte-Einstellwert 3U0> wird in Prozent der Grundspannung UBaseangegeben. Die Einstellung von 3U0> sollte nicht unter dem Wert eingestellt werden,der in Gleichung 263 berechnet wird.

3 03 0 = 100

UU

UBase> ×


wobei

3U0 ist die maximale Nullsystemspannung bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Toleranzvon 10...20 %

UBase ist die Grundspannung für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel



Die Einstellung der Stromgrenze 3I0< erfolgt in Prozent von IBase. Die Einstellungvon 3I0< muss höher als der normale Unsymmetriestrom im System sein. DieEinstellung kann gemäß der Gleichung 264 berechnet werden.

3 03 0 100IIIBase

= × <


wobei

3I0< ist der maximale Nullsystemstrom bei normalen Auslösebedingungen, plus eine Toleranz von10...20 %

IBase ist der Grundstrom für die Funktion gemäß der Einstellung GlobalBaseSel

13.2.3.5 Differenzspannung U und Differenzstrom I

Setzen Sie die Betriebsmoduswahl OpDUDI auf Ein, wenn die Deltafunktionaktiviert werden soll.

Die Einstellung von DU> sollte hoch gesetzt werden (ungefähr 60 % von UBase) undder Stromschwellenwert DI< niedrig (ungefähr 10 % von IBase), um eine ungewollteAktivierung durch normale Schaltbedingungen im Netz zu vermeiden. DieDeltastrom- und Deltaspannungsfunktion sollte immer zusammen mit demGegensystem- oder Nullsystemalgorithmus verwendet werden. Wenn USetprim derPrimärspannung zur Auslösung von dU/dt und ISetprim der Primärstrom zurAuslösung von dI/dt ist, dann wird die Einstellung DU> und DI< entsprechend derGleichung 265 und 266 ausgegeben.

DUUSet

UBaseprim> = 100.


DIISetIBase

prim< = 100.


Die Spannungsschwellenwerte UPh> werden verwendet, um eineUnterspannungsbedingung im System zu identifizieren. Setzen Sie UPh> unter dieminimale Betriebsspannung, die während Notfallbedingungen auftreten kann. EineEinstellung von etwa 70 % von UBase wird empfohlen.

Der Stromschwellenwert IPh> sollte niedriger gesetzt sein als IMinOp für dieDistanzschutzfunktion. Ein um 5...10 % niedrigerer Wert wird empfohlen.



13.2.3.6 Erkennung von Spannungslosigkeit

Die Bedingung für die Funktion zur Erkennung der spannungslosen Leitung wird überdie Parameter IDLD< für den Stromschwellenwert und UDLD< für denSpannungsschwellenwert eingestellt.

Stellen Sie IDLD< mit ausreichend Toleranz unter dem mindestens erwartetenLaststrom ein. Es wird ein Sicherheitszuschlag von 15-20 % empfohlen. DerAuslösewert muss den maximalen Ladestrom einer Überlandleitung überschreiten,wenn nur ein Leiter getrennt ist (gegenseitige Kopplung an die anderen Leiter).

Stellen Sie UDLD< mit ausreichend Toleranz unter der mindestens erwartetenAuslösespannung ein. Es wird ein Sicherheitszuschlag von 15 % empfohlen.

13.3 Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC



Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC VTS 60

13.3.2 Anwendung

Einige Schutzfunktionen lösen auf Grundlage der gemessenen Spannung amRelaiseinbauort aus. Beispiele solcher Schutzfunktionen sind dieDistanzschutzfunktion, die Unterspannungsfunktion und die Einschalt-Prüffunktion.Diese Funktionen können fälschlicherweise auslösen, wenn aufgrund vonSpannungswandlerfehlern oder anderen Fehlern im Spannungsmesskreis ein falscherSpannungsmesswert vorliegt.

Die Funktion VDSPVC wurde so konzipiert, dass sie Spannungswandlerfehler oderFehler im Spannungsmesskreis erkennt. Die Funktion basiert auf dem leiterweisenVergleich der Spannungen im Hauptkreis und den Pilotkreisen. Der AusgangVDSPVC kann so konfiguriert werden, dass die spannungsabhängigenSchutzfunktionen blockiert werden, wie beispielsweise der Hochgeschwindigkeits-Distanzschutz, Unterspannungs-Relais, Unterimpedanz-Relais, etc.



FuseFailSupvnGerät

L1 L2 L3

U2L

1

U2L

2

U2L

3

U1L

1

U1L

2

U1L

3


Hauptspannungs-wandlerkreis

Pilo

t-Spa

nnun

gs-

wan

dler

krei

s

IEC12000143 V1 DE

Abb. 205: Anwendung von VDSPVC


Die Parameter für die Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC werden in derLHMI oder am PCM600 eingestellt.

Der Spannungseingangstyp (Leiter-Leiter oder Leiter-Erde) wird über die ParameterConTypeMain und ConTypePilot für die Haupt- und Pilotwandlergruppe ausgewählt.

Der Verbindungstyp der Haupt- und Pilotwandlergruppe musskonsistent sein.

Die Einstellungen Ud>MainBlock, Ud>PilotAlarm und USealIn werden in Prozentder Bezugsspannung UBase vorgenommen. Stellen Sie UBase auf die primäre Leiter-



Leiter-Bemessungsspannung des Spannungswandlers ein. UBase steht in derglobalen Basiswertgruppe zur Verfügung. Die speziell für VDSPVC konzipierteglobale Basiswertgruppe wird über den Parameter GlobalBaseSel eingestellt.

Die Einstellungen Ud>MainBlock und Ud>PilotAlarm sollten niedrig eingestelltwerden (etwa 30 % von UBase), sodass sie bei Fehlern im Spannungsmesskreisempfindlich genug sind, da die Spannung in gesundem Zustand an beiden Endengleich ist. Wenn USetPrim der gewünschten primären Leiter-Leiter-Anregespannung inder gemessenen Wandlergruppe entspricht, dann werden die Einstellungen vonUd>MainBlock und Ud>PilotAlarm gemäß der Gleichung 267 angegeben.

> or > 100S etPrim

Base

UUd MainBlock Ud PilotAlarmU

= ×


USetPrim ist als Leiter-Erde- oder Leiter-Leiter-Spannung definiert, die vomausgewählten ConTypeMain und ConTypePilot abhängt. Wenn ConTypeMain undConTypePilot auf Ph-N eingestellt sind, dann führt die Funktion intern eineNachführung von USetPrimdurch.

Wenn SealIn auf Ein eingestellt ist und der Spannungswandlerfehler mehr als 5Sekunden andauert, dann bleiben die blockierten Funktionen so lange blockiert, bisder normale Spannungszustand über die Einstellung USealIn wieder hergestellt wird.Wenn die normalen Bedingungen wiederhergestellt sind, wird derSpannungswandlerfehler-Ausgang deaktiviert.



Abschnitt 14 Steuerung

14.1 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung undSynchronisierung SESRSYN




Synchronkontrolle SESRSYN

sc/vc

SYMBOL-M V1 DE

25

14.1.2 Applikation

14.1.2.1 Synchronisieren

Die Funktion Synchronkontrolle wird bereitgestellt, um das Schließen vonLeistungsschaltern in noch asynchronen Netzen zu ermöglichen. Der Schließbefehlfür den Leistungsschalter wird zum optimalen Zeitpunkt gegeben, wenn dieentsprechenden Bedingungen über den Leistungsschalter hinweg erfüllt sind, umBelastungen des Netzes und seiner Bestandteile zu vermeiden.

Die Netze gelten definitionsgemäß als asynchron, wenn die Frequenzdifferenzzwischen Sammelschiene und Leitung größer ist, als ein bestimmter Einstellwert.Wenn der Frequenzunterschied kleiner als dieser Einstellwert ist, liegen nach derDefinition synchrone Netze vor. Die Synchronkontroll-Funktion kommt dann zumEinsatz.

Die Synchronisierungsfunktion misst die Differenz zwischen den Spannungen derLeitung und der Sammelschiene. Sie aktiviert einen Schließbefehl an demLeistungsschalter, wenn der errechnete Schließwinkel gleich dem eingestelltenPhasenwinkel ist und gleichzeitig folgende Bedingungen erfüllt sind:

• Die Spannungen der Leitung und der Sammelschiene sind höher als dieeingestellten Werte für UHighBusSynch und UHighLineSynch derBasisspannungen GblBaseSelBus und GblBaseSelLine.

• Die Spannungsdifferenz ist kleiner als der Einstellwert von UDiffSynch.• Der Frequenzunterschied ist kleiner als der Einstellwert von FreqDiffMax und

größer als der Einstellwert von FreqDiffMin. Wenn die Frequenz kleiner ist als

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 14Steuerung


FreqDiffMin, wird die Synchronkontroll-Funktion aktiviert. Der Wert vonFreqDiffMin muss daher identisch mit dem Wert FreqDiffM bzw. FreqDiffA fürdie Synchronkontroll-Funktion sein. Die Frequenz der Spannung auf derSammelschiene und auf dem Leitungsabgang müssen außerdem in einemBereich von ±5 Hz um die Bemessungsfrequenz liegen. Wenn die OptionSynchronisieren auch in die Wiedereinschaltautomatik eingebunden ist, gibt eskeinen Grund, für die manuelle und die automatische Wiedereinschaltungjeweils unterschiedliche Frequenzeinstellungen zu wählen. DieFrequenzdifferenzwerte für die Synchronkontrolle sollten dann niedrigfestgelegt werden.

• Die Frequenzänderung ist niedriger als die Einstellwerte von der beidenmiteinander zu vergleichenden Spannungsgrößen der Leitung und derSammelschiene.

• Der Schließwinkel wird durch die Berechnung der Frequenzdifferenz und dieerforderliche Zeitverzögerung für das Einschalten des Leistungsschaltersbestimmt.

Die Funktion Synchronisieren kompensiert die gemessene Frequenzdifferenz sowiedie Zeitverzögerung zum Einschalten des Leistungsschalters. DiePhasenwinkelvoreilung wird laufend berechnet. Der Schließwinkel ist dieWinkeldifferenz während der eingestellten Auslösezeit für das Schließen desLeistungsschalters tBreaker.

Die Referenzspannung kann eine Leiter-Erde-Spannung L1-E, L2-E, L3-E, Leiter-Leiter-Spannung L1–L2, L2–L3, L3–L1 oder Mitsystemspannung sein (erforderlichist eine dreiphasige Spannung, d. h. UL1-E, UL2-E und UL3-E). Durch Einstellen derfür SESRSYN verwendeten Leiter mithilfe der Parameter SelPhaseBus1,SelPhaseBus2, SelPhaseLine2 und SelPhaseLine2 erfolgt eine automatischeKompensation für die Spannungsamplitudenänderung und diePhasenwinkeldifferenz, die durch verschiedene Einstellwert auf beiden Seiten desSchalters verursacht werden. Gegebenenfalls kann eine zusätzlichePhasenwinkelanpassung für die gewählte Leitungsspannung mithilfe der EinstellungPhaseShift durchgeführt werden.

14.1.2.2 Synchronkontrolle

Die Synchronkontroll-Funktion dient hauptsächlich dem Zweck, die Kontrolle überdas Schließen der Leistungsschalter in Netzen zu gewährleisten, um zu verhindern,dass Leistungsschalter geschlossen werden, solange die Bedingungen für dieSynchronität nicht als erfüllt erkannt wurden. Außerdem wird diese Funktion dazuverwendet, das erneute Verbinden zweier Netze zu verhindern, die nach einerInselbildung und nach einer dreipoligen Wiedereinschaltung getrennt wurden.

Bei einer einpoligen automatischen Wiedereinschaltung ist keineSynchronkontrolle erforderlich, da das System durch die zweibestehenden Leiter noch zusammengehalten wird.

Abschnitt 14 1MRK 502 051-UDE -Steuerung


Der Funktionsblock SESRSYN enthält sowohl die Synchronkontroll-Funktion alsauch die Zuschaltfunktion, die ein Schließen erlaubt, wenn eine Seite desLeistungsschalters spannungslos ist. Die Funktion SESRSYN beinhaltet außerdemein eingebautes Spannungsauswahlschema, das die einfache Anwendung inSammelschienen-Anordnungen ermöglicht.

~ ~~~ ~~

en04000179.vsd

IEC04000179 V1 DE

Abb. 206: Zwei miteinander verbundene Stromnetze

Abbildung 206 zeigt zwei miteinander verbundene Stromnetze. Die Wolke bedeutet,dass die Verbindung möglicherweise über ein große Strecke geht, d. h. es kann sichum eine schwache Verbindung über andere Stationen handeln. Die Notwendigkeiteiner Synchronkontrolle steigt mit der Abnahme der Vermaschung des Netzes, dasomit auch das Risiko steigt, dass die beiden Netze bei der manuellen oderautomatischen Wiedereinschaltung nicht synchron sind.

Die Synchronkontroll-Funktion misst die Zustände über den Leistungsschalterhinweg und vergleicht sie mit den eingestellten Grenzwerten. Das Ausgangssignalwird nur erzeugt, wenn alle gemessenen Zustände zur gleichen Zeit innerhalb ihrereingestellten Grenzwerte liegen. Die Überprüfung umfasst:

• die unter Spannung stehende Leitung und die unter Spannung stehendeSammelschiene

• die Spannungsdifferenz• die Frequenzdifferenz. Die Sammelschienen- und die Leiterfrequenz müssen

außerdem in einem Bereich von ±5 Hz um die Nennfrequenz liegen.• die Phasenwinkeldifferenz.

Es steht eine Zeitverzögerung zur Verfügung, die gewährleistet, dass dieBedingungen während eines gewissen Mindestzeitraums erfüllt sind.

In sehr stabilen Netzen ist die Frequenzdifferenz beim manuell eingeleitetenWiedereinschalten oder bei der automatischen Wiedereinschaltung vernachlässigbaroder gleich null. Unter stabilen Bedingungen kann ein größerer Phasenwinkelzugelassen werden, wie er in einer langen, belasteten Parallelleitung vorkommenkann. Für diese Anwendung wird eine Synchronkontrolle mit einer langenAuslösedauer und einer hohen Empfindlichkeit gegenüber Frequenzdifferenzengewählt. Die Phasenwinkeldifferenz kann für gleich bleibende Bedingungeneingestellt werden.

Ein weiteres Beispiel ist der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes, das durch einenFehler gestört ist: Nach der Fehlerbeseitigung erfolgt eine extrem schnelle



Wiedereinschaltung. Dadurch kann im Netz eine Pendelung verursacht werden unddie Phasenwinkeldifferenz zu oszillieren beginnen. Allgemein ist dieFrequenzdifferenz die Ableitung der Phasenwinkeldifferenz nach der Zeit undoszilliert typischerweise zwischen positiven und negativen Werten. Wenn derLeistungsschalter nach der Fehlerbeseitigung durch die automatischeWiedereinschaltung geschlossen werden muss, ist eine gewisse Frequenzdifferenz zutolerieren, die größer sein sollte als die Toleranz im oben beschriebenen Fall mitgleich bleibenden Bedingungen. Wenn jedoch gleichzeitig eine großePhasenwinkeldifferenz zugelassen wird, besteht die Gefahr, dass die automatischeWiedereinschaltung bei einer großen und zunehmenden Phasenwinkeldifferenzstattfindet. In diesem Fall dürfte es sicherer sein, den Leistungsschalter bei einerkleineren Phasenwinkeldifferenz zu schließen.

Um die obigen Anforderungen zu erfüllen, ist die Synchronkontroll-Funktion mitdoppelten Einstellungen ausgestattet, von denen ein Satz für gleich bleibendeBedingungen (Manuell) und der andere für den Betrieb unter gestörten Bedingungen(Auto) vorgesehen ist.

Synchronkontrolle

UHighBusSC > 50 - 120 % von GblBaseSelBus

UHighLineSC > 50 - 120 % von GblBaseSelLine

UDiffSC < 0,02 – 0,50 p.u.

PhaseDiffM < 5 - 90 Grad

PhaseDiffA < 5 - 90 Grad

FreqDiffM < 3 - 1000 mHz

FreqDiffA < 3 - 1000 mHz

Sicherungsautomatenausfall

Sicherungsausfall

LeitungsspannungLeitungs-

referenz-

spannung

Sammel-

schienen-

spannung

=IEC10000079=2=de=Ori

ginal.vsdIEC10000079 V2 DE

Abb. 207: Prinzip der Synchronkontroll-Funktion

14.1.2.3 Einschaltprüfung

Hauptzweck der Einschaltprüfung ist es, die kontrollierte Wiederzuschaltungabgetrennter Leitungen und Sammelschienen zu ermöglichen.

Die Einschaltprüfung misst die Sammelschienen- und Leitungsspannungen undvergleicht sie mit den unteren und oberen Grenzwerten. Das Ausgangssignal wird nurabgegeben, wenn die tatsächlich gemessenen Bedingungen mit den eingestelltenBedingungen übereinstimmen. Abbildung 208 zeigt zwei Schaltanlagen, von denen



eine (1) Spannung führt und die andere (2) keine Spannung führt. Die Leitungzwischen LS A und LS B wird von der Schaltanlage 1 über den LS A unter Spannunggesetzt (DLLB). Die Bestromung der Anlage 2 erfolgt durch das LS-B-Versorgungsprüfgerät für den Schalter DBLL. (Oder beides.)

~

1 2

A

EnergizingCheck

UHighBusEnerg > 50 - 120 % von GblBaseSelBus

UHighLineEnerg > 50 - 120 % von GblBaseSelLine

ULowBusEnerg < 10 - 80 % von GblBaseSelBus

ULowLineEnerg < 10 - 80 % von GblBaseSelLine

UMaxEnerg < 50 - 180 % von GblBaseSelBus und/oder

GblBaseSelLine

Leitungsspannung

Sammel-

schienen-

spannung

=IEC10000078=4=de=Original.v

sd

B

IEC10000078 V4 DE

Abb. 208: Prinzip der Einschaltprüfung

Die Zuschaltung kann in der Richtung spannungslose Leitung und unter Spannungstehende Sammelschiene ("dead line, live bus", DLLB), in der Richtungspannungslose Sammelschiene und unter Spannung stehende Leitung ("dead bus, liveline", DBLL) oder in beiden Richtungen über den Leistungsschalter erfolgen. DieZuschaltung aus verschiedenen Richtungen kann beim automatischen und manuellenSchließen des Leistungsschalters unterschiedlich sein. Beim manuellen Schließen istes auch möglich, das Schließen zuzulassen, wenn beide Seiten des Leistungsschaltersspannungslos sind ("dead bus, dead line", DBDL).

Die Einrichtung gilt als unter Spannung stehend, wenn die Spannung den EinstellwertUHighBusEnerg oder UHighLineEnerg der Bezugsspannungen GblBaseSelBus undGblBaseSelLine übersteigt (die in globalen Wertegruppen definiert sind) und alsspannungslos, wenn die Spannung den Einstellwert ULowBusEnerg oderULowLineEnerg der globalen Wertegruppen unterschreitet. Aufgrund von Faktorenwie der Induktion durch eine parallel verlaufende Leitung oder der Einspeisung überLöschkondensatoren in den Leistungsschaltern kann an einer abgeschalteten Leitungein beträchtliches Potenzial anliegen. Dieser Spannungswert kann 50 % derBezugsspannung der Leitung oder mehr betragen. In der Regel liegt der Wert beiLeistungsschaltern mit nur einem Schaltelement (< 330 kV) deutlich unter 30 %.

Wenn die Zuschaltrichtung den Einstellungen entspricht, muss die Situation über einebestimmte Zeitspanne unverändert bleiben, bevor das Schließsignal gegeben werdendarf. Zweck dieser Auslöseverzögerung ist es, sicherzustellen, dass diespannungslose Seite ohne Spannung bleibt und dass die Bedingung nicht auf einetemporäre Interferenz zurückzuführen ist.



14.1.2.4 Spannungsauswahl

Die Funktion Spannungsauswahl dient dazu, die Funktionen Synchronkontrolle undZuschaltprüfung mit den geeigneten Spannungen zu verbinden. Wenn das Gerät z. B.in einer Doppelsammelschienen-Anordnung verwendet wird, hängt die zu wählendeSpannung vom Status der Leistungsschalter und/oder der Trenner ab. Durch Prüfendes Status der Hilfskontakte der Trenner lassen sich die richtigen Spannungen für dieFunktionen Synchronisieren, Synchronkontrolle und Zuschaltprüfung auswählen.

Die verfügbaren Arten der Spannungsauswahl beziehen sich auf einen einzelnenLeistungsschalter mit Doppelsammelschienen und auf die Anordnung mitAnderthalb-Leistungsschaltern. Für eine Doppel-LS-Anordnung sowie für einenEinfach-LS mit einer Einfachsammelschiene ist keine Spannungsauswahlfunktionerforderlich. Auch ein Einfach-LS mit Doppelsammelschienen, der eine externeSpannungsauswahl verwendet, benötigt keine interne Spannungsauswahl.

Die manuelle Zuschaltung einer vollständig geöffneten Anordnung mit Anderthalb-Leistungsschaltern ist durch die interne Logik möglich.

Die Spannungen von Sammelschienen und Leitungen müssen physikalisch an dieSpannungseingänge im Gerät angeschlossen und über die PCM Software mit jeder dermaximal zwei im Gerät verfügbaren SESRSYN-Funktionen verbunden sein.

14.1.2.5 Externe Spannungswandlerkreisüberwachung

Entweder werden Signale der externen Spannungswandlerkreisüberwachung oderSignale eines ausgelösten Spannungswandler-Sicherungsautomatenschalter mit denHW-Binäreingängen des Geräts verbunden. Diese Signale werden imAnwendungskonfigurations-Tool des PCM600 mit den Eingängen der SESRSYN-Funktion verbunden. Die interne Spannungswandlerkreisüberwachungsfunktionkann ebenfalls verwendet werden, um zu prüfen, ob eine dreiphasige Spannunganliegt. Das Signal BLKU der internenSpannungswandlerkreisüberwachungsfunktion wird dann verwendet und mit denSpannungskreisüberwachungseingängen des SESRSYN-Funktionsblocksverbunden. Bei einem Sicherungsausfall für die SESRSYN-Zuschaltfunktionblockiert.

Die Eingänge UB1OK/UB2OK und UB1FF/UB2FF beziehen sich auf dieSammelschienenspannung und die Eingänge ULN1OK/ULN2OK und ULN1FF/ULN2FF auf die Leitungsspannung.

Externe Auswahl der EinschaltrichtungDie Einschaltung kann über den Einsatz der verfügbaren logischen Funktionsblöckeausgewählt werden. Nachfolgend ist ein Beispiel aufgeführt, bei dem die Auswahlüber ein im Graphical Design Editor (GDE)-Tool erzeugtes Symbol an der LHMIdurch den Auswahlschalter-Funktionsblock erfolgt, aber alternativ kann z. B. auchein physikalischer Schalter am Frontbedienfeld verwendet werden, der mit einemBinär- auf Integer-Funktionsblock (B16I) verbunden ist.



Wird der PSTO-Eingang verwendet, der am L/R-Schalter an der LHMIangeschlossen ist, kann die Auswahl auch vom HMI-System der Station erfolgen,typischerweise ABB Microscada über die IEC 61850 Kommunikation.

Das Anschlussbeispiel für die manuelle Zuschaltmethode ist in Abbildung 209dargestellt. Bei den ausgewählten Bezeichnungen handelt es sich lediglich umBeispiele, aber das Symbol auf der LHMI weist nur drei Zeichen auf.

IEC07000118 V3 DE

Abb. 209: Auswahl der Einschaltrichtung von einem lokalen LHMI-Symbol übereinen Wahlschalter-Funktionsblock.

14.1.3 Anwendungsbeispiele

Der Funktionsblock Synchronisieren kann auch in manchen Schaltanlagen-Anordnungen verwendet werden, allerdings mit anderen Parametereinstellungen. Dienachstehenden Beispiele zeigen, wie unterschiedliche Anordnungen an dieAnalogeingänge des Geräts und an den Funktionsblock SESRSYN angeschlossenwerden. Pro Leistungsschalter wird ein Funktionsblock verwendet.

Die im nachstehenden Beispiel dargestellten typischerweiseverwendeten Eingänge können mittels Konfigurationstool undSignalmatrix-Tool geändert werden.

Die Instanzen des Funktionsblocks SESRSYN und desangeschlossenen Funktionsblocks SMAI müssen in derAnwendungskonfiguration dieselbe Zykluszeit aufweisen.



14.1.3.1 Einfach-Leistungsschalter in Einfachsammelschiene

WA1_MCB

LEITUNG

WA1

QB1

QA1

=IEC10000093=4=de=O

riginal.vsd

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT

WA1_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

IEC10000093 V4 DE

Abb. 210: Anschluss des Funktionsblocks SESRSYN inEinfachsammelschienenanordnung

In Abbildung 210 wird das Anschlussprinzip für eine Einfachsammelschiene gezeigt.Für die Funktion SESRSYN existiert an jeder Seite des Leistungsschalters einSpannungswandler. Der Anschlüsse des Spannungswandlers im Schaltkreis sindunkompliziert; es ist keine besondere Spannungsauswahl erforderlich.

Die Spannung vom Sammelschienen-Spannungswandler wird an U3PBB1 und dieSpannung vom Leitungs-Spannungswandler wird an U3PLN1 angelegt. DieAnschlüsse der Spannungswandler-Sicherungen sollten wie oben gezeigt verbundenwerden. Der Spannungsauswahlparameter CBConfig ist auf Keine Spg. gew. gesetzt.



14.1.3.2 Einfach-Leistungsschalter in Doppelsammelschiene, externeSpannungsauswahl

WA1

WA2

QB1

QB2

LEITUNG

QA1

=IEC10000094=4=de=

Original.vsd

WA2_MCBWA1_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

SESRSYN

U3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

GRP_OFF

UB1OK

UB1FF

ULN1OK

ULN1FF

WA1_VT/

WA2_VT

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB/

WA2_MCBWA1_MCB / WA2_MCB

WA1_VT / WA2_VT

IEC10000094 V4 DE

Abb. 211: Anschluss des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anordnung miteinem Leistungsschalter und Doppelsammelschienen mit externerSpannungsauswahl

In dieser Art von Anordnung ist keine interne Spannungsauswahl erforderlich. DieSpannungsauswahl erfolgt mittels externer Relais, die in der Regel so angeschlossenwerden, wie in Abbildung 211 dargestellt. Die geeignete Spannung und dieSpannungswandlerkreisüberwachung der beiden Sammelschienen werden auf derGrundlage des Trennerabbilds ausgewählt. Das bedeutet, dass die Anschlüsse amFunktionsblock denen bei der Einzelsammelschienen-Anordnung entsprechen. DerSpannungsauswahlparameter CBConfig ist auf Keine Spg. gew. gesetzt.



14.1.3.3 Einfach-Leistungsschalter mit Doppel-Sammelschiene, interneSpannungswahl

WA1WA2

QB1

QB2

LEITUNG

QA1


WA1_MCB WA2_MCB

LINE_VT

LINE_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA2_VT

QB2

QB1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

B1QOPENB1QCLDB2QOPENB2QCLD

UB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FF

WA1_VT

WA2_VT

LINE_VT

QB1

QB2

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE_MCB

IEC10000095 V4 DE

Abb. 212: Verbindung des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anordnung miteinem Leistungsschalter und Doppelsammelschiene mit internerSpannungsauswahl

Wenn eine interne Spannungsauswahl erforderlich ist, können dieSpannungswandler-Verbindungen wie in Abbildung 212 durchgeführt werden. DieSpannung vom Sammelschiene-1-Spannungswandler wird an U3PBB1 und dieSpannung von Sammelschiene 2 wird an U3PBB2 angelegt. Die Spannung vomLeitungs-Spannungswandler wird an U3PLN1 angelegt. Die Anschlüsse der Trennerund Spannungswandler-Sicherungen sollten wie in Abbildung 212 gezeigt verbundenwerden. Der Spannungsauswahlparameter CBConfig ist auf DSS gesetzt.



14.1.3.4 Doppel-Leistungsschalter

WA1

WA2

WA1_QA1

WA2_QA1

LEITUNG

WA1_MCBWA2_MCB

LINE_MCB

LINE_MCB

WA1_VT

WA1_QA1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA1_VT

LINE_VT

UB1OKUB1FF

ULN1OKULN1FF

WA1_MCB

LINE_MCB

WA2_QA1

GRP_OFF

SESRSYNU3PBB1*

U3PBB2*

U3PLN1*

U3PLN2*

WA2_VT

LINE_VT

UB1OKUB1FF

ULN1OKULN1FF

WA2_MCB

LINE_MCB

WA2_MCB

WA1_MCB

WA2_VT

LINE_VT


IEC10000096 V4 DE

Abb. 213: Verbindung des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anordnung mitDoppel-Leistungsschalter

Eine Doppel-Leistungsschalter-Anordnung macht zwei Funktionsblöckeerforderlich: einen für Schalter WA1_QA1 und einen weiteren für SchalterWA2_QA1. Es ist keine Spannungsauswahl erforderlich, da für WA1_QA1 dieSpannung vom Sammelschiene-1-Spannungswandler an U3PBB1 der SESRSYN-Funktion und für WA2_QA1 die Spannung vom Sammelschiene-2-Spannungswandler an U3PBB1 der SESRSYN-Funktion angelegt wird. DieSpannung vom Leitungs-Spannungswandler wird an U3PLN1 beiderFunktionsblöcke angelegt. Die Anschlüsse der Spannungswandler-Sicherungensollten wie in Abbildung 212 gezeigt verbunden werden. DerSpannungsauswahlparameter CBConfig ist für beide Funktionsblöcke auf Keine Spg.gew. gesetzt.

14.1.3.5 Anderthalb-Leistungsschalter

In Abbildung 214 ist eine Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit dreiSESRSYN-Funktionen in demselben Gerät beschrieben, wobei jede dieSpannungsauswahl für den Schalter WA1_QA1, TIE_QA1 bzw. WA2_QA1übernimmt. Die Spannung vom Sammelschiene-1-Spannungswandler wird anU3PBB1 der drei Funktionsblöcke und die Spannung vom Sammelschiene-2-Spannungswandler wird an U3PBB2 der drei Funktionsblöcke angelegt. DieSpannung vom Line1-Spannungswandler wird an U3PLN1 der drei Funktionsblöckeund die Spannung vom Line2-Spannungswandler wird an U3PLN2 der dreiFunktionsblöcke angelegt. Die Anschlüsse der Trenner und Spannungswandler-Sicherungen sollten wie in Abbildung 214 gezeigt verbunden werden.



LEITUNG 1

QB2QB1

QB61 QB62

WA1

WA2

=IEC10000097=4=de=Original

.vsd

Einstellparameter CBConfig = 1 ½ Sammelschiene LS

Einstellparameter CBConfig = Mittlerer LS

Einstellparameter CBConfig = 1 ½ LS altern.

WA2_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

WA1_QA1

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*

B1 QOPENB1 QCLDB2 QOPENB2 QCLDLN1 QOPENLN1 QCLDLN2 QOPENLN2 QCLDUB1OKUB1FFUB2OKUB2FFULN1OKULN1FFULN2OKULN2FF

U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

WA2_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

WA1_VT

WA2_VT

LINE1_VT

LINE2_VT

WA1_QA1

TIE_QA1

LINE1_QB9

LINE2_QB9

WA1_MCB

WA2_MCB

LINE1_MCB

LINE2_MCB

SESRSYNU3PBB1*


U3PLN2*

U3PLN1*

U3PBB2*

LINE1_MCB

TIE_QA1

LEITUNG 2

LINE2_MCB

LINE2_VT

LINE1_VT

LINE2_QB9

WA1_QA1

WA2_QA1

WA2_VT

WA2_MCB

WA1_MCB

WA1_VT

WA1_QB6 WA2_QB6

LINE1_QB9

WA1_QA1

TIE_QA1

WA2_QA1

LINE2_QB9

IEC10000097 V4 DE

Abb. 214: Verbindung des Funktionsblocks SESRSYN in einer Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mitinterner Spannungsauswahl



Die Verbindungen sind bei allen SESRSYN-Funktionen ähnlich, abgesehen von denStellungsanzeigen der Schalter. Die physischen Spannungsanschlüsse und dieVerbindung des IED und der Funktionsblöcke SESRSYN müssen sorgsam imPCM600 überprüft werden. In allen SESRSYN-Funktionen müssen dieVerbindungen und Konfigurationen die folgenden Regeln befolgen: Normalerweiselautet die Geräteposition: verbunden mit Kontakten beide in geöffneter Position (B-Typ) und in geschlossener Position (A-Typ).

WA1_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Position von Schalter TIE_QA1 und zugehörigen Trennern• B2QOPEN/CLD = Position von Schalter WA2_QA1 und zugehörigen Trennern• LN1QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE2_QB9• UB1OK = Überwachung von Sicherung WA1_MCB• UB2OK = Überwachung von Sicherung WA2_MCB• ULN1OK = Überwachung von Sicherung LINE1_MCB• ULN2OK = Überwachung von Sicherung LINE2_MCB• Einstellung CBConfig = 1 1/2 SS-LS

TIE_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Position von Schalter WA1_QA1 und zugehörigen Trennern• B2QOPEN/CLD = Position von Schalter WA2_QA1 und zugehörigen Trennern• LN1QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE2_QB9• UB1OK = Überwachung von Sicherung WA1_MCB• UB2OK = Überwachung von Sicherung WA2_MCB• ULN1OK = Überwachung von Sicherung LINE1_MCB• ULN2OK = Überwachung von Sicherung LINE2_MCB• Einstellung CBConfig = Mittlerer LS

WA2_QA1:

• B1QOPEN/CLD = Position von Schalter WA1_QA1 und zugehörigen Trennern• B2QOPEN/CLD = Position von Schalter TIE_QA1 und zugehörigen Trennern• LN1QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE1_QB9• LN2QOPEN/CLD = Position von Trenner LINE2_QB9• UB1OK = Überwachung von Sicherung WA1_MCB• UB2OK = Überwachung von Sicherung WA2_MCB• ULN1OK = Überwachung von Sicherung LINE1_MCB• ULN2OK = Überwachung von Sicherung LINE2_MCB• Einstellung CBConfig = 1 1/2 SS- LS (alt.)

Wenn nur zwei SESRSYN-Funktionen im selben Gerät vorhanden sind, erfolgen dieVerbindungen und Einstellungen entsprechend den SESRSYN-Funktionen fürWA1_QA1 und TIE_QA1.




Die Einstellwerte für die Funktionen Synchronisieren, Synchronkontrolle undZuschaltprüfung (SESRSYN, werden über die LHMI oder im PCM600 gesetzt.

Die Einstellrichtlinien bestimmen die Einstellungen der Funktion SESRSYN über dieLHMI.

Ein global definierter IED-Basiswert für die Primärspannung ( UBase ) wird in einerGBASVAL-Funktion für globale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt. Zu findenist diese unter Hauptmenü//Konfiguration/Basisdaten Netz/Globale Basiswerte/GBASVAL_X/UBase. Die Funktion SESRSYN ( hat einen Parameter zurEinstellung der Sammelschienen-Referenzspannung (GblBaseSelBus) und einen fürdie Einstellung der Leitungsreferenzspannung (GblBaseSelLine), die unabhängigvoneinander eingestellt werden können, um eine der zwölf GBASVAL-Funktionen,die als Referenz für die Basiswerte verwendet werden, auszuwählen. Dies bedeutet,dass die Referenzspannung für Sammelschiene und Leitung unterschiedlich gewähltsein kann. Die Einstellungen für die Funktion SESRSYN finden sich unterHauptmenü/Einstellungen/IED Einstellungen/Steuerung/Synchronisierung(25,SC/VC)/SESRSYN(25,SC/VC):X und sind in vierverschiedene Einstellungsgruppen unterteilt: Allgemein, Synchronisierung,Synchronkontrolle und Prüfung Leitungsbespannung.

Allgemeine EinstellungenOperation: Die Betriebsart kann auf Ein oder Aus gesetzt werden. Die Einstellung Ausdeaktiviert die gesamte Funktion.

GblBaseSelBus und GblBaseSelLine

Diese Konfigurationseinstellungen werden genutzt, um eine von zwölf GBASVAL-Funktionen zu wählen, die als Basiswert-Referenzspannung für Sammelschiene bzw.Leitung verwendet wird.

SelPhaseBus1 und SelPhaseBus2

Konfigurationsparameter für die Auswahl der Messphase der an Sammelschiene 1bzw. 2 anliegenden Spannung. Möglich sind Leiter-Erde-Spannung, Leiter-Leiter-Spannung oder Mitsystemspannung.

SelPhaseLine1 und SelPhaseLine2

Konfigurationsparameter für die Auswahl der Messphase der an Leitung 1 bzw. 2anliegenden Spannung. Möglich sind Leiter-Erde-Spannung, Leiter-Leiter-Spannung oder Mitsystemspannung.

CBConfig

Mit dieser Konfigurationseinstellung wird die Art der Spannungsauswahl definiert.Für die Art der Spannungsauswahl stehen folgende Optionen zur Verfügung:



• Keine Spannungsauswahl, Keine Spg. gew.• Einfach-Leistungsschalter mit Doppelsammelschiene, Doppelsammelschiene• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit Schalter verbunden mit

Sammelschiene 1, 1 1/2 SS-LS• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit Schalter verbunden mit

Sammelschiene 2, 1 1/2 SS-LS (alt). CB• Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit Schalter verbunden mit Leitung 1

und 2, Mittlerer LS

PhaseShift

Diese Einstellung dient zum Ausgleichen einer Phasenverschiebung, die durch einenLeistungstransformator zwischen den beiden Messpunkten fürSammelschienenspannung und Leitungsspannung hervorgerufen wird. Dereingestellte Wert wird zum gemessenen Phasenwinkel der Leitung addiert.Referenzspannung ist die Sammelschienenspannung.

SynchronisierungseinstellungenOperationSynch

Die Einstellung Aus deaktiviert die Funktion Synchronisieren. Mit der EinstellungEin ist die Funktion im Betriebsmodus und das Ausgangssignal hängt von denEingangsbedingungen ab.

UHighBusSynch und UHighLineSynch

Die Spannungswerteinstellungen müssen entsprechend der Sammelschienen-/Leitungs-Netzspannung gewählt werden. Die SchwellenspannungenUHighBusSynch und UHighLineSynch müssen unterhalb des Werts festgelegtwerden, bei Netz synchronisiert werden soll. Ein typischer Wert ist 80 % derBemessungsspannung.

UDiffSynch

Einstellung der Spannungsdifferenz zwischen Leitungs- undSammelschienenspannung. Die Differenz wird in Abhängigkeit von derNetzkonfiguration und von den Spannungen, die in den beiden asynchron laufendenNetzen zu erwarten sind, festgelegt. Eine übliche Einstellung ist 0,10–0,15 p.u.

FreqDiffMin

Die Einstellung FreqDiffMin ist die minimale Frequenzdifferenz, bei der die Systemeals asynchron definiert werden. Bei einer Frequenzdifferenz unter diesem Wert geltendie Systeme als parallel laufend. Ein typischer Wert von FreqDiffMin ist 10 mHz.Sofern die Funktionen Synchronisieren und Synchronkontrolle beide vorgesehensind, sollte dieser Wert grundsätzlich niedrig sein, um das Schließen durch dieFunktion Synchronisieren zum exakt richtigen Zeitpunkt zu erlauben, wenn die Netzemit einer Frequenzdifferenz laufen.



Um ein Überlappen der Synchronisierungsfunktion und derSynchronkontroll-Funktion zu verhindern, muss der ParameterFreqDiffMin höher eingestellt sein als der für Synchronkontrolleverwendete Parameter FreqDiffM bzw. FreqDiffA.

FreqDiffMax

Die Einstellung FreqDiffMax ist die maximale Schlupffrequenz, bei der eineSynchronisierung möglich ist. 1/FreqDiffMax gibt die Zeit an, die der Vektor für dieDrehung um 360 Grad – d. h. für eine Umdrehung auf dem Synchronoskop – benötigt,und wird als Taktzeit bezeichnet. Ein typischer Wert von FreqDiffMax ist200-250 mHz, gleichbedeutend mit einer Taktzeit von 4-5 s. Höhere Werte sind zuvermeiden, da die beiden Netze normalerweise unabhängig voneinander auf dieBemessungsfrequenz reguliert werden, sodass die Frequenzdifferenz gering seinsollte.

FreqRateChange

Die maximal erlaubte Frequenzänderung.

tBreaker

Die Einstellung tBreaker ist so festzulegen, dass sie der Einschaltzeit desLeistungsschalters entspricht, und sollte auch die möglichen Hilfsrelais imEinschaltkreis mit berücksichtigen. Es ist wichtig, sicherzustellen, dass in derKonfiguration des Geräts keine langsamen Logikkomponenten verwendet werden,denn es kann aufgrund solcher Komponenten große Abweichungen in derEinschaltzeit geben. Eine typische Einstellung sind 80-150 ms je nachLeistungsschalter-Einschaltzeit.

tClosePulse

Einstellung für die Dauer des Einschaltimpulses für den Leistungsschalter.

tMaxSynch

Mit der Einstellung tMaxSynch wird die Zeitspanne festgelegt, nach der dieAuslösung der Synchronisierungsfunktion zurückgesetzt werden soll, wenn derVorgang noch nicht abgeschlossen ist. Beim Setzen dieser Einstellung muss der Wertvon FreqDiffMin berücksichtigt werden, der bestimmt, wie lange es maximal dauert,bis die Phasengleichheit erreicht ist. Bei einer Einstellung von 10 ms ist die Taktzeit100 s. Die Einstellung müsste daher mindestens tMinSynch plus 100 s betragen. Wenndie Netzfrequenzen voraussichtlich von Anfang an außerhalb der Grenzwerte liegenwerden, muss eine Bandbreite definiert werden. Eine typische Einstellung ist 600 s.

tMinSynch

Mit der Einstellung tMinSynch wird die Mindestzeitspanne festgelegt, in der eineSynchronisierung/das Einschalten versucht wird. Die Synchronisierungsfunktionerteilt innerhalb dieses Zeitraums nach dem Start der Synchronisierung keinen



Schießbefehl, selbst wenn eine Synchronisierungsbedingung erfüllt ist. Eine typischeEinstellung sind 200 ms.

Synchronkontrolle-EinstellungenOperationSC

Wenn OperationSC auf Aus steht, wird damit die Synchronkontroll-Funktiondeaktiviert und die Ausgänge AUTOSYOK, MANSYOK, TSTAUTSY undTSTMANSY werden niedrig eingestellt. Mit der Einstellung Ein ist die Funktion imBetriebsmodus und das Ausgangssignal hängt von den Eingangsbedingungen ab.

UHighBusSC und UHighLineSC

Die Spannungswerteinstellungen müssen entsprechend der Sammelschienen-/Leitungs-Netzspannung gewählt werden. Die Schwellenspannungen UHighBusSCund UHighLineSC müssen unterhalb des Werts festgelegt werden, bei dem dieSynchronkontroll-Funktion den Leistungsschalter schließen soll. Ein typischer Wertist 80 % der Bemessungsspannung.

UDiffSC

Einstellung für Spannungsdifferenzen zwischen Leitung und Sammelschiene in p.u.Diese Einstellung in p.u ist definiert als (U-Bus/GblBaseSelBus) - (U-Line/GblBaseSelLine). Eine übliche Einstellung ist 0,10-0,15 p.u.

FreqDiffM und FreqDiffA

Die Einstellungen für die Frequenzdifferenz FreqDiffM und FreqDiffA sind inAbhängigkeit von den Bedingungen im Netz zu wählen. Bei stabilen Bedingungenwird eine geringe Frequenzdifferenz benötigt, die mit der Einstellung FreqDiffMfestgelegt wird. Bei automatischer Wiedereinschaltung ist ein höherer Einstellwertfür die unter FreqDiffA einzustellende Frequenzdifferenz wünschenswert. Eintypischer Wert von FreqDiffM könnte 10 mHz sein, ein typischer Wert vonFreqDiffA100-200 mHz.

PhaseDiffM und PhaseDiffA

Die Einstellungen für die Phasenwinkeldifferenz PhaseDiffM und PhaseDiffA sindebenfalls in Abhängigkeit von den Bedingungen im Netz zu wählen. Die Einstellungdes Phasenwinkels muss so gewählt werden, dass sie ein Einschalten unterMaximallastbedingungen erlaubt. Ein typischer Maximalwert bei stark belastetenNetzen kann 45° sein; in den meisten Netzen beträgt der maximal auftretende Winkeljedoch weniger als 25°. Die Einstellung PhaseDiffM ist eine Beschränkung vonPhaseDiffA. Schwankungen können bei einer Schnellwiedereinschaltungentsprechend der Einstellung PhaseDiffA auftreten.

tSCM und tSCA

Zweck der Zeitverzögerungseinstellungen tSCM und tSCA ist es, sicherzustellen, dassdie Bedingungen für die Synchronkontrolle konstant bleiben und die Situation nichtauf eine temporäre Interferenz zurückzuführen ist. Wenn die Bedingungen nicht für



die festgelegte Zeit andauern, wird der Verzögerungs-Timer zurückgesetzt und dieProzedur wird neu gestartet, wenn die Bedingungen wieder erfüllt sind. DasEinschalten des Leistungsschalters ist also erst dann zulässig, wenn dieSynchronkontroll-Bedingung über die festgesetzte Verzögerungszeit hinwegkonstant geblieben ist. Unter stabilen Bedingungen ist ein manuelles Schließennormal und eine längere Auslöseverzögerung erforderlich, die mit der EinstellungtSCM festgelegt wird. Bei automatischer Wiedereinschaltung ist eine kürzereAuslöseverzögerung wünschenswert, die mit der Einstellung tSCA eingestellt wird.Ein typischer Wert von tSCM könnte 1 s sein, ein typischer Wert von tSCA 0,1 s.

Einstellungen für ZuschaltprüfungAutoEnerg und ManEnerg

Für das automatische und das manuelle Einschalten des Leistungsschalters könnenzwei verschiedene Einstellungen festgelegt werden. Die jeweiligen Einstellparametersind:

• Aus: Die Zuschaltfunktion ist deaktiviert.• DLLB (Dead Line Live Bus), spannungslose Leitung–unter Spannung stehende

Sammelschiene: Die Leitungsspannung liegt unter dem Einstellwert vonULowLineEnerg, und die Sammelschienenspannung liegt über dem Einstellwertvon UHighBusEnerg.

• DBLL (Dead Bus Live Line), spannungslose Sammelschiene–unter Spannungstehende Leitung: Die Sammelschienenspannung liegt unter dem Einstellwertvon ULowBusEnerg, und die Leitungsspannung liegt über dem Einstellwert vonUHighLineEnerg.

• Beide: Die Zuschaltung kann in beide Richtungen erfolgen, DLLB oder DBLL.

ManEnergDBDL

Wenn der Parameter auf Ein eingestellt ist, ist das manuelle Schließen möglich, wennsowohl die Leitungs- als auch die Sammelschienenspannung unter ULowLineEnergbzw. unter ULowBusEnerg liegen und ManEnerg auf DLLB, DBLL oder Beideeingestellt ist.

UHighBusEnerg und UHighLineEnerg

Die Spannungswerteinstellungen müssen entsprechend der Sammelschienen-/Leitungs-Netzspannung gewählt werden. Die SchwellenspannungenUHighBusEnerg und UHighLineEnerg müssen unterhalb des Werts festgelegtwerden, bei dem das Netz als unter Spannung stehend betrachtet wird. Ein typischerWert ist 80 % der Bemessungsspannung.

ULowBusEnerg und ULowLineEnerg

Die Schwellenspannungen ULowBusEnerg und ULowLineEnerg müssen oberhalbdes Werts festgelegt werden, bei dem das Netz als spannungslos betrachtet wird. Eintypischer Wert ist 40 % der Bemessungsspannung.



Aufgrund von Faktoren wie der Induktion durch eine parallelverlaufende Leitung oder der Einspeisung über Löschkondensatorenin den Leistungsschaltern kann an einer abgeklemmten Leitung einbeträchtliches Potenzial anliegen. Dieser Spannungswert kann 30 %der Bezugsspannung der Leitung oder mehr betragen.

Da sich die Einstellbereiche der Schwellenspannungen UHighBusEnerg/UHighLineEnerg und ULowBusEnerg/ULowLineEnerg teilweise überlappen,können die Einstellungen so gewählt werden, dass der eingestellte Schwellenwert fürdie Spannungslosigkeit sogar höher ist als der eingestellte Schwellenwert für dasAnliegen einer Spannung. Die Parameter müssen daher mit Sorgfalt gesetzt werden,um ein Überlappen zu vermeiden.

UMaxEnerg

Mit dieser Einstellung wird das Schließen blockiert, wenn die Spannung an der unterSpannung stehenden Seite über dem Einstellwert von UMaxEnerg liegt.

tAutoEnerg und tManEnerg

Zweck der Einstellungen für die Auslöseverzögerung tAutoEnerg und tManEnerg istes, sicherzustellen, dass die spannungslose Seite ohne Spannung bleibt und dass dieBedingung nicht auf eine temporäre Interferenz zurückzuführen ist. Wenn dieBedingungen nicht für die festgelegte Zeit andauern, wird der Verzögerungs-Timerzurückgesetzt und die Prozedur wird neu gestartet, wenn die Bedingungen wiedererfüllt sind. Das Einschalten des Leistungsschalters ist also erst dann zulässig, wenndie Zuschaltbedingung über die festgesetzte Verzögerungszeit hinweg konstantgeblieben ist.

14.2 Gerätesteuerung APC

14.2.1 Anwendung

Die Gerätesteuerung ist eine Funktion zur Steuerung und Überwachung derLeistungsschalter, Trenner und Erdungsschalter innerhalb eines Feldes. DieBetriebserlaubnis wird nach Evaluierung der Bedingungen von anderen Funktionenwie Verriegelung, Synchrocheck, Bedienerplatzauswahl und externen oder internenBlockierungen gegeben.

Abbildung 215 vermittelt einen Überblick, von wo die Gerätesteuerung Befehleempfängt. Die Befehle an ein Gerät können von der Leitstelle aus initiiert werden(CC), von der Stations-HMI oder der LHMI auf der Geräte-Front.



HMI-System der Station

GW

Kreisblindstrom

Stationsbus

Leistungsschalter, Trenner, Erdungsschalter=IEC08000227=1=de=Original.vsd

Geräte-steuerung

Gerät

I/O

LHMI

Geräte-steuerung

Gerät

I/O

Geräte-steuerung

Gerät

I/O

LHMILHMI

IEC08000227 V1 DE

Abb. 215: Überblick über die Gerätesteuerung

Funktionen der Gerätesteuerung:

• Bedienung primärer Geräte• Auswahl-/Ausführen-Prinzip, um eine hohe Sicherheit zu garantieren• Auswahl- und Reservierungsfunktion, um simultane Auslösung zu verhindern• Auswahl und Überwachung des Bediener-Standorts• Befehlskreisüberwachung• Blockieren einer Funktion/Blockierung einer Funktion aufheben• Blockieren der Aktualisierung einer Positionsanzeige/Blockierung der

Aktualisierung einer Positionsanzeige aufheben• Substitution von Positionsanzeigen• Aufheben der Verriegelungsfunktionen• Umgehung des Synchrochecks• Pol-Gleichlauf-Überwachung• Auslösezähler• Zwischenstellungsunterdrückung

Die Gerätesteuerung wird mit einer Reihe von Funktionsbausteinen umgesetzt, diefolgende Bezeichnungen haben:

• Schaltsteuerung SCSWI• Leistungsschalter SXCBR• Trenner SXSWI• Feldsteuerung QCBAY



• Positionsauswertung POS_EVAL• Sammelschienenreserve QCRSV• Reservierungseingang RESIN• Ort/Fern LOCREM• Ort-Fern-Steuerung LOCREMCTRL

Der Signalfluss zwischen den Funktionsblöcken ist in Abbildung 216 dargestellt. Umdie Reservierungsfunktion umsetzen zu können, sind auch die FunktionsbausteineReservierungseingang (RESIN) und Sammelschienenreserve (QCRSV) in derGerätesteuerung enthalten. Nachfolgend finden Sie die Anwendungsbeschreibungfür all diese Funktionen: Die Funktion SCILO in der nachfolgenden Abbildung ist derlogische Knoten für die Verriegelung.

Die Steueroperation kann von der LHMI des Gerätes aus erfolgen. Wenn derAdministrator mithilfe des User Tools des Gerätes in PCM600 Bediener definiert hat,unterliegt der Schalter Ort/Fern der Schaltberechtigung. Sind keine Bediener definiert(Standardeinstellung), dann ist der Werksbediener der SuperUser, derSteuerfunktionen von der LHMI des Gerätes aus ohne Anmeldung vornehmen kann.Die Standardposition des Schalters Ort/Fern ist "Fern".



en05000116.vsd

SXCBRSCSWI

SCILO

SXCBRSXCBR

SCSWI

SCILO

SXSWI

-QA1

-QB1

-QB9

IEC 61850

QCBAY

IEC05000116 V1 DE

Abb. 216: Signalfluss zwischen den Funktionseinheiten der Gerätesteuerung

Akzeptierte Kategorien für Absender für PSTOWenn der angeforderte Befehl von der Berechtigung akzeptiert wird, wird der Wertgeändert. Andernfalls wird das Attribut blocked-by-switching-hierarchy imUrsachen-Signal gesetzt. Wenn sich der PSTO-Wert während eines Befehls ändert,wird der Befehl abgebrochen.

Die akzeptierten Kategorien für Absender für jeden PSTO-Wert sind in Tabelle 43angegeben.

Tabelle 43: Akzeptierte Kategorien für Absender für jeden PSTO-Wert

Permitted Source To Operate (PSTO) Absender (orCat)

0 = Aus 4,5,6

1 = Lokal 1,4,5,6

2 = Fern 2,3,4,5,6

3 = Fehlerhaft 4,5,6

4 = nicht verwendet 4,5,6




5 = Alle 1,2,3,4,5,6

6 = Station 2,4,5,6

7 = Fern 3,4,5,6

PSTO = Alle, dann ist es keine Priorität zwischen Bedienerpositionen. AlleBedienerpositionen dürfen auslösen.

Das gemäß Norm IEC 61850 definierte Attribut orCat in der Kategorie für Absenderist in Tabelle 44 definiert.

Tabelle 44: Attribut orCat gemäß IEC 61850

Wert Beschreibung

0 not-supported

1 bay-control

2 station-control

3 remote-control

4 automatic-bay

5 automatic-station

6 automatic-remote

7 maintenance

8 process

14.2.1.1 Feldsteuerung (QCBAY)

Die Feldsteuerfunktion (QCBAY) wird verwendet, um die Auswahl des Bediener-Standorts pro Feld auszuwählen. Die Funktion ermöglicht, von zwei verschiedenenArten von Standorten aus zu bedienen, entweder von Fern (z. B. von der Leitstelleoder von der Station), oder von Lokal (LHMI am Gerät) oder von beiden (Lokal undFern). Die Position des Schalters Ort/Fern kann ebenfalls auf "Aus" gestellt werden,was bedeutet, dass kein Bediener-Standort ausgewählt ist, so dass von Lokal oder vonFern keine Bedienung möglich ist.

Für die IEC 61850-8-1 Kommunikation kann die Feldsteuerungsfunktion soeingestellt werden, dass sie zwischen Befehlen mit orCat-Station und fernwirkend (2und 3) unterscheiden kann. Die Auswahl erfolgt über den IEC 61850-8-1 Edition 2Befehl LocSta.

QCCBAY bietet ebenfalls Blockierfunktionen, die an verschiedene Geräte innerhalbdes Feldes weitergegeben werden können. Für die Blockierung gibt es zweiverschiedene Alternativen:

• Blockierung der Aktualisierung von Positionen• Blockierung von Befehlen




IEC13000016 V2 DE

Abb. 217: APC - Lokaler/fernwirkender Funktionsblock

14.2.1.2 Schaltersteuerung (SCSWI)

SCSWI kann auf einem dreipoligen Betriebsmittel oder drei einpoligenBetriebsmitteln verarbeitet und ausgelöst werden.

Nach Auswahl eines Geräts und vor Ausführung führt die Schaltersteuerung diefolgenden Überprüfungen und Aktionen aus:

• Eine Anforderung, welche die Reservierung anderer Felder initiiert, um einesimultane Auslösung zu verhindern.

• Ist-Positionseingaben für Verriegelungsinformationen werden gelesen undausgewertet, wenn das Auslösen zugelassen wird.

• Synchrocheck/Synchronisierungsbedingungen werden gelesen und überprüft,bei positiver Antwort wird eine Funktion ausgeführt.

• Die Blockierbedingungen werden ausgewertet.• Die Positionsanzeigen werden nach gegebenem Befehl und seiner erforderlichen

Richtung (offen oder geschlossen) ausgewertet.

Die Befehlsabfolge wird hinsichtlich der Zeit zwischen folgenden Ereignissenüberwacht:



• Auswählen und ausführen• Auswählen und bis zur Sicherstellung der Reservierung.• Ausführen und Endposition des Gerätes.• Ausführen und gültige "Ein"-Bedingungen von Synchrocheck.

Bei einem Fehler wird die Befehlsabfolge abgebrochen.

Wenn drei einphasige Schalter (SXCBR) mit der Schaltersteuerungsfunktionverbunden sind, "kombiniert" die Schaltersteuerung die Stellung der drei Schalter zuder resultierenden Dreiphasen-Stellung. Bei einer Poldiskordanz, bei der dieeinphasigen Schalter länger als die einstellbare Zeit eine ungleiche Stellung haben,wird ein Fehlersignal gesetzt.

Die Schaltersteuerung ist nicht vom Typ des Schaltgeräts SXCBR oder SXSWIabhängig. Die Schaltersteuerung stellt den Inhalt des logischen Knotens SCSWI(gemäß IEC 61850) mit obligatorischen Funktionalitäten dar.

14.2.1.3 Schalter (SXCBR/SXSWI)

Die Schalter sind Funktionen, mit denen ein Wechselstromkreis unter normalenBedingungen geschlossen und unterbrochen wird, oder mit denen bei einerÜberlastung des Wechselstromkreises unterbrochen wird. Aufgabe dieserFunktionen ist es, die niedrigste Ebene von Schaltgeräten mit oder ohne Kurzschluss-Abschaltfunktionalität zu repräsentieren, wie z.B. Leistungsschalter, Trenner,Erdungsschalter usw.

Der Zweck dieser Funktionen ist es, den Ist-Status von Positionen zu erhalten undSteuervorgänge vorzunehmen, d.h., alle Befehle über die Baugruppe an das primäreGerät weiterzugeben und Schaltvorgänge und Positionen zu überwachen.

Schalter haben die folgenden Funktionalitäten:

• Schalter Lokal/Fern für die Schaltanlage• Blockieren eines Aus- und Ein-Befehls beziehungsweise Aufheben der

Blockierung• Aktualisierung der Blockierung oder Aufheben der Blockierung einer

Positionsanzeige• Substitution von Positionsanzeigen• Überwachungstimer, nach dessen Zeit das primäre Gerät nach einem Befehl sich

beginnt zu bewegen• Überwachung der zulässigen Zeit für die Zwischenstellung• Definition der Impulsdauer für Aus- und Ein-Befehle

Die Umsetzung dieser Funktionen erfolgt mit den Funktionen SXCBR, die einenLeistungsschalter darstellt, und SXSWI, die einen Trennschalter bzw. einen Trenneroder Erdungsschalter darstellt.

Der Leistungsschalter (SXCBR) kann entweder über drei einphasige Schalter odereinen dreiphasigen Schalter umgesetzt werden.



Der Inhalt dieser Funktion wird durch die Definitionen gemäß IEC 61850 für dieLeistungsschalter (SXCBR) und Trennschalter (SXSWI) für logische Knoten mitobligatorischen Funktionen dargestellt.

14.2.1.4 Reservierungsfunktion (QCRSV und RESIN)

Die Reservierungsfunktion dient vorrangig der sicheren Übertragung vonVerriegelungsdaten zwischen IED und der Verhinderung des Doppelbetätigung ineinem Feld, einer Teilanlage oder kompletten Unterstation.

Für die Bewertung der Verriegelung in einer Schaltanlage kann diePositionsinformation von Schaltgeräten wie Leistungsschaltern, Trennschaltern undErdungsschaltern im gleichen Feld oder von einigen anderen Feldern erforderlichsein. Wenn die Information von anderen Feldern erforderlich ist, wird diese über denStationsbus zwischen entfernten Geräten ausgetauscht. Das Problem, das auftretenkann, sogar bei einer hohen Kommunikationsgeschwindigkeit, ist ein Zeitfenster, indem die Information über die Position der Schaltgeräte unsicher ist. DieVerriegelungsfunktion verwendet diese Information zur Bewertung, was bedeutet,dass auch die Verriegelungsbedingungen unsicher sind.

Um sicherzustellen, dass die Verriegelungsinformationen zur Zeit des Betriebskorrekt sind, gibt es eine eindeutige Reservierungsmethode in den Geräten. Bei dieserReservierungsmethode sendet das Feld, dass die Reservierung anfordert, eineReservierungsanfrage an andere Felder und wartet dann, bis von den diesen Feldernein Signal für die Bewilligung der Reservierung zurückgesendet wird. Dietatsächlichen Stellungsanzeigen von diesen Feldern werden dann über denStationsbus zur Auswertung im Gerät übertragen. Nach der Auswertung kann dieFunktion mit hoher Sicherheit ausgeführt werden.

Diese Funktionalität wird über den Stationsbus über die Funktionsblöcke QCRSVund RESIN realisiert. Das Anwendungsprinzip ist in Abbildung 218 dargestellt.

Der Funktionsblock QCRSV ist für die Reservierung zuständig. Er sendet entwederdie Reservierungsanforderung an andere Felder oder die Quittierung aus, wenn dasFeld eine Anforderung von einem anderen Feld erhalten hat.

Der andere Funktionsblock RESIN empfängt die Reservierungsinformationen vonanderen Feldern. Die Anzahl der Instanzen ist der der einbezogenen Felder gleich (esstehen bis zu 60 Instanzen zur Verfügung). Die empfangenen Signale sind entwederdie Anforderung der Reservierung von einem anderen Feld oder die Quittierung vonden Feldern, die eine Anforderung von diesem Feld erhalten haben. Die Informationin Bezug auf eine gültige Übertragung über Stationsbus muss ebenfalls empfangenworden sein.



e n 0 5 0 0 0 1 1 7 .v s d

G e rä tG e rä t

V o n a n d e re m

S C S W I im F e ld A n

a n d e re n S C S W I im F e ld

3

S ta t io n s b u s

. . .

. . .

. . .

3

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

R E S IN

E X C H _ O U TE X C H _ IN

..

S C S W I

R E S _ R QR E S _ G R T

R E S _ D A T A

Q C R S V

R E S _ R Q 1

R E S _ R Q 8

R E S _ G R T 1

R E S _ G R T 8

..

2

IEC05000117 V2 DE

Abb. 218: Applikationsprinzipien der Reservierung über den Stationsbus

Die Reservierung kann ebenfalls mit externer Verkabelung nach demAnwendungsbeispiel in Abbildung 219 realisiert werden. Diese Lösung wird mitexternen Hilfsrelais und zusätzlichen binären Eingängen und Ausgängen in jedemGerät umgesetzt, jedoch ohne Verwendung der Funktionsblöcke QCRSV undRESIN.

S C S W I

S E L E C T E DR E S _ E X T

+

G e rä t

B I B O

G e rä t

B I B O

O DE RA n d e re r S C S W I im F e ld

e n 0 5 0 0 0 1 1 8 .v s d

IEC05000118 V2 DE

Abb. 219: Applikationsprinzipien der Reservierung mit externer Verdrahtung

Die Lösung in Abbildung 219 kann ebenfalls über den Stationsbus nach demAnwendungsbeispiel in Abbildung 220 realisiert werden. Die Beispiele inAbbildung 219 und Abbildung 220 haben nicht die gleiche hohe Sicherheit wie dieLösung in Abbildung 218, haben aber stattdessen eine höhere Verfügbarkeit, weilkeine Quittierung erforderlich ist.



S C S W I

S E L E C T E D

R E S _ E X T

G e rä tG e rä t

O DE R

A n d e re r S C W I im F e ld

S ta tio n s b u s. . .

S P G A P CIN

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

. . .

. . .

R E S G R A N T

In t lR e c e iv e

IE C 0 5 0 0 0 1 7 8 -3 -e n .v s d

IEC05000178 V3 DE

Abb. 220: Applikationsprinzip einer alternativen Reservierungslösung

14.2.2 Interaktionen zwischen den Modulen

Ein typisches Feld mit einer Gerätesteuerungsfunktion besteht aus einer Kombinationvon logischen Knoten oder Funktionen, die hier beschrieben werden:

• Die Schaltersteuerung (SCSWI) initiiert alle Funktionen für ein Gerät. Sie ist dieBefehlsschnittstelle des Gerätes. Sie beinhaltet Positionsbenachrichtigung undPositionssteuerung.

• Die Leistungsschalterfunktion (SXCBR) ist die Prozess-Schnittstelle zumLeistungsschalter für die Gerätesteuerungsfunktion.

• Die Trennerfunktion (SXSWI) ist die Prozess-Schnittstelle zum Trenn- oderErdungsschalter für die Gerätesteuerungsfunktion.

• Die Feldsteuerungsfunktion (QCBAY) erfüllt die Funktionen für die Geräte aufFeldebene, wie die Auswahl des Bediener-Standorts und die Blockierungen fürein komplettes Feld.

• Die Reservierungsfunktion (QCRSV) ist für die Reservierungsfunktionzuständig.

• Die Schutzauslöselogik (SMPPTRC) verbindet die Auslöseausgänge einer odermehrerer Schutzfunktionen mit einer gewöhnlichen Auslösung, die an SXCBRübermittelt wird.

• Die automatische Wiedereinschaltungsfunktion (SMBRREC) bietet einigeKonfigurierungsmöglichkeiten hinsichtlich der Bedingungen für das Schließeneines ausgelösten Leistungsschalters.

• Die Verriegelungsfunktion für logische Knoten (SCILO) liefert Informationendarüber an SCSWI, ob SCILO laut der Schaltanlagen-Topologie betriebenwerden kann. Die Verriegelungsbedingungen werden mit einer separaten Logikbewertet und mit SCILO verbunden.

• Synchrocheck, die Einschaltprüfung und die Synchronisierung (SESRSYN)berechnen die Phasenwinkeldifferenz von beiden Seiten eines geöffnetenSchalters und vergleichen diese mit den vordefinierten Schaltungsbedingungen(Synchrocheck). Auch der Fall, dass auf einer Seite keine Spannung anliegt(Einschaltprüfung), wird berücksichtigt.

• Die Funktion "Generic Automatic Process Control" (GAPC) übermitteltgenerische Befehle vom Bediener zum System.



Die nachfolgende Abbildung 221 vermittelt einen Überblick über die Interaktionzwischen diesen Funktionen.

= IE C 0 5 0 0 0 1 2 0 = 2 = d e = O r ig in a l.v s d

S X C B R(L e is tu n g s s c h a lte r)

V e rr ie g e lu n g s -F u n k tio n s b lo c k

(N ic h t L N )

S C S W I(S c h a lts te u e ru n g )

Q C B A Y(F e ld s te u e ru n g )

S M B R R E C(A u to m . W ie d e r-

e in s c h a ltu n g ) E /A

A u s lö s u n g

R e l. s c h lie ß e n

R e s . e r f .

Star

t AW

E

L S s c h lie ß e n

P o s it io n

R e s . e r te ilt

B e d ie n e r -P o s it io n s -a u s w a h l

S C S W I(S c h a lts te u e ru n g )

S X S W I(T re n n e r )

B e fe h l Ö ffn e n

B e fe h l S c h lie ß e n

P o s it io n

S E S R S Y N(S y n c h ro c h e c k & S y n c h ro n iz e r)

S C IL O

S C IL O

S y n c h ro c h e c k O K

Q C R S V(R e s e rv ie ru n g ) R e s . e r f .

R e s . e r te ilt

G A P C

(A llg e m e in e a u to m a tis c h e

P ro z e s s -s te u e ru n g ) Ö ffn e n /s c h lie ß e n

Ö ffn e n /s c h lie ß e n

S c h lie ß e n a k t iv ie re n

Ö ffn e n a k t iv ie re n

R e l. ö ffn e n

R e l. s c h lie ß e nR e l. ö ffn e n

S M P P T R C(A u s lö s e lo g ik )

P o s it io n

Öffne

n ak

tivier

enSc

hließ

en

aktiv

ieren

Pos.

von

ande

ren F

elder

n

E /A

B e fe h l Ö ffn e n

B e fe h l S c h lie ß e n

(V e rr ie g e lu n g )

(V e rr ie g e lu n g )

S y n c h ro n is ie ru n g f in d e t s ta tt

IEC05000120 V2 DE

Abb. 221: Überblick mit Beispiel zu den Interaktionen zwischen Funktionen ineinem typischen Feld


Die Parameter für die Gerätesteuerung werden in der LHMI oder am PCM600festgelegt.

14.2.3.1 Feldsteuerung (QCBAY)

Wenn der Parameter AllPSTOValid auf Keine Priorität eingestellt ist, werden alleAbsender vom lokalen und entfernten Ende ohne irgendeine Priorität akzeptiert.

Ist der Parameter RemoteIncStation auf Ja gesetzt, werden Befehle vonIEC 61850-8-1 Clients von der stationären als auch von der fernen Ebene akzeptiert,



wenn sich die Funktion QCBAY im Fern-Modus befindet. Wenn der Parameter aufNein gesetzt ist, legt der Befehl LocSta fest, welcher Bedienerstandort akzeptiert wird,wenn sich die Funktion QCBAY im Fern-Modus befindet. Wenn LocSta True ist,werden nur Befehle von stationärer Ebene akzeptiert, andernfalls werden nur Befehlevon ferner Ebene akzeptiert.

Der Parameter RemoteIncStation wirkt sich nur auf dieIEC 61850-8-1 Kommunikation aus. Wenn das IEC 61850 Edition 1Kommunikationsprotokoll verwendet wird, sollte der Parameter aufJa gesetzt werden, da der Befehl LocSta nicht im IEC 61850-8-1Edition 1 Kommunikationsprotokoll definiert ist.

14.2.3.2 Schaltersteuerung (SCSWI)

Der Parameter CtlModel beschreibt den Steuerungsmodelltyp gemäß IEC 61850. Beinormaler Steuerung der Leistungsschalter, Trenner und Erdungsschalter ist dasSteuerungsmodell auf SBO Enh (Auswahl vor Betrieb = Select-Before-Operate) miterweiterter Sicherheit eingestellt.

Wenn die Funktion in einem Schritt ausgeführt werden soll und keine Überwachungdes Ergebnisses des Befehls gewünscht wird, wird die direkte Modellsteuerung mitnormaler Sicherheit verwendet.

Bei Steuerung mit erweiterter Sicherheit steht über das Steuerungsobjekt einezusätzliche Überwachung des Statuswertes zur Verfügung, was bedeutet, dass jedeBefehlsfolge durch einen Abschlussbefehl beendet werden muss.

Der Parameter PosDependent ermöglicht, abhängig von der Positionsangabeauszulösen. D.h. bei der Einstellung immer erlaubt ist es immer zulässig, unabhängigvom Wert der Position auszulösen. Bei unzulässig 00/11 ist es nicht zulässig,auszulösen, wenn sich die Position in einem fehlerhaften Stadium oderZwischenstadium befindet.

tSelect ist die maximal zulässige Zeit zwischen dem Befehlssignal für die Auswahlund für die Ausführung, d.h., die Zeit, in der der Bediener die Befehlsausführungvornehmen muss, nachdem das auszulösende Objekt ausgewählt wurde. Wenn dieZeit abgelaufen ist, wird das ausgewählte Ausgangssignal auf "falsch" gesetzt, und eswird ein Auslösecode gesendet.

Der Zeitparameter tResResponse ist der Zeitraum zwischen Reservierungsanfrageund Feedback-Reservierung, der von allen an der Reservierungsfunktion beteiligtenFeldern bewilligt wird. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird die Steuerfunktionzurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

tSynchrocheck ist die für die Funktion synchrocheck zulässige Zeit, um dieSchließzustände herbeizuführen. Wenn die Zeit abgelaufen ist, versucht die Funktion,die Synchronisierungsfunktion zu starten. Wenn tSynchrocheck auf 0 eingestellt ist,erfolgt kein Synchrocheck, bevor die Synchronisierungsfunktion startet.



Der Timer tSynchronizing überwacht, dass das "Synchronisierung-in-BearbeitungSignal" in SCSWI abgefragt wird, nachdem die Synchronisierungsfunktion gestartetwurde. Das Startsignal für die Synchronisierung wird nicht gesetzt, wenn diesynchrocheck Bedingungen nicht erfüllt sind. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird dieSteuerfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben. Wennkeine Synchronisierungsfunktion eingschlossen ist, wird die Zeit auf 0 gesetzt, waskeinen Start der Synchronisierungsfunktion bedeutet. Wenn tSynchrocheckabgelaufen ist, wird die Steuerfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Codeausgegeben.

tExecutionFB ist die maximale Zeit zwischen dem Signal für den Ausführungsbefehlund dem Befehlsende. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird die Steuerfunktionzurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

tPoleDiscord ist die zulässige Schaltergleichlaufzeit bei der Steuerung von dreieinphasigen Leistungsschaltern. Bei einer Diskrepanz wird ein Ausgangssignal fürdie Auslösung oder einen Alarm aktiviert, und während eines Befehls wird dieSteuerfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

Ist SuppressMidPos auf Ein gesetzt, wird die Mittelposition während des untertIntermediate für die verbundenen Schalter eingestellten Zeitraums unterdrückt.

Der Parameter InterlockCheck entscheidet, ob die Verriegelungsprüfung in derAuswahl- und Auslösephase (Ausw. und Ausl.Phase) oder nur in der Auslösephase(Ausl.Phase) ausgeführt werden soll.

14.2.3.3 Schalter (SXCBR/SXSWI)

tStartMove ist die Überwachungszeit für das Gerät, um nach Ausführung einesBefehls zu starten. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird die Schaltfunktionzurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben.

Während der unter tIntermediate festgelegten Zeit, darf sich die Positionsangabe ineinem Zwischenstadium (00) befinden. Wenn die Zeit abgelaufen ist, wird dieSchaltfunktion zurückgesetzt, und es wird ein Ursachen-Code ausgegeben. DieAngabe der Mittelposition bei SCSWI wird während dieses Zeitraums unterdrückt,wenn sich die Position von offen in geschlossen oder umgekehrt ändert, sofern in derSCSWI-Funktion der Parameter SuppressMidPos auf Ein gesetzt ist.

Wenn der Parameter AdaptivePulse auf Adaptierend eingestellt ist, wird derBefehlsausgabeimpuls zurückgesetzt, sobald die korrekte Endposition erreicht ist.Wenn der Parameter auf Nicht Adaptiv eingestellt ist, bleibt derBefehlsausgabeimpuls solange aktiv, bis die Zeit des Timers tOpenPulsetClosePulseabgelaufen ist.

tOpenPulse ist die Länge des Ausgabeimpulses für den offenen Befehl. WennAdaptivePulse auf Adaptiv gesetzt ist, ist dies die maximale Länge desAusgangsimpuls für einen Öffnenbefehl. Die Dauer ist auf 200 ms für einenLeistungsschalter (SXCBR) und auf 500 ms für einen Trenner (SXSWI)voreingestellt.



tClosePulse ist die Länge des Ausgabeimpulses für einen geschlossenen Befehl.Wenn AdaptivePulse auf Adaptiv gesetzt ist, ist dies die maximale Länge desAusgangsimpuls für einen Öffnenbefehl. Die Dauer ist auf 200 ms für einenLeistungsschalter (SXCBR) und auf 500 ms für einen Trenner (SXSWI)voreingestellt.

14.2.3.4 Feldreserve (QCRSV)

Das Zeitglied tCancelRes definiert die Überwachungszeit für den Abbruch derReservierung, wenn dieser vom anfordernden Feld beispielsweise aufgrund einesKommunikationsfehlers nicht durchgeführt werden kann.

Wenn der Parameter ParamRequestx (x=1-8) für jedes Gerät (x) im Feld auf Nur eig.Feld res. gesetzt ist, wird nur das eigene Feld reserviert, d. h. der Ausgang für dieReservierungsanfrage an andere Felder (RES_BAYS) wird bei Auswahl von Gerät xnicht aktiviert.

14.2.3.5 Reservierungseingang (RESIN)

Wenn der Parameter FutureUse auf Reservefeld gesetzt ist, kann die Funktion Felderabdecken, die noch nicht im SA-System installiert sind.

14.3 Spannungsregelung

14.3.1 Anwendung

Wenn die Last im Stromnetz steigt, fällt die Spannung. Gleiches gilt umgekehrt. Umdie Netzspannung konstant zu halten, sind Leistungstransformatoren üblicherweisemit einem Stufenschalter ausgestattet. Hierdurch wird dasLeistungstransformatorverhältnis in mehreren vordefinierten Schritten verändert,wodurch sich auch die Spannung ändert. Jeder Schritt stellt üblicherweise eineSpannungsänderung von ca. 0,5 - 1,7% dar.

Die Spannungsregelungsfunktion dient zur Regelung der Leistungstransformatorenmittels eines motorgetriebenen Stufenschalters. Diese Funktion regelt die Spannungauf der Sekundärseite des Leistungstransformators. Die Steuermethode basiert aufeinem Einzelschritt-Prinzip, bei dem immer nur ein Steuerimpuls an denStufenschalter übertragen wird, um dessen Position um exakt eine Stufe nach obenoder unten zu bewegen. Die Länge des Steuerimpulses kann innerhalb eines großenBereichs eingestellt werden, um verschiedene Arten von Stufenschaltermechanismenanpassen zu können. Der Impuls wird immer dann erzeugt, wenn innerhalb einerbestimmten Zeit die gemessene Spannung vom eingestellten Referenzwert um mehrals die voreingestellte Totzone (Grad der Unempfindlichkeit) abweicht.



Die Spannung kann sowohl an der Stelle der Spannungsmessung als auch amLastpunkt im Netz geregelt werden. In letzterem Fall wird die Lastpunktspannungbasierend auf dem gemessenen Laststrom und der bekannten Impedanz vomSpannungsmesspunkt zum Lastpunkt berechnet.

Die automatische Spannungsregelung kann entweder für einen einzelnenTransformator oder für parallele Transformatoren erfolgen. Für die paralleleSteuerung von Leistungstransformatoren gibt es drei Möglichkeiten:

• Master-Follower-Methode• Methode der Reaktanzumkehr• Kreisstrom-Methode

Für erst- und für die letztgenannte Methode wird eine Kommunikation zwischen denFunktionssteuerungsblöcken der verschiedenen Transformatoren benötigt, wobei beider zweitgenannten Methode keinerlei Kommunikation erforderlich ist.

Die Spannungsregelung enthält Zusatzfunktionen, wie die Möglichkeit, dasgleichzeitige Verstellen von Stufen an parallelen Transformatoren zu vermeiden,Hot-Stand durch Regulierung eines Transformators innerhalb einer parallelenGruppe, mit einem offenen Niederspannungs-Leistungsschalter Kompensation füreine mögliche Kondensatorbatterie im Feld auf der Niederspannungsseite einesTransformators, umfangreiche Stufenschalterüberwachung einschließlichErkennung von Kontaktverschleiß und abnormalen Abfolgen vonStufenschalterbefehlen (Hunting), Überwachung des Leistungsflusses imTransformator, so dass z. B. die Spannungsregelung bei einer Leistungsumkehrblockiert werden kann.

Die Spannungsregelungsfunktion umfasst zwei Funktionsblöcke, die beide überlogische Knoten gemäß IEC 61850-8-1 verfügen

• Automatische Spannungsregelung für Stufenschalter, TR1ATCC fürEinzelsteuerung und TR8ATCC für Parallelsteuerung.

• Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge,TCMYLTC und 32 Binäreingänge, TCLYLTC

Die Funktion für die automatische Spannungsregelung für Stufenschalter, TR1ATCCoder TR8ATCC ist so konzipiert, dass die Spannung auf der Niederspannungsseiteeines Leistungstransformators sich automatisch innerhalb vorgegebener Grenzwerteim Bereich der eingestellten Zielspannung bewegt. Ein Befehl zum Ansteigen oderAbsenken wird immer dann erzeugt, wenn innerhalb einer bestimmten Zeit diegemessene Spannung vom eingestellten Zielwert um mehr als die voreingestellteTotzone (Grad der Unempfindlichkeit) abweicht. Eine Zeitverzögerung (inverse oderdefinite Zeit) wird eingestellt, um unnötigen Betrieb während kurzerSpannungsabweichungen vom Zielwert zu vermeiden, sowie zur Koordination mitanderen automatischen Spannungsreglern im System.

TCMYLTC und TCLYLTC sind eine Schnittstelle zwischen der automatischenSpannungsregelung für Stufenschalter, TR1ATCC oder TR8ATCC und dem



Laststufenschalter des Transformators selbst. Präzisiert bedeutet das, dass erBefehlsimpulse an einen motorgetriebenen Laststufenschalters desLeistungstransformators sendet und vom Laststufenschalter Informationen überStufenstellung, Bearbeitungsstand des erteilten Befehls usw. erhält.

TCMYLTC und TCLYLTC dienen dem Zweck, Informationen über dieStufenstellung an den Transformatordifferentialschutz zu senden.

Lokale oder externe SteuerungDer Stufenschalter kann über die Vorderseite des IED oder von einer externen Stelleaus angesteuert werden. Auf der Vorderseite des IED befindet sich ein Schalter für dieFernsteuerung, mit dem der Standort des Bedieners ausgewählt werden kann. Fürdiese Funktionalität werden die folgenden Funktionseinheiten für dieGerätesteuerung verwendet: Feldsteuerung (QCBAY), Ort/Fern (LOCREM) undOrt-Fern-Steuerung (LOCREMCTRL).

Informationen zum Steuerungsort werden an die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC über die Verbindung des Ausgangs "Permitted Source to Operate"(PSTO) der Funktionseinheit QCBAY an den Eingang PSTO der FunktionseinheitTR1ATCC oder TR8ATCC übermittelt.

SteuerungsmodusDer Steuerungsmodus für die automatische Spannungsregelung für StufenschalterTR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung kann eingestelltwerden auf:

• Manuell• Automatisch

Der Steuerungsmodus kann am lokalen Standort über das Befehlsmenü in der LHMIunter Hauptmenü/Steuerung/Befehle/TransformatorSpannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x oder an einementfernten Standort über Binärsignale geändert werden, die mit den EingängenMANCTRL, AUTOCTRL am Funktionsblock TR1ATCC oder TR8ATCCverbunden sind.

Gemessene GrößenBei normalen Anwendungen wird die Niederspannungsseite des Transformators alsSpannungsmesspunkt verwendet. Im Bedarfsfall wird der Strom auf derNiederspannungsseite als Laststrom genutzt, um die Abgangsspannung an derRegulationsstelle zu berechnen.

Der Funktionsblock für die automatische Spannungsregelung für StufenschalterTR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung besitzt die dreiEingänge I3P1, I3P2 und U3P2 entsprechend für Hochspannungsstrom,Niederspannungsstrom und Niederspannung. Diese analogen Größen werden am IEDüber das Transformatoreingangsmodul, den Analog-Digital-Wandler und danacheinen Vorverarbeitungsblock eingespeist. Im Vorverarbeitungsblock wird ein großerTeil der Größen abgeleitet, wie z. B. Leiter-Leiter-Analogwerte, symmetrische



Komponenten, Höchstwert in einer dreiphasigen Gruppe usw. Die verschiedenenFunktionsblöcke im IED übernehmen dann die ausgewählten Größen vomVorverarbeitungsblock. Bei TR1ATCC oder TR8ATCC gibt es die folgendenMöglichkeiten:

• I3P1 repräsentiert eine dreipolige Gruppe von Leiterströmen, wobei der höchsteStrom in einem der drei Leiter berücksichtigt wird. Da nur der höchsteLeiterstrom berücksichtigt wird, können sowohl Ströme in einzelnen Leitern alsauch Ströme in jeweils zwei Leitern verwendet werden. In diesen Fällen sind dienicht verwendeten Ströme gleich Null.

• Bei I3P2 und U3P2 lauten die Einstellungsalternativen wie folgt: einindividueller Leiterstrom bzw. eine individuelle Leiterspannung sowie eineKombination aus Leiter-Leiter-Strom/-Spannung oder Mitsystemstrom/-spannung. Daher ist eine einphasige sowie Leiter-Leiter- oder dreiphasigeEinspeisung auf der Unterspannungsseite möglich, dies wird jedochüblicherweise für Strom und Spannung ausgewählt.

Stu

fen-

scha

lter Höher,Tiefer

Signale/Alarme

Position

BOM

MIM

Gerät

IL1,IL2,IL3

TRMdreiph. oder Phase-Phase- oder einph. Strom

Hochspannungsseite

(Laststrom) IL

Niederspannungsseite

Leitungsimpedanz R+jX

UB (Sammelschienenspannung)

Lastschwerpunkt UL (Spannung am Lastschwerpunkt)

Signalflowforasingletransformerwithvoltagecontrol=IEC10000044=1=de=Original.vdx

BIM

dreiph. oder Phase-Phase- oder einph. Spannung

IEC10000044 V1 DE

Abb. 222: Signalfluss bei einem Transformator mit Spannungsregelung

Auf der Oberspannungsseite wird der dreiphasige Strom normalerweise benötigt, umden dreiphasigen Überstromschutz zu speisen, der den Stufenschalter blockiert, sollteein Überstrom auftreten, der über den schadenverursachenden Pegeln liegt.

Die Spannungsmessung auf der Unterspannungsseite kann mit der Leiter-Erde-Spannung erfolgen. Es ist jedoch zu beachten, dass dies nur bei niederohmiggeerdeten Netzen verwendet werden kann, da die gemessene Leiter-Erde-Spannungmit einem Faktor von √3 steigen kann, wenn Erdfehler in einem nicht starr geerdetenSystem auftreten.



Die Analogeingangssignale entsprechen normalerweise denen in anderen Funktionenim Gerät, z. B. wie bei Schutzfunktionen.

Die Spannung an der Sammelschiene auf der Unterspannungsseiteträgt die Bezeichnung UB, der Laststrom ist IL und dieLastpunktspannung ist UL.

Automatische Spannungsregelung bei einem einzelnen TransformatorAutomatische Spannungsregelung für Stufenschalter TR1ATCC misst die Größe derSammelschienenspannung UB. Sind keine anderen Funktionen aktiviert(Abgangsspannungskompensation), wird diese Spannung weiter zurSpannungsregelung verwendet.

TR1ATCC vergleicht dann diese Spannung mit der eingestellten Spannung USet undlegt fest, welche Maßnahme durchzuführen ist. Um ein unnötiges Umschalten desEinstellpunktes zu vermeiden, wird eine Totzone (Grad der Unempfindlichkeit)benutzt. Die Totzone verläuft symmetrisch um den Wert USet herum (sieheAbbildung 223) und ist so aufgebaut, dass es eine äußere und eine innere Totzone gibt.Gemessene Spannungen außerhalb der äußeren Totzone starten das Zeitglied, umStufungsbefehle auszulösen, während die Sequenz zurückgestellt wird, wenn diegemessene Spannung wieder innerhalb der inneren Totzone liegt. Die eine Hälfte deräußeren Totzone wird mit ΔU bezeichnet. Die Einstellung von ΔU (d.h.Einstellparameter Udeadband sollte auf einen Wert nahe der Spannungsstufe (üblich75-125% der Stufe des Stufenschalters) des Stufenschalters des Transformatorsgestellt werden.

SpannungsstärkeUmaxU2UsetU1UminUblock0

CMD erhöhen

*) Aktion in Übereinstimmung mit Parameter

Sicherheitsbereich

CMD senken


DD U UDUin DUin

*) *) *)

IEC06000489 V2 DE

Abb. 223: Regelfunktionen auf einer Spannungsskala

Unter normalen Betriebsbedingungen bleibt die Sammelschienenspannung UBinnerhalb der äußeren Totzone (Intervall zwischen U1 and U2 in Abbildung 223). Indiesem Fall werden von TR1ATCC keine Maßnahmen getroffen. Wenn jedoch UBkleiner wird als U1 oder größer als U2, startet ein entsprechendes höher- odertieferstellendes Zeitglied. Das Zeitglied läuft, solange die gemessene Spannungaußerhalb der inneren Totzone bleibt. Besteht dieser Zustand länger, als dervoreingestellte Zeitverzug, veranlasst TR1ATCC, dass ein entsprechender ULOWERoder URAISE Befehl von der Steuerung und Überwachung des Stufenschalters mit 6binären Eingängen TCMYLTC oder 32 binären Eingängen TCLYLTC an den



Laststufenschalter des Transformators gesendet wird. Falls erforderlich, wird derVorgang wiederholt, bis der Betrag der Sammelschienenspannung wieder innerhalbder Totzone liegt. Die eine Hälfte der inneren Totzone wird mit ΔUin bezeichnet. Dieinnere Totzone ΔUin, Einstellung UDeadbandInner, sollte auf einen Wert kleiner alsΔU eingestellt werden. Die innere Totzone sollte auf 25 - 70% des Wertes ΔUeingestellt werden.

Diese Vorgehensweise wird von TR1ATCC verwendet, wobei dieSammelschienenspannung innerhalb des Sicherheitsbereiches liegt, der über dieEinstellparameter Umin und Umax festgelegt wird.

Eine Situation in der UB außerhalb dieses Bereichs liegt, wird als abnormale Situationbetrachtet.

Wenn UB unter den Wert der Einstellung Ublock oder alternativ unter den Wert derEinstellung Umin fällt, jedoch immer noch über dem Wert der Einstellung Ublockliegt oder über den Wert der Einstellung Umax steigt, werden entsprechendeMaßnahmen ergriffen, die auf die Einstellung der Blockierbedingungen abgestimmtsind (siehe Tabelle 48).

Wenn die Sammelschienenspannung über den Wert der Einstellung Umax steigt,kann TR1ATCC einen oder mehrere Befehle für ein schnelles Tieferschalten auslösen(ULOWER Befehle), damit die Spannung wieder in den Sicherheitsbereich(Einstellungen Umin und Umax) zurückgeführt wird. Für das Einstellen der Funktionfür das schnelle Tieferschalten gibt es drei Möglichkeiten: off/auto/auto und manual,entsprechend der Einstellung FSDMode. Im Modus für schnelles Tieferschalten wirdder Befehl ULOWER mit der einstellbaren Zeitverzögerung tFSD ausgelöst.

Der gemessene Effektivwert der Sammelschienenspannung UB wird in der LHMI alsWert BUSVOLT unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:xangezeigt.

ZeitcharakteristikDie Zeitcharakteristik definiert die Zeit, die ab dem Moment, zu dem die gemesseneSpannung das Totzonenintervall übersteigt, verstreicht, bis der entsprechende BefehlURAISE oder ULOWER ausgelöst wird.

Mit dieser Zeitverzögerung werden durch temporäre Spannungsschwankungenverursachte, unnötige Operationen des Stufenschalters vermieden und der Betrieb desStufenschalters in radialen Netzen wird koordiniert, um die Anzahl der Operationendes Stufenschalters zu begrenzen. Hierfür können eine längere Zeitverzögerung, dienäher am Verbraucher liegt, und kürzere Zeitverzögerungen an vorgeordnetenPositionen im System gewählt werden.

Die erste Zeitverzögerung t1 wird als Zeitverzögerung (normalerweise langeVerzögerung) für den ersten Befehl in eine Richtung verwendet. Sie kann eineunabhängige oder abhängige Zeitcharakteristik haben, was von der Einstellung t1Use(Konstant/Invers) abhängig ist. Wenn bei unabhängigen Zeitcharakteristiken größereSpannungsabweichungen vom Wert USet auftreten, führt dies zu kürzeren



Zeitverzögerungen, die durch die kürzeste Zeitverzögerung der Einstellung tMinbegrenzt werden. Diese Einstellung muss auf die Auslösezeit desStufenschaltermechanismus abgestimmt werden.

Eine konstante (definite) Zeitverzögerung ist von der Spannungsabweichungunabhängig.

Für die abhängige Zeitcharakteristik für die erste Zeitverzögerung gelten diefolgenden Formeln:

DA UB USet= -


DADU

=D


t1tMin D=


Wobeigilt:

DA absolute Spannungsabweichung vom eingestellten Wert

D relative Spannungsabweichung im Verhältnis zum eingestellten Totzonenwert

Bei der letzten Gleichung muss auch die Bedingung t1 > tMin erfüllt sein. Dasbedeutet vor Allem, dass tMin dem eingestellten Wert t1 entsprechen muss, wenn dieabsolute Spannungsabweichung DA = ΔU ist (relative Spannungsabweichung D = 1).Für andere Werte beachten Sie bitte die Abbildung 224. Es ist zu beachten, dass die inAbbildung 224 angegebenen Auslösezeiten für die Einstellung von 30, 60, 90, 120,150 und 180 Sekunden für t1 und 10 Sekunden für tMin gelten.



t1=180

t1=150

t1=120

t1=90

t1=60

t1=30


Inverse Zeitverzögerung

Relative Spannungsabweichung D

Zeit

(s)

IEC06000488 V2 DE

Abb. 224: Abhängige Zeitcharakteristik für TR1ATCC und TR8ATCC

Die zweite Zeitverzögerung t2 wird für aufeinanderfolgende Befehle verwendet(Befehle in der gleichen Richtung wie der erste Befehl). Sie kann eine unabhängigeoder abhängige Zeitcharakteristik haben, was von der Einstellung t2Use (Konstant/Invers) abhängig ist. Für die abhängige Zeitcharakteristik der zweitenZeitverzögerung gelten die gleichen Formeln wie für die erste Zeitverzögerung,jedoch wird der Einstellparameter t2 anstelle von t1 verwendet.

AbgangsspannungZweck der Abgangsspannungskompensation ist es, die Spannung nicht an derNiederspannungsseite des Leistungstransformators, sondern an einem näher zumLastpunkt gelegenen Punkt zu regeln.

Abb. 225 zeigt das Zeigerdiagramm einer Leitung, die als Längsimpedanz mit derSpannung UB an der unterspannungsseitigen Sammelschiene und mit der SpannungUL im Lastschwerpunkt modelliert ist. Der Laststrom auf der Leitung ist IL, derLeitungswiderstand und die Reaktanz von der Sammelschiene zum Lastpunkt sind RLund XL. Der Winkel zwischen Sammelschienenspannung und Strom ist j. Wenn alldiese Parameter bekannt sind, lässt sich UL durch einfache Berechnung der Zeigerermitteln.

Die Werte von RL und XL liegen als Einstellungen in Ohm (Primärsystem) vor. Wennmehr als eine Leitung an die unterspannungsseitige Sammelschiene angeschlossenist, sollte eine äquivalente Impedanz berechnet und als Parametereinstellungvorgegeben werden.



Die Funktion zur Abgangsspannungskompensation kann auf Ein/Aus gesetzt werden.Hierzu dient der Einstellparameter OperationLDC. Ist die Funktion aktiviert, so wirddie Spannung UL von der automatischen Spannungsregelung für Stufensteller,TR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung, anstelle vonUBverwendet. Allerdings führt TR1ATCC bzw. TR8ATCC dennoch die folgendenbeiden folgenden Überprüfungen durch:

1. Der Betrag der gemessenen Sammelschienenspannung UB muss innerhalb desSicherheitsbereichs (Einstellwerte Umin und Umax) liegen. Wenn dieSammelschienenspannung diesen Bereich verlässt, werden die Berechnungenfür die Abgangsspannungskompensation vorübergehend angehalten, bis derSpannungswert UB wieder in diesen Bereich zurückkehrt.

2. Für den Betrag der berechneten Spannung UL am Lastpunkt kann die Begrenzungfestgelegt werden, dass er maximal gleich dem Betrag von UB sein darf;andernfalls wird UB verwendet. Jedoch ist es möglich, in einer Situation, in dereine kapazitive Lastbedingung zu UL>UB führen kann, – sofern eine solcheSituation zugelassen werden soll – die Begrenzung aufzuheben, indem derParameter OperCapaLDC auf Ein gesetzt wird.

~ LastRL XL

UB

UL

UB

RLIL

jXLILRe

en06000487.vsd

IEC06000487 V1 DE

Abb. 225: Zeigerdiagramm für die Abgangsspannungskompensation

Die berechnete Lastspannung UL wird in der LHMI als Wert ULOAD unterHauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformatorSpannungsregelung (ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x angezeigt.

LastspannungseinstellungDa die meisten Lasten proportional zum Quadrat der Spannung sind, kann dieMöglichkeit angeboten werden, einen Teil der Last durch Absenken derVersorgungsspannung um einige Prozent abzuwerfen. Bei hohen Lastbedingungenkann der Spannungsabfall beträchtlich sein und es könnte sinnvoll sein, dieVersorgungsspannung zu erhöhen, um die Qualität der Stromversorgung zu sichernund die Kunden zufrieden zu stellen.

Diese Spannungseinstellung kann auf zwei verschiedenen Wegen im Rahmen derautomatischen Spannungsregelung für Stufensteller, Einzelregelung TR1ATCC undParallelregelung TR8ATCC erfolgen:



1. Automatische Lastspannungseinstellung proportional zum Laststrom2. Lastspannungseinstellung mit vier verschiedenen voreingestellten Konstanten

Im ersten Fall erfolgt die Spannungseinstellung lastabhängig und der maximale Wertder Spannungseinstellung sollte bei der Bemessungslast des Transformators erreichtwerden.

Im zweiten Fall erfolgt die Einstellung des Spannungssollwerts in vier diskretenSchritten (in positiver oder negativer Richtung), aktiviert durch Binärsignale, die andie Eingänge LVA1, LVA2, LVA3 und LVA4 des Funktionsblocks TR1ATCC bzw.TR8ATCC angeschlossen sind. Die entsprechenden Faktoren zurLastspannungseinstellung werden mit den Einstellparametern LVAConst1,LVAConst2, LVAConst3 und LVAConst4 angegeben. Die Eingänge werden mit einemImpuls aktiviert, und es gilt immer die letzte Aktivierung eines der vier Eingänge.Durch die Aktivierung des Eingangs LVARESET im Block TR1ATCC oderTR8ATCC wird der Spannungssollwert wieder auf USet gesetzt.

Mit Hilfe dieser Faktoren passt die Funktion TR1ATCC bzw. TR8ATCC deneingestellten Spannungswert USet gemäß der folgenden Formel an:

2

La ci

IUsetadjust Uset S S

I Base= + × +


Ueingestellt, an‐

passen

Angepasster eingestellter Spannungswert in p.u. (pro Einheit)

USet Ursprünglich eingestellter Spannungswert: Die Basisgröße ist Un2

Sa Faktor zur automatischen Lastspannungseinstellung, Einstellung VRAuto

IL Laststrom

I2Base Bemessungsstrom, Unterspannungs-Wicklung

Sci Konstanter Faktor zur Lastspannungseinstellung bei aktivem Eingang i (entspre‐chend LVAConst1, LVAConst2, LVAConst3 und LVAConst4)

Hierbei ist zu beachten, dass ein negativer Einstellfaktor die Lastspannung verringertund ein positiver Faktor die Lastspannung erhöht. Nach dieser Berechnung wirdUeingestellt, anpassen von TR1ATCC bzw. von TR8ATCC anstelle des ursprünglichenWertes USet für die Spannungsregelung verwendet. Der errechneteSpannungssollwert Ueingestellt, anpassen wird in der LHMI als Messwert unterHauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformatorSpannungsregelung (ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x angezeigt.

Automatische Regelung paralleler TransformatorenRegelung von parallelen Transformatoren bedeutet die Kontrolle von zwei oder mehrLeistungstransformatoren, die mit der selben Sammelschiene auf derUnterspannungsseite und meistens auch auf der Oberspannungsseite verbunden sind.Es müssen besondere Vorkehrungen getroffen werden, um eine instabile Situation zu



vermeiden, bei der Stufenschalter der parallelgeschalteten Transformatorenallmählich in die entgegengesetzten Endpositionen schalten.

Für die parallele Regelung mithilfe der automatischen Spannungsregelung fürHauptleitungen, Einzel-/Parallelregelung TR8ATCC können drei Methodenalternativ angewendet werden:

• Master-Follower-Methode• Methode der Reaktanzumkehr• Kreisstrom-Methode

Um die Notwendigkeit besonderer Maßnahmen in der parallelenTransformatorregelung zu verdeutlichen, werden an dieser Stelle zunächst zweigleiche, parallel geschaltete Transformatoren mit gleichartigen Stufenstellernbetrachtet. Bei einer automatischen Spannungsregelung im Einzelbetrieb – wenn alsojeder der Transformatoren die Spannung an der unterspannungsseitigenSammelschiene individuell, ohne weitergehende Maßnahmen, regelt – könnte diefolgende Situation eintreten. Nimmt man z. B. an, dass die Transformatoren inderselben Stufenstellung starten und sich die unterspannungsseitigeSammelschienenspannung UB im Bereich von USet ± DU bewegt, dann würde einallmählicher Anstieg oder Rückgang der Last ab einem bestimmten Zeitpunkt dazuführen, dass UB den Bereich von USet ± DU verlässt und ein Tiefer- oder Höher-Befehl ausgelöst wird. Die Änderungsgeschwindigkeit der Spannung wäre jedochnormalerweise gering, sodass die Stufensteller nacheinander auslösen. Das ist eineunvermeidliche Folge von kleinen Messabweichungen usw. Der Stufensteller, derzuerst auf eine Unterspannungssituation mit einem Höher-Befehl reagiert, wirdtendenziell immer der erste sein, ebenso wird der später reagierende Stufenstellertendenziell immer nach dem anderen auslösen. Folglich könnte sich eine Situationentwickeln, in der z. B. T1 als erster auf eine niedrige Sammelschienenspannung miteinem Höher-Befehl reagiert und damit die Spannung wiederherstellt. Wenn sichdanach die Sammelschienenspannung erhöht, könnte T2 mit einem Tiefer-Befehlreagieren und damit die Sammelschienenspannung wieder in die innere Totzonezurückbringen. Das führt allerdings dazu, dass die Stufenstellungen für die beidenTransformatoren nun 2 Stufen auseinander liegen, was wiederum einen erhöhtenAusgleichsstrom verursacht. Dieser Verlauf wiederholt sich dann, wobei T1 Höher-Befehle und T2 Tiefer-Befehle abgibt, um die Sammelschienenspannung im Bereichvon USet ± DU zu halten. Dabei bewegen sich jedoch die beiden Stufensteller aufentgegengesetzte Endpositionen zu. Hohe Ausgleichsströme und ein Verlust derRegelung wären das Ergebnis dieses Auseinanderlaufens der Stufensteller.

Parallele Regelung mit der Methode Master-FollowerBei der Master-Follower-Methode wird ein Transformator als Master festgelegt, derdie Spannung nach den oben genannten Prinzipien regelt. Die Auswahl des Masterserfolgt durch Aktivierung des Binäreingangs FORCMAST im FunktionsblockTR8ATCC für einen Transformator der Gruppe.

Die Follower können sich entsprechend der Einstellung des Parameters MFMode aufzwei unterschiedliche Weisen verhalten. Mit der Einstellung Folge Befehl lösen dievom Master generierten Höher- und Tiefer-Befehle (URAISE und ULOWER) den



entsprechenden Befehl in allen Follower-TR8ATCCs gleichzeitig aus, die somitunabhängig von ihrer jeweiligen Stufenstellung blind dem Master folgen. Effektivbedeutet das: Wenn die Stufenstellung der Follower von Anfang an der des Mastersentspricht, bleibt sie so lange mit dieser abgestimmt, wie alle Transformatoren in derparallelen Gruppe weiterhin in die parallele Regelung eingeschlossen sind. Wennandererseits z. B. ein Transformator von der Gruppe getrennt wird und eine Aktion desStufenstellers verpasst, nimmt er zwar wieder an der Regelung teil, sobald er wiedermit der Gruppe verbunden ist, hat dann aber einen Versatz von einer Stufe.

Wenn die Einstellung MFMode auf Folge Stufe gesetzt ist, lesen die Follower dieStufenstellung des Masters und stellen sich auf dieselbe Stufe oder auf eine Stufe miteinem bestimmten Versatz zum Master ein, wobei dieser Versatz durch denEinstellparameter TapPosOffs (positiver oder negativer ganzzahliger Wert) bestimmtwird. Der Einstellparameter tAutoMSF wendet auf die Befehle URAISE/ULOWERfür jeden Follower einzeln eine Zeitverzögerung an, wenn der Parameter MFMode aufFolge Stufe gesetzt ist.

Die Auswahl eines Masters erfolgt durch die Aktivierung des Eingangs FORCMASTim Funktionsblock TR8ATCC. Die Abwahl eines Masters erfolgt durch dieAktivierung des Eingangs RSTMAST. Diese beiden Eingänge werden durch Impulseaktiviert, wobei immer die letzte Aktivierung gilt, d. h., durch die Aktivierung einesdieser beiden Eingänge werden die vorherigen Aktivierungen ungültig. Wurde keinerdieser Eingänge aktiviert, so gilt die Voreinstellung, dass sich der Transformator alsFollower verhält (immer unter der Voraussetzung, dass die parallele Regelung mit derMaster-Follower-Methode eingestellt ist).

Wenn die Einstellung als Master oder Follower bei paralleler Regelung bzw. dieAuswahl der automatischen Regelung im Einzelbetrieb mittels einesDreiwegschalters in der Schaltanlage erfolgt, wird eine Anordnung, wie sie in dernachstehenden Abb. 226 dargestellt ist, mithilfe der Anwendungskonfigurationeingerichtet.



M

F

I SNGLMODE

FORCMAST

RSTMAST

BIM/IOM TR8ATCC


IEC06000633 V2 DE

Abb. 226: Prinzip für einen Dreiwegschalter mit den Positionen Master/Follower/Einzelbetrieb

Parallele Regelung mit der Methode der ReaktanzumkehrAbb. 227 zeigt zwei parallel geschaltete Transformatoren mit gleichenBemessungsdaten und gleichartigen Stufenstellern. Die Stufenstellungen laufenauseinander, was schließlich zu einer instabilen Situation führt, wenn keineMaßnahmen zur Vermeidung einer solchen Situation getroffen werden.



Last

T1

I L

T2

UB

UL

IT1 IT2

en06000486.vsd

IEC06000486 V1 DE

Abb. 227: Parallel geschaltete Transformatoren mit gleichenBemessungsdaten

Bei Anwendung der Methode der Reaktanzumkehr wird dieAbgangsspannungskompensation verwendet. Der Zweck der Funktion zurAbgangsspannungskompensation liegt darin, die Spannung bei einem weiter draußenim Netzwerk befindlichen Lastpunkt zu steuern. Dieselbe Funktion kann auch hierangewendet werden, um die Spannung zum Lastpunkt im Transformator zu steuern,indem der Parameter Xline auf einen negativen Wert gesetzt wird.

Abb. 228 zeigt ein Zeigerdiagramm, in dem das Prinzip der Methode derReaktanzumkehr auf die Transformatoren in Abb. 227 angewendet wird. Hierbei wirddavon ausgegangen, dass die Transformatoren dieselbe Stufenstellung haben und alsSammelschienenspannung ein berechneter kompensierter Wert von UL vorliegt, dermit der Zielspannung USet übereinstimmt.




UB

RLIT1=RLIT2

jXLIT1=jXLIT2

IT1=IT2=(IT1+IT2)/2

UL1=UL2=USet

IEC06000485 V2 DE

Abb. 228: Zeigerdiagramm für zwei Transformatoren, die exakt auf dieZielspannung eingeregelt sind

Ein Vergleich mit Abb. 225 zeigt, dass die Abgangsspannungskompensation bei derRegelung mit Reaktanzumkehr für XL einen Wert mit umgekehrtem Vorzeichenverwendet – daher die Bezeichnung "Methode der Reaktanzumkehr" oder"Gegenreaktanz". Effektiv bedeutet das: Während dieAbgangsspannungskompensation in Abb. 225 einen Spannungsfall entlang derLeitung von der Sammelschienenspannung UB auf die Lastpunktspannung UL ergab,liefert die Abgangsspannungskompensation in Abb. 228 einen Spannungsanstieg(eigentlich durch die Anpassung des Verhältnisses XL/RL entsprechend demLeistungsfaktor, wobei der Zeiger UL in etwa gleich lang ist wie UB) von UBausgehend in Richtung des Transformators. Der grundsätzliche Unterschied zwischenden Zeigerdiagrammen in Abb. 225 und Abb. 228 ist also das Vorzeichen desEinstellparameters XL.

Bei unterschiedlichen Stufenstellungen der Transformatoren tritt nun einAusgleichsstrom auf, der vom Transformator mit der höchsten Stufenstellung (derhöchsten Leerlaufspannung) ausgeht. Die nachstehende Abb. 229 stellt dieseSituation dar, wobei T1 auf eine höhere Stufe eingestellt ist als T2.



Last

T1 T2

UB

UL

IT1 IT2

UB

UL1 RIT1

jXLIT1

Icc

-Icc

(IT1+IT2)/2IT1

IT2

UL2

RLIT2

jXLIT2


ICC...T2

ICC...T1

IL

IEC06000491 V2 DE

Abb. 229: Ausgleichsstrom, der durch die höhere Stufenstellung von T1gegenüber T2 verursacht wird

Der Ausgleichsstrom Icc ist vorwiegend reaktiv, da es sich um reaktiveTransformatoren handelt. Der Einfluss von Icc auf die jeweiligenTransformatorströme besteht in einer Erhöhung der Stromstärke an T1 (demTransformator, der Icc verursacht) und einer gleichzeitigen Herabsetzung derStromstärke an T2 aufgrund der hervorgerufenen entgegengesetztenPhasenverschiebungen, wie in Abb 229 dargestellt. Daraus ergibt sich, dass die durchdie Abgangsspannungskompensation berechnete Spannung UL an T1 höher ist als diedurch die Abgangsspannungskompensation berechnete Spannung UL an T2, mitanderen Worten: Der Transformator mit der höheren Stufenstellung weist denhöheren Wert von UL auf, der Transformator mit der niedrigen Stufenstellung denniedrigeren Wert von UL. Folglich ist es bei einem Anstieg derSammelschienenspannung T1, der herunterschaltet, während bei einem Rückgangder Sammelschienenspannung T2 hochschaltet. Insgesamt wird Instabilitätvermieden und der Ausgleichsstrom minimiert.

Parallele Regelung mit der Kreisstrom-MethodeZwei Transformatoren mit unterschiedlichem Windungsverhältnis, die auf derOberspannungsseite an dieselbe Sammelschiene angeschlossen sind, liefernoffensichtlich unterschiedliche Spannungen auf der Unterspannungsseite. Wenndiese Transformatoren nun an dieselbe NS-Sammelschiene angeschlossen sind,jedoch ohne Last bleiben, verursacht diese unterschiedliche Leerlaufspannung einenAusgleichsstrom (Kreisstrom) durch die Transformatoren. Wenn dieTransformatoren belastet werden, bleibt der Kreisstrom gleich, überlagert nun jedochden Laststrom an den einzelnen Transformatoren. Bei der Spannungsregelungparallel geschalteter Transformatoren mit der Kreisstrom-Methode wird derKreisstrom bei einem vorgegebenen Spannungszielwert minimiert wird, umFolgendes zu erreichen:



1. Einregeln der Sammelschienen- oder Lastspannung auf den voreingestelltenZielwert

2. Aufteilung der Last auf die parallel geschalteten Transformatoren entsprechenddem Verhältnis ihrer Kurzschlussreaktanz in Ohm

Wenn die Transformatoren die gleiche prozentuale Impedanz relativ zum MVA-Bezugswert für den jeweiligen Transformator besitzen, wird zur Minimierung desKreisstroms die Last direkt proportional zur Bemessungsleistung derTransformatoren aufgeteilt.

Diese Methode setzt einen umfassenden Datenaustausch zwischen den TR8ATCC-Funktionsblöcken voraus (eine TR8ATCC-Funktion für jeden Transformator derparallelen Gruppe). Die TR8ATCC-Funktionsblöcke können sich entweder im selbenGerät befinden und dort mit dem Tool PCM600 für die Kooperation konfiguriert seinoder in verschiedenen Geräten. Befinden sich die Funktionen in verschiedenenGeräten, müssen sie über GOOSE Interbay Kommunikation auf dem IEC 61850Kommunikationsprotokoll kommunizieren. Ein kompletter Austausch derTR8ATCC-Daten, sowohl analog als auch binär, erfolgt zyklisch alle 300 ms überGOOSE.

Die Spannung an der Sammelschiene, UB, wird individuell für jeden Transformatorder parallelen Gruppe durch dessen zugehörige TR8ATCC-Funktion gemessen. Diegemessenen Werte werden dann zwischen den Transformatoren ausgetauscht, und injedem TR8ATCC-Block wird der Mittelwert aller UB-Werte errechnet. Das ErgebnisUBmean wird dann in jedem Gerät anstelle von UB zur Spannungsregelung verwendet,wodurch sichergestellt wird, dass alle TR8ATCC-Funktionen denselben Wertverwenden und eine falsche Messung an einem Transformator, die dieSpannungsregelung durcheinanderbringt, vermieden wird. Gleichzeitig erfolgt dieÜberwachung des Spannungswandlermessfehlers. Diese funktioniertfolgendermaßen: Wenn sich die gemessene Spannung UB von UBmean um mehr alseinen bestimmten Wert (Einstellparameter VTmismatch) und länger als über einenbestimmten Zeitraum (Einstellparameter tVTmismatch) unterscheidet, wird dasAlarmsignal VTALARM abgegeben.

Die berechnete mittlere Sammelschienenspannung UBmean wird in der LHMI alsMesswert BusVolt unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung (ATCC, 90)/TR8ATCC:x angezeigt.

Die gemessenen Stromwerte der einzelnen Transformatoren müssen zwischen denbeteiligten TR8ATCC-Funktionen ausgetauscht werden, damit der Kreisstromberechnet werden kann.

Der berechnete Kreisstrom Icc_i des Transformators "i" wird in der LHMI alsMesswert ICIRCUL unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung (ATCC, 90)/TR8ATCC:x angezeigt.

Wenn der Kreisstrom bekannt ist, kann für jeden Transformator in der parallelenGruppe eine Leerlaufspannung errechnet werden. Dazu muss zuerst der Betrag des



Kreisstroms in jedem Feld in eine Spannungsabweichung Udi umgewandelt werden,und zwar nach der Formel 272:

_di i cc i iU C I X= ´ ´


Dabei sind Xi die Kurzschlussreaktanz des Transformators i und Ci einEinstellparameter mit der Bezeichnung Comp, welcher den Einfluss des Kreisstromsauf die Berechnungen der TR8ATCC-Regelung verstärkt oder verringert. Zubeachten ist, dass Udi positive Werte für Transformatoren annimmt, die einenKreisstrom erzeugen, und negative Werte für Transformatoren, die einen Kreisstromempfangen.

Jetzt kann der Betrag der Leerlaufspannung jedes einzelnen Transformatorsapproximiert werden:

i Bmean diU U U= +


Dieser Wert für die Leerlaufspannung wird dann einfach in dieSpannungsregelungsfunktion für Transformatoren im Einzelbetrieb eingegeben. Dortwird er als die gemessene Sammelschienenspannung verwendet, und die weitereRegelung erfolgt wie oben in Abschnitt "Automatische Spannungsregelung beieinem einzelnen Transformator" beschrieben. Somit lässt sich die Regelungsstrategieinsgesamt folgendermaßen zusammenfassen.

Für den Transformator, der Kreisstrom erzeugt/empfängt, ist die errechneteLeerlaufspannung größer/kleiner als der gemessene Wert UBmean. Die errechneteLeerlaufspannung wird dann mit der eingestellten Spannung USet verglichen. Einestetige Abweichung außerhalb der äußeren Totzone hat ULOWER (tiefer) oderURAISE (höher) zur Folge. Dadurch ist die Regelung insgesamt immer korrekt, dadie Position eines Stufenstellers direkt proportional zur Leerlaufspannung desTransformators ist. Die Sequenz resettet wenn UBmean sich innerhalb der innerenTotzone befindet und gleichzeitig die errechneten Leerlaufspannungen für alleTransformatoren der parallelen Gruppe innerhalb der äußeren Totzone sind.

Bei einem Parallelbetrieb mit der Kreisstrom-Methode kann es aufgrundunterschiedlicher USet-Werte einzelner Transformatoren zu einer Instabilität derSpannungsregelung kommen. Aus diesem Grund kann automatisch der Mittelwertvon USet für parallel arbeitende Transformatoren berechnet und für dieSpannungsregelung verwendet werden. Hierzu dient die Einstellung Ein/Aus desParameters OperUsetPar. Der berechnete Mittelwert von USet wird in der LHMI alsMesswert USETPAR unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/Transformator Spannungsregelung (ATCC, 90)/TR8ATCC:x angezeigt.

Die Verwendung des USet-Mittelwerts wird für den Parallelbetrieb mit derKreisstrom-Methode empfohlen, insbesondere, wenn außerdem dieLastspannungseinstellung eingesetzt wird.



Abgangsspannungskompensation bei paralleler RegelungDie Abgangsspannungskompensation für Transformatoren im Einzelbetrieb wird inAbschnitt "Abgangsspannung" beschrieben. Dasselbe Prinzip wird für die paralleleRegelung mit der Kreisstrom-Methode sowie mit der Master-Follower-Methodeangewendet, mit der Ausnahme, dass in die Berechnung der Gesamtlaststrom ILanstelle des jeweiligen Transformatorstroms einfließt. (Details siehe Abb. 225.) Inallen IEDs einer parallelen Gruppe sind für die Parameter Rline und Xline die gleichenWerte einzusetzen. Es erfolgt keine automatische Änderung dieser Einstellwerte,wenn sich die Topologie der Schaltanlage ändert; die Werte müssen daher bei Bedarfmanuell geändert werden.

Vermeidung von Simultanstufenstellen

Vermeidung eines simultanen Verstellens (Betrieb mit der Kreisstrom-Methode)Bei einigen Arten von Stufenstellern, insbesondere älterer Bauart, kann eineunerwartete Unterbrechung der Hilfsspannung während eines Verstellvorgangs denStufensteller blockieren. Um nicht mehr als einen Stufensteller gleichzeitig dieserGefahr auszusetzen, kann ein gleichzeitiges Verstellen parallel geschalteterTransformatoren (die mit der Kreisstrom-Methode geregelt werden) vermiedenwerden. Zu diesem Zweck wird der Einstellparameter OperSimTap auf Ein gesetzt.Ein gleichzeitiges Verstellen wird damit vermieden, außerdem werden dieVerstellvorgänge (langfristig) gleichmäßig auf die parallel geschaltetenTransformatoren verteilt.

Der Algorithmus der automatischen Spannungsregelung für Hauptleitungen,Parallelregelung TR8ATCC wählt für den ersten Verstellvorgang den Transformatormit der größten Spannungsabweichung Udi aus. Daraufhin beginnt die Zeit für diesenTransformator zu laufen, und nach der Verzögerungszeit t1 wird der Befehl URAISEbzw. ULOWER ausgelöst. Wenn nun weitere Verstellvorgänge erforderlich sind, umdie Sammelschienenspannung in den Bereich von UDeadbandInner zu bringen, wirddas Vorgehen wiederholt, und der Transformator mit dem höchsten Wert von Udiunter den übrigen Transformatoren der Gruppe wird nach einer weiterenVerzögerungszeit, t2, verstellt usw. Dies wird dadurch ermöglicht, dass dieBerechnung von Icc zyklisch mit den neuesten Messwerten aktualisiert wird. Habenzwei Transformatoren den gleichen Betrag von Udi, so gibt es eine festgelegteReihenfolge, welcher zuerst verstellt werden soll.

Vermeidung eines simultanen Verstellens (Betrieb mit der Master-Follower-Methode)Wenn der Parameter MFMode auf Folge Stufe gesetzt ist, d. h., wenn der Follower derStufenstellung des Masters (mit oder ohne Versatz) folgt, kann eine Verzögerung fürden Follower gegenüber dem vom Master abgegebenen Befehls festgelegt werden.Der Einstellparameter tAutoMSF wendet dann auf die Befehle UVRAISE/ULOWERfür den jeweiligen Follower eine Verzögerung an. Diese Möglichkeit kann effektivdafür genutzt werden, ein simultanes Verstellen zu vermeiden.

Homing



Homing (Betrieb mit der Kreisstrom-Methode)Diese Funktion kann in Verbindung mit dem Parallelbetrieb vonLeistungstransformatoren unter Anwendung der Kreisstrom-Methode verwendetwerden. Sie ermöglicht es, einen Transformator auf der Oberspannungsseiteeingeschaltet, aber auf der Unterspannungsseite ausgeschaltet zu lassen("Heißreserve"), damit er an der Spannungsregelung der unter Last stehenden parallelgeschalteten Transformatoren teilnimmt und sich in der richtigen Stufenstellungbefindet, wenn der unterspannungsseitige Leistungsschalter schließt.

Diese Funktion erfordert, dass sich die unterspannungsseitige Stromwandler für dieeinzelnen Transformatoren auf der Kabelseite (Endseite) des Leistungsschalters(nicht auf der Sammelschienenseite) befinden und die unterspannungsseitigeLeistungsschalterposition mit dem Gerät fest verdrahtet ist.

Im TR8ATCC-Block für einen Transformator wird der Status "Homing" definiert alsdie Situation, in der der Transformator über die Information verfügt, dass er zu einerparallelen Gruppe gehört (z. B. die Information T1INCLD = 1 oder T2INCLD = 1etc.), und gleichzeitig der binäre Eingang DISC des TR8ATCC-Blocks durch einenoffenen unterspannungsseitigen Leistungsschalter aktiviert wird. Wenn nun derEinstellparameter OperHoming für diesen Transformator auf Ein gesetzt ist, verhältsich TR8ATCC folgendermaßen:

• Der Algorithmus berechnet die "wahre" Sammelschienenspannung alsDurchschnitt der Spannungsmessungen für die anderen Transformatoren in derparallelen Gruppe. (Die Spannungsmessung des "abgeklemmtenTransformators" selbst fließt nicht in die Berechnung ein.)

• Der Wert dieser wahren Sammelschienenspannung wird genauso wie Ueingestelltbei der Regelung eines Transformators im Einzelbetrieb verwendet. Der"abgeklemmte Transformator" gibt dann automatisch die Befehle URAISE oderULOWER (mit der entsprechenden Verzögerungszeit t1 oder t2) ab, um dieunterspannungsseitige Seite des Transformators innerhalb der Totzone derSammelschienenspannung zu halten.

Homing (Betrieb mit der Master-Follower-Methode)Wenn an einem (oder mehreren) Follower(n) der NS-Leistungsschalter geöffnet undder HS-Leistungsschalter geschlossen ist und OperHoming auf Ein gesetzt ist, folgtdieser Follower weiter dem Master, genauso wie bei geschlossenem NS-Leistungsschalter. Wenn hingegen der NS-Leistungsschalter des Masters öffnet, wirddie automatische Regelung blockiert und der Ausgang MFERR der TR8ATCC-Funktion aktiviert, da das System nun über keinen Master verfügt.

Anpassungsmodus, manuelle Regelung einer parallelen Gruppe

Anpassungsmodus (Betrieb mit Kreisstrom-Methode)Wenn die Kreisstrom-Methode angewendet wird, können die Transformatoren auchals eine Gruppe manuell geregelt werden. Hierfür muss die EinstellungOperationAdapt auf Ein gesetzt werden. Dann ist der Regelungsmodus für einenTR8ATCC Funktionsblock auf “Manuell” zu setzen. Das kann über den BinäreingangMANCTRL oder über die LHMI erfolgen unter Hauptmenü/Steuerung/Befehle/



Transformator Spannungsregelung(ATCC,90)/TR8ATCC:x, wobei die anderenTR8ATCCs Funktionsblöcke in der Einstellung “Automatisch” verbleiben müssen.Die TR8ATCC Funktionsblöcke im automatischen Modus werden dann überwachen,ob sich ein Transformator in der Parallelgruppe im manuellen Modus befindet unddann automatisch den Anpassungsmodus aktivieren. Wie die Bezeichnung bereitsvermittelt, erfolgt eine Anpassung an die manuelle Stufenschaltung desTransformators, für den der manuelle Modus eingestellt wurde.

TR8ATCC im Anpassungsmodus setzt die Berechnung von Udi fort, addiert jedochnicht Udi zur gemessenen Sammelschienenspannung hinzu, sondern vergleicht diesemit der Totzone DU. Die folgenden Steuerungsregeln werden angewendet:

1. Wenn Udi positiv ist und dessen Module größer als DU sind, wird ein ULOWER-Befehl abgesetzt. Die Stufenverstellung startet dann nach einer entsprechendenZeitspanne t1/t2.

2. Wenn Udi negativ ist und dessen Module größer als DU sind, wird ein URAISE-Befehl abgesetzt. Die Stufenverstellung startet dann nach einer entsprechendenZeitspanne t1/t2.

3. Wenn Udi Module kleiner sind als DU, ist nichts zu unternehmen.

Das Binärausgangssignal ADAPT am TR8ATCC Funktionsblock wird aktiviert, umanzuzeigen, dass dieser TR8ATCC an einen anderen TR8ATCC in der Parallelgruppeangeglichen wird.

Es ist anzumerken, dass die Steuerung mit dem Anpassungsmodus dann wiebeschrieben funktioniert, wenn nur für einen Transformator in der Parallelgruppe dermanuelle Modus über den Binäreingang MANCTRL oder die LHMI Hauptmenü/Steuerung/Befehle/Transformator Spannungsregelung(ATCC,90)/TR8ATCC:x eingestellt ist.

Um bei Verwendung der Kreisstrom-Methode die Stufenschalter einzeln voneinanderzu trennen, muss der Bediener jeden TR8ATCC Funktionsblock in der Parallelgruppein den manuellen Modus versetzen.

Anpassungsmodus (Betrieb mit Master-Follower-Methode)Bei Verwendung der Master-Follower-Methode tritt eine Anpassungssituation auf,wenn der Einstellparameter OperationAdapt auf Ein gesetzt ist, der Master manuellgeregelt wird und die Follower weiterhin über die parallele Master-Follower-Regelung gesteuert werden. In dieser Situation folgen die Follower weiterhin so demMaster, wie dies bei automatischer Regelung der Fall wäre.

Wenn für einen Follower in einer Master-Follower-Parallelgruppe der manuelleModus gewählt wird, und der Einstellparameter OperationAdapt weiterhin auf Eineingestellt ist, verbleibt der restliche Teil der Gruppe weiterhin unter automatischerMaster-Follower-Regelung. Der Follower im manuellen Modus ignoriert natürlichalle Stufenschaltungen des Masters. Da jetzt jedoch ein Transformator in derParallelgruppe von der parallelen Regelung ausgenommen ist, wird für den Rest derParallelgruppe das Binärausgangssignal ADAPT am Funktionsblock TR8ATCCaktiviert.



Anlage mit kapazitiver Lastkompensation (für den Betrieb mit derKreisstrom-Methode)Wenn an einer Unterstation eine erhebliche kapazitive Last angeschlossen ist unddiese nicht mit allen Transformatoren in einer Parallelgruppe symmetrisch verbundenist, kann in einer solchen Situation eine Kompensation des kapazitiven Stroms zurATCC-Funktion erforderlich sein.

Eine asymmetrische Verbindung liegt vor, wenn sich z. B. der Kondensator auf derUnterspannungsseite eines Transformators, zwischen dem Messpunkt desStromwandlers und dem Leistungstransformator oder an einer tertiären Wicklung desLeistungstransformators befindet (siehe Abbildung 230. In solchen Fällen beeinflusstder kapazitive Strom in den verschiedenen ATCC-Funktionen bezüglich derBerechnung der Kreisströme auf entgegengesetzte Weise. Der kapazitive Strom istBestandteil des imaginären Laststroms und somit für die Berechnung wichtig. Derberechnete Kreisstrom und die realen Kreisströme stimmen in diesem Fall nichtüberein, und sie werden nicht zum gleichen Zeitpunkt ein Minimum erreichen. Dieskann dazu führen, dass durch das Minimieren des berechneten Kreisstroms nicht dieStufenschalter auf die gleichen Stufenpositionen gesetzt werden, auch dann nicht,wenn die Leistungstransformatoren gleich sind.

Wenn jedoch der kapazitive Strom in der Berechnung des Kreisstroms berücksichtigtwird, kann der Einfluss kompensiert werden.

Last

T1

I L

T2

I cc... .T2

I cc... .T1

VB

VL

IT1 IT2

IC

I T2-I

C

Last

T1

I L

T2

I cc... .T2

I cc... .T1

VB

VL

IT1 IT2

IT2

IT1

IT1

IC

en06000512.vsd

IEC06000512 V1 DE

Abb. 230: Kondensatorbatterie auf der Unterspannungsseite



In Abbildung 230 ist deutlich zu sehen, dass die beiden verschiedenen Verbindungender Kondensatorbatterien bezüglich der Ströme im Primärnetzwerk absolut identischsind. Jedoch wären die an den Stromtransformatoren gemessenen Ströme für dieTransformatoren unterschiedlich. Der Kondensatorbatteriestrom kann vollständigzur Last auf der Unterspannungsseite fließen oder zwischen der Unter- undOberspannungsseite aufgeteilt werden. In letzterem Fall wird der Anteil von IC , derauf die Oberspannungsseite fließt, zwischen den beiden Transformatoren aufgeteiltund mit entgegengesetzter Richtung für T2 und T1 gemessen. Dies würdefälschlicherweise als Kreisstrom interpretiert werden und somit eine korrekteBerechnung von Iccdurcheinanderbringen. Wenn somit die tatsächliche Verbindungwie in der linken Abbildung dargestellt erfolgt, muss der kapazitive Strom ICunabhängig von den Betriebsbedingungen kompensiert werden. In der ATCC-Funktion erfolgt dies numerisch. Die Blindleistung der Kondensatorbatterie wird alsEinstellung Q1 angegeben, wodurch der Blindwiderstand berechnet werden kann:

2

1C

UX

Q=


Somit kann der Strom IC bei der tatsächlich gemessenen Spannung UB wie folgtberechnet werden:

3B

C

C

UI

X=

´EQUATION1872 V1 DE (Gleichung 275)

Auf diese Weise können die auf der Unterspannungsseite gemessenen Strömeangepasst werden, so dass der Kondensatorbatteriestrom nicht die Berechnung desKreisstroms beeinträchtigt.

Für jeden Transformator können die drei unabhängigen KondensatorbatteriewerteQ1, Q2 und Q3 festgelegt werden, um das Umschalten von drei Schritten in einerKondensatorbatterie in einem Feld zu ermöglichen.

LeistungsüberwachungDas Niveau (mit Vorzeichen) des Wirk- und Blindleistungsflusses durch denTransformator kann überwacht werden. Diese Funktion kann für verschiedeneZwecke eingesetzt werden. Beispielsweise, um die Spannungsregelungsfunktion zublockieren, wenn die Wirkleistung von der Niederspannungsseite zurHochspannungsseite fließt oder um das Umschalten der Kompensation derBlindleistung am Werk zu initiieren.

Es gibt die vier Einstellparameter P>, P<, Q> und Q<, denen in denFunktionsblöcken TR8ATCC und TR1ATCC die Ausgänge PGTFWD, PLTREV,QGTFWD und QLTREV zugeordnet sind. Wenn der voreingestellte Wert erreichtwird, wird der zugeordnete Ausgang nach Ablauf der unter tPower festgelegtenZeitverzögerung aktiviert.



Die Definition der Richtung der Leistung erfolgt so, dass die Wirkleistung P vorwärtsfließt, wenn die Leistung von der Hochspannungsseite zur Niederspannungsseitefließt, wie in Abbildung 231 dargestellt. Die Blindleistung Q fließt vorwärts, wenn dieGesamtlast auf der Niederspannungsseite induktiv ist (Reaktanz), wie in Abbildung231 dargestellt.

ATCC

Gerät

Hochspannungsseite

Pvorwärts

Niederspannungsseite=IEC06000536=2=de=Original.vsd

Qvorwärts (induktiv)

IEC06000536 V2 DE

Abb. 231: Richtungsreferenzen für die Leistung

Durch die vier Ausgänge im Funktionsblock stehen noch mehr Möglichkeiten zurVerfügung, als nur das Niveau des Leistungsflusses in eine Richtung zu überwachen.Durch die Kombination der Ausgänge mit logischen Elementen in derAnwendungskonfiguration können auch beispielsweise Intervalle sowie Bereiche inder P-Q-Ebene abgedeckt werden.

Logik der SammelschienentopologieInformationen über die Sammelschienentopologie, d.h. über die Position derLeistungsschalter und Isolatoren, aus denen hervorgeht, welche Transformatoren anwelcher Sammelschiene und welche Sammelschienen miteinander verbunden sind,sind für die automatische Spannungsregelung für Stufenschalter mit ParallelregelungTR8ATCC wichtig, wenn der Kreisstrom- oder die Master-Follower-Methodeangewendet wird. Anhand dieser Informationen weiß die Funktion TR8ATCC,welche Transformatoren sie in der Parallelregelung berücksichtigen muss.

Für den einfachen Fall, in dem nur die Schaltanlage in den Transformatorfeldernberücksichtigt werden muss, gibt es im TR8ATCC Block eine integrierte Funktion,die Informationen darüber bereitstellen kann, ob ein Transformator mit derParallelgruppe verbunden ist oder nicht. Hierfür wird der Hilfskontaktstatus desLeistungsschalters des Transformators mit dem Eingang DISC am TR8ATCCFunktionsblock verbunden, was über einen Binäreingang oder via GOOSE von einemanderen IED in der Unterstation erfolgen kann. Wenn der Leistungsschalter desTransformators offen ist, wird dieser Eingang aktiviert, wodurch ein entsprechendesSignal DISC=1 im TR8ATCC Datensatz aktiviert wird. Dieser Datensatz ist dasgleiche Datenpaket wie das Paket, das alle TR8ATCC Daten enthält, die an dieanderen Transformatoren in der Parallelgruppe übertragen werden (weitere



Informationen enthält der Abschnitt "Informationsaustausch zwischen TR8ATCCFunktionen"). Abbildung 232 enthält ein Beispiel, in dem T3 getrennt ist, wodurch T3das Signal DISC=1 an die anderen zwei parallelen TR8ATCC Module (T1 und T2) inder Gruppe sendet. Beachten Sie auch die Tabelle 47.

T1 T2 T3

99000952.VSD

U1 U2 U3

Z1 Z2 Z3I1 I2 I3=0

IL=I1+I2

IEC99000952 V1 DE

Abb. 232: Trennen eines Transformators in einer Parallelgruppe

Wenn die Sammelschienenanordnung komplexer ist und mehrere Sammelschienenund Kupplungsfelder/Abschnitte umfasst, muss eine spezifische Logik für dieStationstopologie entworfen werden. Diese Logik kann in derAnwendungskonfiguration im PCM600 erstellt werden. Sie enthält Angaben darüber,welche Transformatoren parallel gruppiert sind (in einer oder mehrerenParallelgruppen). In jedem TR8ATCC Funktionsblock gibt es acht Binäreingänge(T1INCLD,..., T8INCLD), die über die Logik in Abhängigkeit zu denTransformatoren aktiviert werden, die mit dem Transformator parallel gruppiert sind,dem der TR8ATCC Funktionsblock zugeordnet ist.

Der TR8ATCC Funktionsblock verfügt außerdem über acht Ausgänge (T1PG,...,T8PG) für die Anzeige des tatsächlichen Aufbaus der Parallelgruppe, zu der er selbstgehört. Wenn der Parallelbetrieb im IED über die Einstellung TrfId = Tx ausgewähltwurde, wird das TxPG Signal immer auf 1 gesetzt. Die Parallelfunktion berücksichtigtnur die Kommunikationsnachrichten aus den Spannungsregelungsfunktionen, dieparallel arbeiten (gemäß der Stromstationkonfiguration). Wenn die Funktion für dieparallele Spannungsregelung erkennt, dass keine anderen Transformatoren parallelgruppiert sind, verhält sie sich wie eine einzelne Spannungsregelungsfunktion imautomatischen Modus.

Informationsaustausch zwischen TR8ATCC FunktionenJeder Transformator in einer Parallelgruppe benötigt eine automatischeSpannungsregelung für den Stufenschalter. Dies ist der eigene Parallelregelungs-Funktionsblock TR8ATCC für die parallele Spannungsregelung. DieKommunikation zwischen diesen TR8ATCC Funktionen erfolgt entweder über dieGOOSE Interbay Kommunikation des IEC 61850 Protokolls, wenn sich dieTR8ATCC Funktionen in verschiedenen Geräten befinden, oder alternativ intern ineinem Gerät konfiguriert sind, wenn sich im gleichen Gerät mehrere Instanzen von



TR8ATCC befinden. Der vollständige Austausch der analogen und binärenTR8ATCC Daten in GOOSE erfolgt regelmäßig in Intervallen von 300 ms.

Der Funktionsblock TR8ATCC besitzt einen Ausgang ATCCOUT. Dieser Ausganghat zwei Signalgruppen. Eine ist der Datensatz, der an andere TR8ATCC Blöcke inder gleichen Parallelgruppe übertragen werden muss, und der andere ist derDatensatz, der an den Funktionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC für denTransformator übertragen werden muss, zu dem der Block TR8ATCC gehört.

10 Binärsignale und 6 Analogsignale enthält der Datensatz, der von einem TR8ATCCBlock zu anderen TR8ATCC Blöcken in der gleichen parallelen Gruppe übertragenwird:

Tabelle 45: Binäre Signale

Signal ErklärungTimerOn Das Signal wird vom Transformator, der sein Zeitglied gestartet hat, aktiviert

und zeigt an, wenn die eingestellte Zeit abgelaufen ist.

automaticCTRL Wird aktiviert wenn der Transformator in den Auto Modus geschaltet wird

mutualBlock Wird aktiviert wenn der Auto Modus blockiert wird

disc Wird aktiviert wenn der Transformator von der Sammelschiene getrennt wird

receiveStat Signal zur horizontalen Kommunikation

TermIsForcedMaster Wird aktiviert, wenn der Transformator als Master im Master-Follower, Paral‐lelsteuerungsmodus selektiert wurde

TermIsMaster Wird aktiviert für den Transformator der als Master im Master-Follower-Paral‐lelsteuerungsmodus selektiert wurde

termReadyForMSF Wird aktiviert, wenn der Transformator bereit ist für den Master-Follower Pa‐rallelsteuerungsmodus

raiseVoltageOut Anweisung vom Master an die Follower, hochzustufen

lowerVoltageOut Anweisung vom Master an die Follower, herunterzustufen

Tabelle 46: Analoge Signale

Signal ErklärungvoltageBusbar Für diesen Transformator gemessene Sammelschienenspannung

ownLoadCurrim Für diesen Transformator gemessener imaginärer Teil des Laststroms

ownLoadCurrre Für diesen Transformator gemessener realer Teil des Laststroms

reacSec Transformator-Reaktanz in Ohm/primär bezogen auf die NS Seite

relativePosition Die aktuelle Stufenstellung des Transformators

voltage Setpoint Die Sollspannung des Transformators (USet) für automatische Steuerung

Der VCTR GOOSE Datensatz muss manuell konfiguriert werden.Beachten Sie, dass beide Datenwertattribute und Qualitätsattributezugeordnet werden müssen. Die folgenden Datenobjekte müssenkonfiguriert werden:



• BusV• LodAIm• LodARe• PosRel• SetV• VCTRStatus• X2

Die mit der Kreisstrom-Methode oder der Master-Follower-Methode parallelangesteuerten Transformatoren müssen eindeutige Identitäten haben. DieseIdentitäten werden als eine Einstellung in jedem TR8ATCC Block eingegeben, undsie sind als T1, T2, T3,..., T8 (Transformatoren 1 bis 8) vordefiniert. Abbildung 232enthält drei Transformatoren, für die der Parameter TrfId auf T1, T2 und T3 gesetzt ist.

Bei der Parallelregelung mit der Kreisstrom-Methode oder der Master-Follower-Methode muss der gleiche Datensatz, wie an früherer Stelle beschrieben, zwischenden beiden TR8ATCC Blöcken ausgetauscht werden. Um dies zu erreichen, überträgtjeder TR8ATCC Block seinen eigenen Datensatz an den Ausgang ATCCOUT, wie anfrüherer Stelle erwähnt. Um Daten von anderen Transformatoren in derParellelgruppe zu empfangen, muss der Ausgang ATCCOUT von jedemTransformator (über GOOSE oder intern in der Anwendungskonfiguration) mit denEingängen HORIZx (x = Kennung für die anderen Transformatoren in derParallelgruppe) im TR8ATCC Funktionsblock verbunden sein. Abgesehen davongibt es in jedem TR8ATCC Block eine weitere Einstellung, =/,..., =/T1RXOP=Aus/Ein,..., T8RXOP=Aus/Ein. Diese Einstellung legt fest, von welchen anderenTransformatoren diese Daten empfangen werden sollen. Die Einstellungen für diedrei TR8ATCC Blöcke für die Transformatoren in Abbildung 232 können der Tabelle47 entnommen werden:

Tabelle 47: Einstellen von TxRXOP

TrfId=T1 T1RXOP=Aus

T2RXOP=Ein

T3RXOP=Ein

T4RXOP=Aus

T5RXOP=Aus

T6RXOP=Aus

T7RXOP=Aus

T8RXOP=Aus

TrfId=T2 T1RXOP=Ein

T2RXOP=Aus

T3RXOP=Ein

T4RXOP=Aus

T5RXOP=Aus

T6RXOP=Aus

T7RXOP=Aus

T8RXOP=Aus

TrfId=T3 T1RXOP=Ein

T2RXOP=Ein

T3RXOP=Aus

T4RXOP=Aus

T5RXOP=Aus

T6RXOP=Aus

T7RXOP=Aus

T8RXOP=Aus

Beachten Sie, dass dieser Parameter für den "eigenen" Transformator auf Auseingestellt sein muss. (für den Transformator mit der Identität T1 muss der ParameterT1RXOP auf Aus gesetzt sein, usw.)

Blockierfunktion

BlockierbedingungenMit der Blockierung soll verhindert werden, dass der Stufenschalter in Situationenauslöst, in denen er beschädigt werden könnte, oder wenn die Grenzwerte des



Stromnetzes überschritten werden würden, oder wenn z. B. die Bedingungen für dieautomatische Regelung nicht erfüllt werden.

Für die Funktion für die automatische Spannungsregelung für StufenschalterTR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung werden dreiBlockierarten verwendet:

Teilweise Blockierung: Verhindert die Auslösung des Stufenschalters nur in eineRichtung (es wird nur der Befehl URAISE oder ULOWER blockiert) im manuellenoder automatischen Regelungsmodus.

Automatische Blockierung: Verhindert die automatische Spannungsregelung,jedoch kann der Stufenschalter weiterhin manuell geregelt werden.

Vollständige Blockierung: Verhindert jegliche Funktion des Stufenschalters,unabhängig vom Regelungsmodus (automatisch oder manuell).

Die Einstellparameter für die Blockierung, die in der Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC unter den allgemeinen Einstellungen in der PST/HMI festgelegt werdenkönnen, sind in Tabelle 48 aufgelistet.

Tabelle 48: Blockiereinstellungen

Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungOCBk (automa‐tisch zurückge‐setzt)

AlarmAuto BlockAuto&Man Block

Wenn einer der drei Hochspannungsströme den voreinge‐stellten Wert IBlock überschreitet, wird TR1ATCC bzw.TR8ATCC vorübergehend vollständig blockiert. Die Aus‐gänge IBLK und TOTBLK bzw. AUTOBLK werden abhän‐gig von der tatsächlichen Parametereinstellung aktiviert.

OVPartBk (auto‐matisch zurückge‐setzt)

AlarmAuto&Man Block

Wenn die Sammelschienenspannung UB(nicht die kom‐pensierte Lastpunktspannung UVL) den Wert Umax über‐steigt (siehe Abbildung 223), wird ein Alarm ausgelöst bzw.werden weitere URAISE Befehle blockiert. Sofern durch dieEinstellung in der PST-Konfiguration zulässig, wird einschnelles Tieferschalten des Stufenschalters initiiert, umwieder die Spannung in den Bereich von Umin < UB < Umaxzurückzuführen. Die Funktion für das schnelle Tieferschal‐ten wird blockiert, wenn die niedrigste Spannungspositiondes Stufenschalters erreicht ist. Die Zeitverzögerung für dieFunktion für das schnelle Tieferschalten wird getrennt ein‐gestellt. Der Ausgang UHIGH bleibt so lange aktiviert, wiedie Spannung über Umax liegt.

UVPartBk (auto‐matisch zurückge‐setzt)

AlarmAuto&Man Block

Wenn die Sammelschienenspannung UB (nicht die kom‐pensierte Lastpunktspannung UL) zwischen Ublock undUmin liegt (siehe Abbildung 223), wird ein Alarm ausgelöstbzw. werden weitere ULOWER Befehle blockiert. Der Aus‐gang ULOW wird aktiviert.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungUVBk (automatischzurückgesetzt)


Wenn die Sammelschienenspannung UB unter den WertUblock fällt, ist diese Blockierbedingung aktiv. In dieser Si‐tuation sollte die automatische Regelung blockiert und diemanuelle Regelung zugelassen werden. Der Grund hierfürist, dass die Situation normalerweise mit einem vom Netzgetrennten Transformator vergleichbar ist, und daher solltedas Auslösen des Stufenschalters zulässig sein, bevor dieVerbindung zum Transformator wieder hergestellt wird. DieAusgänge UBLK und TOTBLK bzw. AUTOBLK werden ab‐hängig von der tatsächlichen Parametereinstellung akti‐viert.

RevActPartBk (au‐tomatisch zurück‐gesetzt)

AlarmAuto Block

Das Risiko einer Spannungsinstabilität steigt, wenn ver‐sucht wird, vorhandene Erzeugungs- und Übertragungs‐vorrichtungen maximal auszunutzen und dadurch die Über‐tragungsleitungen stark überlastet werden. Gleichzeitigkann die fehlende Blindleistung den Betriebspunkt desStromnetzes in den unteren Bereich der P-V-Kurve (insta‐biler Bereich) verschieben. Wenn unter diesen Bedingun‐gen die Spannung beginnt abzufallen, kann es passieren,dass ein URAISE Befehl zum umgekehrten Ergebnis führt,d.h. zu einer niedrigeren Sammelschienenspannung.Wenn der Stufenschalter in spannungsinstabilen Situatio‐nen auslöst, wird es noch schwieriger, das Stromnetz wie‐der zu stabilisieren. Daher kann es wünschenswert sein,TR1ATCC bzw. TR8ATCC vorübergehend zu blockieren.Die Anforderungen für diese Blockierung sind:

• Der Laststrom muss den unter RevActLim festgeleg‐ten Wert übersteigen.

• Nach einem URAISE Befehl muss die neu gemesse‐ne Sammelschienenspannung niedriger sein als zu‐vor.

• Die zweite Anforderung muss bei zwei aufeinander‐folgenden URAISE Befehlen erfüllt sein.

Wenn alle drei Anforderungen erfüllt sind, wird die automa‐tische Regelung TR1ATCC oder TR8ATCC für Raise-Be‐fehle für einen Zeitraum, der mit dem EinstellparametertRevAct blockiert und das Ausgangssignal REVACBLKwird gesendet. Die umgekehrte Aktion kann über den Ein‐stellparameter OperationRA aus-/eingeschaltet werden.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungCmdErrBk (manu‐ell zurückgesetzt)


Die typische Auslösezeit für einen Stufenschaltermecha‐nismus beträgt ca. 3 - 8 Sekunden. Daher sollte die Funk‐tion eine Positionsänderung abwarten, ehe ein neuer Be‐fehl ausgegeben wird. Das Befehlsfehlersignal CMDER‐RAL am Funktionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC wirdaktiviert, wenn die Stufenschalterposition nicht um einenSchritt in die korrekte Richtung innerhalb der Zeit geändertwird, die unter dem Einstellparameter tTCTimeout im Funk‐tionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC festgelegt ist. DasStufenschaltermodul TCMYLTC oder TCLYLTC zeigt dannden Fehler an, bis ein erfolgreicher Befehl ausgegebenwurde oder dieser Fehler zurückgesetzt wird, indem derSteuerungsmodus der Funktion TR1ATCC bzw. TR8ATCCauf "Manuell" und dann zurück auf "Automatisch" gesetztwurde. Die Ausgänge CMDERRAL in TCMYLTC bzw.TCLYLTC und TOTBLK bzw. AUTOBLK in TR1ATCC bzw.TR8ATCC werden abhängig von der tatsächlichen Para‐metereinstellung aktiviert.Diese Fehlerbedingung kann durch den Eingang RESE‐TERR am TCMYLTC -Funktionsblock zurückgesetzt wer‐den oder alternativ durch die Änderung des Steuermodusder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion auf Manuell unddann zurück auf Automatisch.

TapChgBk (manu‐ell zurückgesetzt)


Wenn der Eingang TCINPROG am FunktionsblockTCMYLTC bzw. TCLYLTC mit dem Stufenschaltermecha‐nismus verbunden ist, wird die Blockierung aktiv, wenn derEingang TCINPROG nach Ablauf des Timers tTCTimeoutnicht zurückgesetzt wurde. Der Ausgang TCERRAL wirdabhängig von der tatsächlichen Parametereinstellung akti‐viert. Bei korrektem Betrieb muss TCINPROG während desURAISE/ULOWER Ausgangsimpulses erscheinen undwieder verschwinden, bevor die unter tTCTimeout festge‐legte Zeit abgelaufen ist.Diese Fehlerbedingung kann durch den Eingang RESE‐TERR am TCMYLTC -Funktionsblock zurückgesetzt wer‐den oder alternativ durch die Änderung des Steuermodusder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion auf Manuell unddann zurück auf Automatisch.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungTapPosBk (auto‐matisch zurückge‐setzt/manuell zu‐rückgesetzt)


Diese Blockierung bzw. dieser Alarm wird bei einem derfolgenden Zustände aktiviert:

1. Der Stufenschalter erreicht eine Endposition, d.h. ei‐ne der äußersten Positionen gemäß den Einstellpa‐rametern LowVoltTap und HighVoltTap. Wenn derStufenschalter eine dieser beiden Positionen erreicht,werden weitere Befehle in die entsprechende Rich‐tung blockiert. Dies ist dann eigentlich eine teilweiseBlockierung, wenn Auto Block. oder Auto&ManBlock.gewählt ist. Die Ausgänge POSERRAL undLOPOSAL bzw. HIPOSAL werden aktiviert.

2. Stufenschalterfehler können durch folgende Umstän‐de verursacht werden:

• Stufenschalterposition liegt außerhalb des Bereichs,d.h. die angegebene Position liegt über oder unter derEndposition.

• Der Stufenschalter gibt an, dass er durch einen ein‐zigen Raise- oder Lower-Befehl mehr als nur einePosition geändert hat.

• Die Stufenschalterpositionsanzeige gibt einen BCD-Code-Fehler (nicht akzeptierte Kombination) oder ei‐nen Paritätsfehler aus.

• Die Anzeige der Stufenschalterposition zeigt einenWert in mA an, der außerhalb des mA-Bereichs liegt.Für die Überwachung des Eingangssignal für MIMmüssen die MIM Parameter I_Max und I_Min auf diegewünschten Werte gesetzt werden, z. B. I_Max =20mA und I_Min = 4mA.

• Sehr niedrige oder negative mA-Werte.• Anzeige eines Hardwarefehlers am Modul BIM oder

MIM. Für die Überwachung des Eingangs-Hardware‐moduls ist das entsprechende Fehlersignal mit demEingang INERR (Eingangsmodulfehler) oder BIERRam Funktionsblock TCMYLTC oder TCLYLTC zuuverbinden.

• Unterbrechung der Kommunikation mit dem Stufen‐schalter.

Die Ausgänge POSERRAL und AUTOBLK bzw. TOTBLKwerden aktiviert.Diese Fehlerbedingung kann durch den Eingang RESE‐TERR am TCMYLTC -Funktionsblock zurückgesetzt wer‐den oder alternativ durch die Änderung des Steuermodusder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion auf Manuell unddann zurück auf Automatisch.

CircCurrBk (auto‐matisch zurückge‐setzt)


Wenn die Größe des Kreisstroms den voreingestellten Wert(Einstellparameter CircCurrLimit) für eine längere Zeit alsdie festgelegte Zeitverzögerung (Einstellparameter tCirc‐Curr) übersteigt, ist diese Blockierbedingung erfüllt, wennder Einstellparameter OperCCBlock auf Ein gesetzt ist. DasSignal wird automatisch zurückgesetzt, wenn der Kreis‐strom unter den voreingestellten Wert fällt. Normalerweisekann dies durch die manuelle Regelung der Stufenschaltererreicht werden. Die TR1ATCC bzw. TR8ATCC AusgängeICIRC und TOTBLK oder AUTOBLK werden abhängig vonder tatsächlichen Parametereinstellung aktiviert.




Einstellungen Anzeigenbereich BeschreibungMFPosDiffBk (ma‐nuell zurückge‐setzt)

AlarmAuto Block

Wenn im Master-Follower-Modus die Stufenstellungsdiffe‐renz zwischen einem Follower und dem Master größer alsder festgelegte Wert (Einstellparameter MFPosDiffLim) ist,gilt diese Blockierbedingung als erfüllt, und die AusgängeOUTOFPOS und AUTOBLK (alternativ ein Alarm) werdenaktiviert.

Die Einstellparameter für die Blockierung, die in der Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC unter dem Parametersatz Nx in der PST/HMI festgelegt werden können,sind in Tabelle 49 aufgelistet.

Tabelle 49: Blockiereinstellungen

Einstellungen Anzeigebereich BeschreibungTotalBlock (manuell zurückge‐setzt)

Ein/Aus Die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC kann über den Ein‐stellparameterTotalBlock voll‐ständig blockiert werden. DieserParameter kann über die lokaleHMI auf Ein/Ausbzw. das PSTgestellt werden. Der AusgangTOTBLK wird aktiviert.

AutoBlock (manuell zurückge‐setzt)

Ein/Aus Die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC kann für die automati‐sche Regelung über den Einstell‐parameter AutoBlock blockiertwerden. Dieser Parameter kannüber die LHMI auf Ein/Ausbzw.das PST gestellt werden. DerAusgang AUTOBLK wird akti‐viert.

Die Blockierungen von TR1ATCC oder TR8ATCC, die über die Eingangssignale imFunktionsblock erfolgen können, sind in der Tabelle 50 aufgelistet.

Tabelle 50: Blockieren über Binäreingänge

Eingangsbezeichnung Aktivierung BeschreibungBLOCK (manuell zurückgesetzt) Ein/Aus(via binären Eingang) Die Spannungsregelungsfunkti‐

on kann über den BinäreingangBLOCK im FunktionsblockTR1ATCC oder TR8ATCC voll‐ständig blockiert werden. DerAusgang TOTBLK wird aktiviert.

EAUTOBLK (manuell zurückge‐setzt)

Ein/Aus(via binären Eingang) Die Spannungsregelungsfunkti‐on kann für die automatische Re‐gelung über den BinäreingangEAUTOBLK im FunktionsblockTR1ATCC oder TR8ATCC blo‐ckiert werden. Der Ausgang AU‐TOBLK wird aktiviert. Das Deblo‐ckieren erfolgt über den EingangDEBLKAUT.



Blockierungen werden über Betriebszustände aktiviert und es gibt keineEinstellungsmöglichkeiten oder separate externe Aktivierungsalternativen. DieAngaben hierzu sind in der Tabelle 51 aufgelistet.

Tabelle 51: Blockieren ohne Einstellmöglichkeiten

Aktivierung Blockiertyp BeschreibungVom Netz getrennterTransformator (automa‐tisch zurückgesetzt)

Auto Block Die automatische Regelung wird für einen Transfor‐mator blockiert, wenn die Parallelregelung mit derKreisstrom-Methode verwendet wird, und dieserTransformator von der Sammelschiene auf der Nie‐derspannungsseite getrennt ist. (Das gilt unter der Be‐dingung, dass für den vom Netz getrennten Transfor‐mator der Einstellparameter OperHoming auf Aus ge‐setzt ist. Anderenfalls wechselt der Transformator inden Homing-Zustand). Das Binäreingangssignal DISCder TR1ATCC oder TR8ATCC-Funktion wird für dieÜberwachung verwendet, ob der Leistungsschalter derUnterspannungsseite des Transformators geschlos‐sen ist oder nicht. Die Ausgänge TRFDISC und AU‐TOBLK werden aktiviert. Die Blockierung wird aufge‐hoben, wenn der Transformator wieder angeschlossenwurde (Eingangssignal DISC zurück auf Null).

Kein Master/MehrereMaster (automatisch zu‐rückgesetzt)

Auto Block Die automatische Regelung wird blockiert, wenn dieParallelregelung mit der Master-Follower-Methodeverwendet wird, und der Master von der Sammelschie‐ne auf der Niederspannungsseite getrennt ist. Wennaus welchen Gründen auch immer mehrere Master imSystem vorhanden sind, tritt die gleiche Blockierungauf. Das Binäreingangssignal DISC der TR1ATCCoder TR8ATCC-Funktion wird für die Überwachungverwendet, ob der Leistungsschalter der Unterspan‐nungsseite des Transformators geschlossen ist odernicht. Die Ausgänge TRFDISC, MFERR und AU‐TOBLK werden aktiviert. In einem solchen Fall werdendie Follower durch die wechselseitige Blockierungebenfalls blockiert. Die Blockierung wird aufgehoben,wenn der Transformator wieder angeschlossen wurde(Eingangssignal DISC zurück auf Null).

Ein Transformator in ei‐ner parallelen Gruppe mitmanueller Regelung (au‐tomatisch zurückgesetzt)

Auto Block Wenn der Einstellparameter OperationAdapt auf “Aus”gesetzt ist, wird die automatische Regelung blockiert,wenn die parallele Regelung mit der Master-Follower-oder der Kreisstrom-Methode verwendet wird und ei‐ner der Transformatoren in der Gruppe von "Auto" auf"Manuell" geschaltet wird. Der Ausgang AUTOBLKwird aktiviert.

Kommunikationsfehler(COMMERR) (automati‐sches Deblockieren)

Auto Block Wenn die horizontale Kommunikation (GOOSE) für ei‐ne der TR8ATCC Funktionen in der Gruppe ausfällt,wird dadurch die automatische Regelung in allenTR8ATCC Funktionen blockiert, die zu dieser paralle‐len Gruppe gehören. Dieser Fehlerzustand wird auto‐matisch zurückgesetzt, wenn die Kommunikation wie‐derhergestellt wird. Die Ausgänge COMMERR undAUTOBLK werden aktiviert.

Kreisstrom-Methode



Wechselseitige BlockierungWenn eine parallele Instanz der Spannungsregelung TR8ATCC ihren Betriebblockiert, müssen alle anderen TR8ATCC Regelungen, die parallel mit diesem Modularbeiten, ihren Betrieb ebenfalls blockieren. Um dies zu erreichen, sendet diebetroffene TR8ATCC Funktion eine wechselseitige Blockierung an die anderenMitglieder der Gruppe und nutzt hierfür die horizontale Kommunikation. Wenn diewechselseitige Blockierung von einem Mitglied der Gruppe empfangen wird, wird inden empfangenden TR8ATCC Funktionen und somit in allen Einheiten derParallelgruppe der automatische Betrieb blockiert.

Wenn die Kreisstrom-Methode verwendet wird und in einer der TR8ATCCFunktionen in der Gruppe eine der folgenden Bedingungen auftritt, führt dies zu einerwechselseitigen Blockierung:

• Überstrom• Vollständiges Blockieren via Einstellungen• Vollständiges Blockieren via Konfiguration• Analogeingangsfehler• Automatisches Blockieren via Einstellungen• Automatisches Blockieren via Konfiguration• Unterspannung• Befehlsfehler• Positionsanzeigefehler• Stufenschalterfehler• Umgekehrte Aktion• Kreisstrom• Kommunikationsfehler

Master-Follower-MethodeWenn der Master blockiert ist, schalten die Follower nicht selbst die Stufen weiter,weshalb kein wechselseitiges Blockieren erforderlich ist. Wenn auf der anderen Seiteein Follower blockiert ist, muss ein wechselseitiges Blockiersignal an den Mastergesendet werden. Hierdurch wird verhindert, dass der Rest der Gruppe andernfalls inder Lage wäre, die Stufen weiterzuschalten, was zu hohen Kreisströmen führenkönnte.

Wenn somit ein Follower blockiert ist, sendet er eine wechselseitige Blockierung andie horizontale Kommunikation. Der Master nimmt diese Nachricht auf und blockiertauch seinen automatischen Betrieb.

Neben den oben aufgeführten Umständen für die wechselseitige Blockierung mit derKreisstrom-Methode führen die folgenden Blockierzustände in einem der Followerzu einer wechselseitigen Blockierung:

• Master-Follower-Fehlstellung• Master-Follower-Fehler (kein Master/mehrere Master)



AllgemeinesEs ist anzumerken, dass eine teilweise Blockierung keine wechselseitige Blockierungbewirkt.

Die TR8ATCC Funktion, die der "Ursprung" der wechselseitigen Blockierung ist,aktiviert ihren AUTOBLK Ausgang sowie den Ausgang, der der tatsächlichenBlockierbedingung entspricht, z.B. IBLK bei einer Blockierung bei Überstrom. Dieanderen TR8ATCC Funktionen, die ein wechselseitiges Blockierungssignalempfangen, aktivieren nur ihren AUTOBLK Ausgang.

Die wechselseitige Blockierung bleibt aktiv, bis die TR8ATCC Funktion deblockiertwird, die das wechselseitige Blockiersignal gesendet hat. Eine weitere Möglichkeit,die wechselseitige Blockierung freizugeben, ist, bei der TR8ATCC Funktion, die diewechselseitige Blockierung ausgelöst hat, den Einzelregelungsbetrieb zu erzwingen.Hierfür wird der Binäreingang SNGLMODE im TR8ATCC Funktionsblock aktiviertoder in der integrierten HMI oder im PST der Parameter OperationPAR auf Ausgesetzt.

Für die TR8ATCC Funktion kann jederzeit der Einzelregelungsmodus erzwungenwerden. Diese verhält sich dann exakt so, wie in Abschnitt "AutomatischeSpannungsregelung bei einem einzelnen Transformator" beschrieben, außer, dass dieNachrichten der horizontalen Kommunikation weiterhin gesendet und empfangenwerden, jedoch die empfangenen Nachrichten ignoriert werden. Die TR8ATCCFunktion wird gleichzeitig automatisch aus der Parallelgruppe ausgeschlossen.

Deaktivieren der Blockierung in besonderen SituationenWenn der Funktionsblock für die automatische Spannungsregelung fürStufenschalter TR1ATCC für Einzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelungangeschlossen ist, um Informationen zurückzulesen (Wert der Stufenschalterpositionund Signal für Stufenschalter in Betrieb), kann es gelegentlich schwierig sein,Zeitdaten zu finden, die im Funktionsblock TR1ATCC oder TR8ATCC für deneinwandfreien Betrieb einzustellen sind. Besonders bei der Inbetriebnahme ältererTransformatoren können die Fühler verschlissen sein und eventuell prellendeKontakte vorhanden sein. Vor Einstellen der korrekten Zeitdaten kann es dannpassieren, dass auf Grund der fehlerhaften Einstellungen der FunktionsblockTR1ATCC oder TR8ATCC vollständig oder im automatischen Modus blockiert wird.In diesem Fall sollten diese Blockierarten vorübergehend auf Alarm gesetzt werden,bis die Inbetriebnahme abgeschlossen ist und alle Hauptkomponenten wie erwartetfunktionieren.

Stufensteller-Stellungsmessung und -überwachung

Äußerste Positionen des StufenschaltersDiese Funktion überwacht die äußersten Positionen des Stufenschalters gemäß denEinstellungen LowVoltTap und HighVoltTap. Wenn der Stufenschalter seineniedrigste/höchste Position erreicht, wird der entsprechende ULOWER/URAISEBefehl sowohl im automatischen als auch im manuellen Modus zurückgehalten.



Überwachen der Funktion des StufenschaltersDas Ausgangssignal VRAISE oder VLOWER der Regelung und Überwachung desStufenschalters mit 6 Binäreingängen TCMYLTC oder 32 BinäreingängenTCLYLTC wird hochgesetzt, wenn die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCCfestgelegt hat, den Stufenschalter auszulösen. Diese Ausgänge der FunktionsblöckeTCMYLTC und TCLYLTC müssen mit einem Binärausgangsmodul BOMverbunden werden, damit die Befehle an den Stufenschaltermechanismus gesendetwerden können. Die Länge des Ausgangsimpulses kann in TCMYLTC oderTCLYLTC über den Einstellparameter tPulseDur festgelegt werden. Wenn einURAISE/ULOWER Befehl gesendet wird, wird auch ein Timer gestartet (über denParameter tTCTimeout einstellbar) (über PST/LHMI einstellbar). Dieser Timer mussso eingestellt sein, dass dieser die normale Funktion des Stufenschalters zzgl. einesSicherheitszuschlags zeitlich abdeckt.

Normalerweise kann der Stufenschaltermechanismus das Signal "Stufenänderung inBearbeitung" senden, während er eine Operation abarbeitet. Dieses Signal vomStufenschaltermechanismus kann über ein BIM Modul mit dem TCMYLTC oderTCLYLTC Eingang TCINPROG verbunden werden, und es kann dann von derFunktion TCMYLTC oder TCLYLTC auf drei Arten verwendet werden. Dies wirdnachfolgend anhand der Abbildung 233 erläutert.



URAISE/ULOWER

tTCTimeout

TCINPROG

a hd

e f

g

cb


IEC06000482 V2 DE

Abb. 233: Zeitgebung von Impulsen für die Überwachung der Funktion desStufenschalters

Pos. Beschreibung

a Sicherheitszuschlag, um zu verhindern, dass TCINPROG nur dann hochgesetzt wird, wenngleichzeitig ein URAISE oder ULOWER Befehl vorliegt.

b Zeiteinstellung tPulseDur.

C Feste Verlängerung von tPulseDur um 4 Sekunden, wird in der Funktion TCMYLTC oderTCLYLTC intern verarbeitet.

d Zeiteinstellung tStable

e Neue Stufenschalterposition erreicht, so dass das Signal "Stufenänderung in Bearbeitung" vomStufenschalter verschwindet und eine neue Position angegeben wird.

f Die neue, in der Funktion TCMYLTC oder TCLYLTC verfügbare Stufenschalterposition.

g Feste Verlängerung von TCINPROG um 2 Sekunden, wird in der Funktion TCMYLTC oderTCLYLTC intern verarbeitet.

h Sicherheitszuschlag, um zu verhindern, dass TCINPROG über den Wert von tTCTimeout hinausaktiv ist.

Der vorrangige Einsatzbereich ist das Zurücksetzen der automatischenSpannungsregelung für die Stufenschalterfunktion TR1ATCC für Einzelregelungund TR8ATCC für Parallelregelung, sobald das Signal TCINPROG verschwindet.Wenn das Signal TCINPROG nicht vom Stufenschaltermechanismus zurückgesendetwird, wird TR1ATCC oder TR8ATCC erst dann zurückgesetzt, wenn die Zeit vontTCTimeout abgelaufen ist. Der Vorteil der Überwachung mit dem TCINPROGSignal ist in diesem Fall, dass das Zurücksetzen von TR1ATCC oder TR8ATCCgelegentlich schneller erfolgen kann, wodurch das System wieder schneller für dieVerarbeitung nachfolgender Befehle bereit ist.

Der zweite Einsatzbereich ist die Erkennung eines verklemmten Stufenschalters.Wenn die Zeit des Timers tTCTimeout abgelaufen ist, bevor das Signal TCINPROGauf Null zurückgesetzt wird, wird das Ausgangssignal TCERRAL hochgesetzt unddie Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC wird blockiert.



Der dritte Einsatzbereich ist die Überprüfung der korrekten Arbeitsweise desStufenschaltermechanismus. Sobald das Eingangssignal TCINPROG auf Nullzurückgesetzt ist, erwartet die Funktion TCMYLTC oder TCLYLTC das Ausleseneines neuen und korrekten Wertes für die Stufenschalterposition. Wenn dies nichtpassiert, wird das Ausgangssignal CMDERRAL hochgesetzt, und die FunktionTR1ATCC oder TR8ATCC wird blockiert. Die feste Verlängerung (g) von 2Sekunden für das Signal TCINPROG erfolgt, um, abgesehen von einer echtenFehlfunktion, zu verhindern, dass genau dies passiert.

Zu Abbildung 233 ist anzumerken, dass die feste Verlängerung (c) von 4 Sekunden fürtPulseDur deswegen erfolgt, um zu verhindern, dass das Signal TCINPROGhochgesetzt wird, ohne dass gleichzeitig ein URAISE oder ULOWER Befehlvorhanden ist. Wenn dies passieren würde, würde dies TCMYLTC oder TCLYLTCals ein spontanes TCINPROG Signal ohne dazugehörigen URAISE oder ULOWERBefehl interpretieren. Dadurch würde wiederum das Ausgangssignal TCERRALhochgesetzt und die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC blockiert werden.Tatsächlich handelt es sich dann auch um eine Überwachung einer instabilenSituation des Stufenschalters.

Hunting-ErkennungDie Hunting-Erkennung dient dazu, einen Alarm zu erzeugen, wenn dieSpannungsregelung eine anormale Anzahl an Befehlen oder eine anormaleBefehlsfolge innerhalb eines vorgegebenen Zeitraums absetzt.

Es gibt vier Hunting-Funktionen:

1. Die automatische Spannungsregelung für Stufenschalter TR1ATCC fürEinzelregelung und TR8ATCC für Parallelregelung aktiviert dasAusgangssignal DAYHUNT, wenn die Anzahl an Stufenschalteroperationenwährend der letzten 24 Stunden die unter DayHuntDetect festgelegte Zahlüberschreitet. Aktiviert sowohl im manuellen als auch im Automatikmodus.

2. Die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC aktiviert das AusgangssignalHOURHUNT, wenn die Anzahl an Stufenschalteroperationen während derletzten Stunde die unter HourHuntDetect festgelegte Zahl überschreitet(gleitendes Zeitfenster). Aktiviert sowohl im manuellen als auch imAutomatikmodus.

3. Die Funktion TR1ATCC oder TR8ATCC aktiviert das AusgangssignalHUNTING, wenn die Gesamtzahl der widersprüchlichenStufenschalteroperationen (RAISE, LOWER, RAISE, LOWER usw.) die unterNoOpWindow festgelegte Anzahl innerhalb des unter dem EinstellparametertWindowHunt festgelegten gleitenden Zeitfensters überschreitet. Dies ist nur imautomatischen Modus aktiv.

Hunting kann durch eine schmal eingestellte Totzone oder andere Abweichungen imRegelungssystem verursacht werden.

Abnutzung der StufenschalterkontakteDie beiden Zähler ContactLife und NoOfOperations stehen innerhalb der FunktionTCMYLTC für die Stufenschalterregelung und -überwachung mit 6 Binäreingängen



oder TCLYLTC mit 32 Binäreingängen zur Verfügung. Sie dienen bei der Wartungdes Stufenschaltermechanismus als Orientierung. Der Zähler ContactLife gibt dierestlichen Operationen (absteigender Zähler) bei Bemessungslast an.

ContactLife ContactLifen+1 n Irated

Iloada

æ ö= - ç ÷ç ÷

è øEQUATION1873 V2 EN (Gleichung 276)

Wobei n der Anzahl der Operationen und α dem anpassbaren EinstellparameterCLFactor entspricht, dessen Standardwert 2 ist. Mit dieser Standardeinstellung wirddurch eine Operation bei Bemessungslast (Strom, der auf der Hochspannungsseitegemessen wird) der Zähler ContactLife um 1 verringert.

Der Zähler NoOfOperations zählt einfach die Gesamtzahl der Operationen(aufsteigender Zähler).

Beide Zähler werden einschließlich Zeit und Datum, wann sie zuletzt zurückgesetztwurde, in einem nicht-flüchtigen Speicher gespeichert. Diese Datumsangabenwerden automatisch dann gespeichert, wenn der Befehl für das Zurücksetzen desZählers gesendet wird. Daher muss vor dem Zurücksetzen dieser Zähler überprüftwerden, ob am IED die interne Zeit korrekt eingestellt ist. Der Zählerwert kann überdie HMI zurückgesetzt werden. Dies erfolgt unter Hauptmenü/Rücksetzen/Zählerrücksetzen/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:1 oderTCLYLTC:1/Zähler rücksetzen und ResetCLCounter

Beide Zähler und ihre aktuellsten Rücksetzdaten werden in der HMI als Servicewerteangezeigt unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CLCNT_VALundHauptmenü/Test/Funktionsstatus/Steuerung/TransformerTapControl (YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CNT_VAL


14.3.2.1 Allgemeine Einstellungen für TR1ATCC oder TR8ATCC

TrfId: Die Identität des Transformators dient zur Identifizierung einzelnerTransformatoren in einer Parallelgruppe. Transformatoren, die zur selbenParallelgruppe gehören können, müssen somit eindeutige Identitäten besitzen.Darüber hinaus müssen auch alle Transformatoren, die über dieselbe horizontaleKommunikation (GOOSE) kommunizieren, eindeutige Identitäten besitzen.

Xr2: Die Transformatorreaktanz in Ohm (primär) bezogen auf dieUnterspannungsseite.

tAutoMSF: In einem Follower eingestellte Verzögerungszeit für das Erhöhen oderVerringern auf den Befehl eines Masters hin. Diese Funktion kann verwendet werden,wenn eine Parallelgruppe im Master-Follower-Modus "follow tap" gesteuert wird.



Sie wird für jeden Follower einzeln eingestellt, sodass bei Bedarf in denverschiedenen Followern unterschiedliche Verzögerungszeiten verwendet werdenkönnen, um ein simultanes Verstellen der Stufen zu vermeiden. Diese Funktion kannnicht im Modus "follow command" verwendet werden.

OperationAdapt: Diese Einstellung aktiviert oder deaktiviert den Angleichmodus fürdie Parallelsteuerung nach dem Kreisstrom- oder dem Master-Follower-Prinzip.

MFMode: Wahl von "follow command" oder "follow tap" im Master-Follower-Modus.

CircCurrBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn der KreisstromCircCurrLimit überschreitet.

CmdErrBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn die Rückmeldung vomStufensteller zu einem Befehlsfehler geführt hat.

OCBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn irgendeiner der drei Leiterströmeauf der HS-Seite den Wert von Iblock überschritten hat.

MFPosDiffBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn dieStufenstellungsdifferenz zwischen Follower und Master größer ist als der Wert vonMFPosDiffLim.

OVPartBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn dieSammelschienenspannung UB den Wert von Umax überschreitet.

RevActPartBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn "Reverse Action"aktiviert wurde.

TapChgBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn ein Stufenstellerfehlererkannt wurde.

TapPosBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme im Falle einesStufenstellungsfehlers oder wenn der Stufensteller eine Endstellung erreicht hat.

UVBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn die Sammelschienenspannung UBden Wert von Ublock unterschreitet.

UVPartBk: Wahl der zu ergreifenden Maßnahme, wenn dieSammelschienenspannung UB zwischen Ublock und Umin liegt.

14.3.2.2 Parametersatz TR1ATCC oder TR8ATCC

AllgemeinesOperation: Schalten der automatischen Spannungsregelung des StufenstellersTR1ATCC für einfache Regelungs- und TR8ATCC für parallele RegelungsfunktionEin/Aus.

I1Base: Bezugsstrom in Ampere (primär) für HV-Seite des Transformators.



I2Base: Bezugsstrom in Ampere (primär) für Unterspannungsseite desStromwandlers.

UBase: Bezugsspannung in kV (primär) für Unterspannungsseite des Stromwandlers.

MeasMode: Für die Strom- und Spannungsmessung an der Unterspannungsseiteauszuwählende einphasige oder Leiter-Leiter oder Mitsystemgröße. Auch diebetreffenden Leiter lassen sich wählen. So ist auf der Niederspannungsseite einpoligesowie die zweipolige oder dreipolige Einspeisung möglich, aber sie wird imAllgemeinen für Strom und Spannung gewählt.

Q1, Q2 und Q3: MvAr Wert einer Kondensatorbatterie oder einer Drosselspule, diezwischen den Leistungstransformator und dem SW geschaltet ist, sodass der Stromder Kondensatorbatterie (Drosselspule) für die Berechnung von Kreisströmenkompensiert werden muss. Um ein Schalten von drei Schritten in einerKondensatorbatterie in einem Feld zu ermöglichen, stehen drei unabhängigeEinstellungen, Q1, Q2 und Q3, zur Verfügung.

TotalBlock: Ist diese Einstellung auf Ein gesetzt, dann ist die Funktion TR1ATCCoder TR8ATCC , d. h. die Spannungsregelung, vollständig für die manuelle oderautomatische Regelung blockiert.

AutoBlock: Ist diese Einstellung auf Ein gesetzt, dann ist die Funktion TR1ATCC oderTR8ATCC , d. h. die Spannungsregelung, für die automatische Regelung blockiert.

FunktionFSDMode: Diese Einstellung aktiviert/deaktiviert die Funktion zur schnellenRückstufung. Die Aktivierung kann für die automatisch und manuelle Regelung oderalternativ ausschließlich für die automatische Regelung erfolgen.

tFSD: Zeitverzögerung für das Schalten der schnellen Rückstufung.

SpannungUSet: Einstellung des Werts für die Sollspannung, in Prozent von UBase.

UDeadband: Einstellung des Werts für eine Hälfte der äußeren Totzone, in Prozentvon UBase. Die Totzone ist bei USet symmetrisch, siehe Abschnitt "AutomatischeSpannungsregelung bei einem einzelnen Transformator", Abbildung 223.UDeadband entspricht in dieser Abbildung DU. Für diese Einstellung wirdgewöhnlich ein Wert um die Stufe des Transformator-Stufenstellers gewählt(typischerweise 75 - 125% der Stufe des Stufenstellers).

UDeadbandInner: Einstellung des Werts für eine Hälfte der inneren Totzone, inProzent von UBase. Die innere Totzone ist bei USet symmetrisch, siehe Abschnitt"Automatische Spannungsregelung bei einem einzelnen Transformator",Abbildung 223. UDeadbandInner entspricht in dieser Abbildung DUin. DieEinstellung soll kleiner sein als UDeadband. Typischerweise wird die innere Totzoneauf 25-70% des Werts UDeadband eingestellt.



Umax: Diese Einstellung gibt die Obergrenze der zulässigenSammelschienenspannung an (siehe Abschnitt "Automatische Spannungsregelungbei einem einzelnen Transformator", Abbildung 223). Sie wird in % von UBasevorgenommen. Wird OVPartBk auf Auto&ManBlock eingestellt, dann führenSpannungen über Umax zu einer teilweisen Blockierung, sodass lediglich niedrigereRegelungen zulässig sind.

Umin Diese Einstellung gibt die Untergrenze der zulässigenSammelschienenspannung an (siehe Abschnitt "Automatische Spannungsregelungbei einem einzelnen Transformator", Abbildung 223). Sie wird in % von UBasevorgenommen. Wird UVPartBk auf Auto Block oder Auto&ManBlock eingestellt,dann führen Spannungen unter Umin zu einer teilweisen Blockierung, sodasslediglich Anhebebefehle zulässig sind.

Ublock: Spannungen unter Ublock kommen normalerweise nur bei getrenntenTransformatoren vor. Daher ist es empfehlenswert, die automatische Regelung fürdiesen Zustand zu blockieren (Einstellung UVBk). Ublock wird in Prozent von UBaseeingestellt.

Zeitt1Use: Auswahl einer Zeitcharakteristik (unabhängig oder invers) für t1.

t1: Zeitverzögerung für den ersten Anhebe-/Verringerungsbefehl.

t2Use: Auswahl einer Zeitcharakteristik (unabhängig oder invers) für t2.

t2: Zeitverzögerung für nachfolgende Anhebe-/Verringerungsbefehle. In derKreisstrom-Methode werden der zweite, dritte, usw., Befehl alle mit derZeitverzögerung t2 ausgeführt. Dies erfolgt unabhängig davon, welcherTransformator in der parallelen Gruppe geschaltet wird. Bei der Master-Follower-Methode mit der Option Folge Stufe, führt der Master den zweiten, dritten, usw.,Befehl mit der Verzögerung t2 aus. Die Follower lesen hierbei die Schaltstellung desMaster und passen sich an Hand der zusätzlichen Zeitverzögerung aus der EinstellungtAutoMSF an, die für jeden einzelnen Follower angegeben ist.

tMin: Die Mindest-Ausführungszeit, wenn die inverse Zeitcharakteristik verwendetwird (siehe Abschnitt "Zeitcharakteristik", Abbildung 224).

Abgangsspannungskompensation (LDC)OpertionLDC: Zur Einstellung der Funktion zur AbgangsspannungskompensationEin/Aus.

OperCapaLDC: Wird diese Einstellung auf Ein gesetzt, dann gestattet sie eine höhereSpannung am Lastpunkt als die der Sammelschiene, wenn dieAbgangsspannungskompensation eingesetzt wird. Diese Situation kann durch einekapazitive Last verursacht werden. Wird die Funktion zurAbgangsspannungskompensation bei Parallelregelungen mit der Methode derReaktanzumkehr eingesetzt, dann muss OperCapaLDC immer auf Ein gestelltwerden.



Rline und Xline: Bei der Abgangsspannungskompensation geben diese Einstellungenden Leitungswiderstand und die Reaktanz zwischen der Sammelschiene derSchaltanlage und dem Lastpunkt an. Die Einstellungen für Rline und Xline erfolgen inOhm/primär. Werden mehr als nur eine Leitung an der NS-Sammelschieneangeschlossen, dann sollten äquivalente Werte für Rline und Xline berechnet und alsEinstellungen angegeben werden.

Wird die Funktion zur Abgangsspannungskompensation bei Parallelregelungen mitder Methode der Reaktanzumkehr eingesetzt, dann entspricht die kompensierteSpannung, die als “Spannung am Lastpunkt” UL bezeichnet wird, effektiv einemAnstieg der Spannung zum Transformator. Um diesen Spannungsanstieg zuerreichen, muss Xline negativ sein. Die Empfindlichkeit der parallelenSpannungsregelung wird über die Einstellgrößen Rline und Xline mit Rline alszentralem Element zum Erreichen der korrekten Regelung derSammelschienenspannung. Dies kann folgendermaßen erreicht werden. InAbbildung 225 ist das Zeigerdiagramm für einen Transformator dargestellt, der ineiner parallelen Gruppe mit der Methode der Reaktanzumkehr und ohne Blindstromgeregelt wird (z. B. Annahme zwei gleicher Transformatoren mit der gleichenReglerstellung). Der Laststrom eilt der Sammelschienenspannung UB mit demLeistungsfaktor j nach und der Impedanzvektor Rline und Xline wird mit j1bezeichnet.

UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j

j1

j2

DU

en06000626.vsd

IEC06000626 V1 DE

Abb. 234: Transformator mit der Regelmethode der Reaktanzumkehr und ohneKreisstrom.

Die Spannung DU=UB-UL=IT*Rline+j IT*Xline hat den Winkel j2 und es wirdfestgestellt, dass wenn j2 etwas weniger als -90° beträgt, UL in etwa über die gleicheLänge verfügt wie UB, unabhängig von der Größe des Transformatoren-Laststroms IT(mit gestrichelter Linie angegeben). Die automatische Stufenstellerregelung regeltdie Spannung zu einem eingestellten Sollwert, die eine Spannungsgröße angibt, ohneden Phasenwinkel zu berücksichtigen. Daher befinden sich sowohl UB als auch ULund auch die gestrichelte Linie alle auf dem Zielwert.



Angenommen, es soll erreicht werden, dass j2 = -90°, dann:

01 1( )90

01

01

90

90

j jj j

U Z I

Ue Ze Ie ZIej j jj

j j

j j

+-

D = ´

ß

D = ´ =

ß

- = +

ß

= - -


Wenn z. B: cosj = 0,8 dann j = arcos 0,8 = 37°. Mit dem Bezug in Abbildung 234wird, j negativ (induktive Last) und wir erhalten:

0 0 01 ( 37 ) 90 53j = - - - = -


Um eine korrektere Regelung zu erreichen, kann eine Korrektur des Werts j2 leichtunter -90° (2 – 4° weniger) vorgenommen werden.

Die Auswirkung der Veränderung des Leistungsfaktors der Last ist, dass j2 nichtmehr bei -90° liegt, was dazu führt, dass UL kleiner oder größer als UB ist, wenn dasVerhältnis Rline/Xline nicht angepasst wird.

In Abbildung 235 ist ein Beispiel hierzu dargestellt,in dem die Einstellung Rline undXline für j = 11° aus Abbildung 234 mit einem anderen Wert von j (j = 30°angewandt wurde).



UB

jIT*Xline

UL

Xline

Rline

Zline

IT

IT*Rline

j=300

j1

j2

DU

j1=110-900=-790

en06000630.vsd

IEC06000630 V1 DE

Abb. 235: Schlechte Einstellung des Leistungsfaktors an einem Transformatormit der Regelmethode der Reaktanzumkehr

Wie in Abbildung 236 dargestellt, hat die Veränderung des Leistungsfaktors zu einerSteigerung von j2 geführt, die wiederum dazu führt, dass die Größe von UL größer istals UB. Außerdem ist anzumerken, dass der Anstieg des Laststroms die Situationverschärft, wie es auch bei einer Steigerung der Einstellung Zline (Rline und Xline)der Fall ist.

Augenscheinlich muss das Verhältnis Rline/Xline nach der Gleichung 278, d.h. derWert j1, unter Berücksichtigung des Leistungsfaktors eingestellt werden. Dasbedeutet auch, dass die Methode der Reaktanzumkehr bei Systemen mitveränderlichem Leistungsfaktor nicht eingesetzt werden soll.

Die Einstellung Xline gibt die Empfindlichkeit der Parallelregelung an. Wurde Xlinezu niedrig eingestellt, dann laufen die Transformatoren nicht gemeinsam an und esentsteht eine Instabilität. Andererseits verursacht eine hohe Einstellung einenextremen Gleichlauf der Transformatoren mit einem geringen Unterschied in derStufenstellung, aber die entsprechende Spannungsregelung reagiert wesentlichempfindlicher auf Abweichungen in Bezug auf den erwarteten Leistungsfaktor. Einezu hohe Einstellung von Xline verursacht eine Verfolgungssituation, da dieTransformatoren dann dazu neigen, auf Abweichungen vom Zielwert zu reagieren.

Es besteht keine Regel für die Einstellung von Xline, sodass eine optimale Balancezwischen der Regelungsreaktion und Anfälligkeit in Bezug auf veränderlicheLeistungsfaktoren erreicht wird. Ein Weg, die Einstellung zu ermitteln ist durchVersuch und Irrtum. Dabei kann die Einstellung Xline z. B: gleich der Hälfte derTransformatorreaktanz zu setzen und anschließend zu beobachten, wie dieParallelregelung sich in den darauffolgenden Tagen verhält. Danach gegebenenfallsnachjustieren. Es wird darauf hingewiesen, dass eine schnelle Reaktion der Regelung,die die Stufenschalter der Transformatoren schnell in die gleiche Stellung bringt, nichtzwangsläufig der optimalen Einstellung entspricht. Diese Art von Reaktion ist, wie



oben bereits erläutert, über eine hohe Einstellung von Xline erreichbar. Der Nachteilist dann eine größere Anfälligkeit gegen veränderliche Leistungsfaktoren.

Eine Kombination aus Abgangsspannungskompensation und Parallelregelung mitder negativen kapazitive Reaktanz ist durch einfaches separates Hinzufügen dererforderlichen Werte Rline und Xline möglich, um eine gemeinsame Impedanz zuerhalten. Die Spannungsabfallimpedanz hat trotzdem die Tendenz dazu, dieStufenschalter auseinander zu bringen. Das bedeutet, dass die Impedanz der Methodeder Reaktanzumkehr normalerweise erhöht werden muss.

Lastspannungseinstellung (LVA)LVAConst1: Einstellung des ersten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

LVAConst2: Einstellung des zweiten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

LVAConst3: Einstellung des dritten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

LVAConst4: Einstellung des vierten Werts für die Lastspannungseinstellung. DieseEinstellung des Zielwerts USet wird angegeben in Prozent von UBase.

VRAuto: Einstellung der automatischen Lastspannungseinstellung. Die Einstellungdes Zielwerts USet wird in Prozent von UBase angegeben und ist proportional zumLaststrom mit dem eingestellten Wert, der beim Bemessungsstrom I2Base.

inverses VerhaltenOperationRA: Diese Einstellung aktiviert/deaktiviert die Funktion zur teilweisenBlockierung der Rückwärtsaktion.

tRevAct: Nachdem die Rückwärtsaktion angesprochen wurde, gibt dieseZeiteinstellung die Dauer an, für die die teilweise Blockierung aktiv bleibt.

RevActLim: Stromschwellenwert für die Aktivierung der Rückwärtsaktion. Dies istnur eines von zwei Kriterien für die Aktivierung der teilweisen Blockierung derRückwärtsaktion.

Stufenstellersteuerung (TCCtrl)Iblock: Stromeinstellung der Überstrom-Blockierfunktion. Falls der Transformatorauf Grund eines externen Fehlers z. B. einen Strom führt, der höher ist als derBemessungsstrom der Stufenregler. Die Funktion der Stufenregler sollen zeitweiseblockiert werden. Diese Funktion überwacht typischerweise die Dreiphasen-Strömean der Oberspannungsseite des Transformators.

DayHuntDetect: Einstellung für die Anzahl der in den vergangenen 24 Stundenerforderlichen Stufenregler-Auslösungen (Schiebefenster), um das SignalDAYHUNT zu aktivieren



HourHuntDetect: Einstellung für die Anzahl der in der letzten Stunde erforderlichenStufenregler-Auslösungen (Schiebefenster), um das Signal HOURHUNT zuaktivieren

tWindowHunt: Einstellung für das Zeitfenster der Hunting Funktion. Diese Funktionwird aktiviert, wenn die Anzahl widersprüchlicher Befehle an den Stufenregler diefestgelegte Anzahl in NoOpWindow innerhalb der Zeit tWindowHunt überschreitet.

NoOpWindow: Einstellung der Anzahl widersprüchlicher Stufenregler-Funktionen(RAISE, LOWER, RAISE, LOWER, etc.) sie innerhalb des ZeitfensterstWindowHunt erforderlich sind, um das Signal HUNTING zu aktivieren.

LeistungP>: Übersteigt die aktive Leistung den in der Einstellung festgelegten Wert, dannwird der Ausgang PGTFWD nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Eswird darauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Dasbedeutet, dass ein negativer Wert von P> darauf hindeutet, dass eine aktive Leistungüber dem Wert in Rückwärtsrichtung liegt. Dies ist in Abbildung 236 dargestellt, woein negativer Wert von P> bedeutet, dass an allen Werten rechts der Einstellungausgelöst wird. Es wird ein Bezug zu Abbildung 231 hergestellt, die die Vorwärts- undRückwärtsrichtung der Leistung im Transformator verdeutlicht.

en06000634_2_en.vsd

PP>

IEC06000634 V2 DE

Abb. 236: Einstellung eines negativen Werts für P>

P<: Sinkt die aktive Leistung unter den in der Einstellung festgelegten Wert, dannwird der Ausgang PLTREV nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Eswird darauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Dasbedeutet, dass ein positiver Wert von P< darauf hindeutet, dass eine aktive Leistungunter dem Wert in Vorwärtsrichtung liegt. Dies ist in Abbildung 237 dargestellt, woein positiver Wert von P< bedeutet, dass an allen Werten links der Einstellungausgelöst wird. Es wird ein Bezug zu Abbildung 231 hergestellt, die die Vorwärts- undRückwärtsrichtung der Leistung im Transformator verdeutlicht.



en06000635_2_en.vsd

PP<

IEC06000635 V2 DE

Abb. 237: Einstellung eines positiven Werts für P<

Q>: Übersteigt die reaktive Leistung den in der Einstellung festgelegten Wert, dannwird der Ausgang QGTFWD nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Eswird darauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Diesbedeutet effektiv, dass die Funktion an allen Werten auslöst, deren reaktive Leistungden eingestellten Wert übersteigt, ähnlich wie bei der Funktion für P>.

Q<: Sinkt die Blindleistung unter den in der Einstellung festgelegten Wert, dann wirdder Ausgang QLTREV nach dem Verzögerungsintervall tPower aktiviert. Es wirddarauf hingewiesen, dass die Einstellung mit Vorzeichen angegeben wird. Diesbedeutet effektiv, dass die Funktion an allen Werten auslöst, deren reaktive Leistungunter dem eingestellten Wert liegt, ähnlich wie bei der Funktion für P<.

tPower: Zeitverzögerung für die Aktivierung der Ausgangssignale derLeistungsüberwachung (PGTFWD, PLTREV, QGTFWD und QLTREV).

Parallelregelung (ParCtrl)OperationPAR: Einstellung der Methode zur Parallelregelung.

OperCCBlock: Diese Einstellung/Deaktiviert die Blockierung, wenn der Kreisstromden Wert CircCurrLimit übersteigt.

CircCurrLimit: Ansprechwert für die Blockierfunktion des Kreisstroms. DieEinstellung erfolgt in Prozent von I2Base.

tCircCurr: Zeitverzögerung für die Blockierfunktion des Kreisstroms.

Comp: Wird die parallele Auslösung mit dem Kreisstrom verwendet, dann dient dieseEinstellung der Steigerung oder Verringerung der Wirkung des Kreisstroms auf dieRegelung.

Werden die Transformatoren an der gleichen Sammelschiene an der Ober- oderUnterspannungsseite angeschlossen, dann kann Comp an Hand der folgenden Formelberechnet werden, die für jede Anzahl parallel geschalteter Zwei-Wicklungs-Transformatoren gültig ist. Dabei ist die Größe und die Kurzschlussimpedanz derTransformatoren unerheblich.



2 UComp a 100%n p´ D

= ´ ´´


wobei

• DU ist die Totzoneneinstellung in Prozent.

• n bezeichnet die gewünschte Anzahl von Unterschieden derStufenreglerpositionen der Transformatoren, die eine Spannungsabweichung Udiangeben, die der Totzoneneinstellung entspricht.

• p ist der Reglerschritt (in % der Transformatoren-Bemessungsspannung).

• a ist eine Sicherheitstoleranz, die die Komponententoleranz und andere nicht-lineare Messungen in unterschiedlichen Reglerstellungen abdeckt (z. B.Abweichungen der Transformator-Reaktanzen vom Bemessungswert an denEnden des Einstellbereichs). In den meisten Fällen ist ein Wert = 1,25 geeignet.

Diese Berechnung gibt eine Einstellung von Comp an, die immer eine Aktion (Start-Zeitglied) anstößt, wenn die Transformatoren einen Unterschied von n Regelstufenaufweisen.

OperSimTap: Aktivierung/Deaktivierung der Funktion zur Ausführung der Anhebe-/Verringerungsbefehle an ausschließlich einem Transformator. Die Einstellung ist nurmit der Kreisstrom-Methode anwendbar und – sofern aktiviert – aufeinander folgendeSchaltungen des nächsten Transformators (sofern erforderlich) werden durch dieVerzögerungszeit t2 voneinander getrennt.

OperUsetPar: Aktiviert/deaktiviert den Einsatz einer gemeinsamen Einstellung fürdie Sollspannung USet. Die Einstellung ist nur auf die Kreisstrom-Methodeanwendbar, und – sofern aktiviert – ein Mittelwert der Werte USet für denTransformator in der selben parallelen Gruppe wird berechnet und eingesetzt.

OperHoming: Aktiviert/deaktiviert den Leitbetrieb. Sowohl für die Parallelregelungmit der Kreisstrom-Methode als auch für die Parallelregelung mit Master-Follower-Methode anwendbar.

VTmismatch: Die Einstellung des Aktivierungslevels für den Ausgang VTALARMim Fall einer Spannungsmessung in einem Transformatorfeld führt zum Mittelwertaller Spannungsmessungen in der parallelen Gruppe.

tVTmismatch: Zeitverzögerung für die Aktivierung des Ausgangs VTALARM.

T1RXOP.......T8RXOP: Die Einstellung wird für jeden Transformator auf Ein gesetzt,der in einer parallelen Gruppe mit dem betreffenden Transformatorzusammenarbeiten kann. Für diesen Transformator (eigener Transformator) muss dieEinstellung immer Aus sein.



TapPosOffs: Die Einstellung gibt die Abweichung der Reglerstellung in Bezug zumMaster an, sodass der Follower der Reglerstellung des Master unter Berücksichtigungdieser Abweichung folgen kann. Bei der Regelung im Folge Stufe Regelmodusanwendbar.

MFPosDiffLim: Erreicht eine Differenz (einschließlich eines möglichen Offsets nachTapPosOffs) zwischen einem Follower und dem Master den eingestellten Wert, dannwird der Ausgang OUTOFPOS in der automatischen Spannungsregelung fürStufenregler, der Funktionsblock zur Parallelregelung TR8ATCC des Follower nachder Zeitverzögerung tMFPosDiff aktiviert.

tMFPosDiff: Zeitverzögerung für die Aktivierung des Ausgangs OUTOFPOS.

TransformatornameTRFNAME: Nicht verpflichtender Transformatorname. Diese Einstellung wird in derFunktion zur Spannungsregelung nicht benutzt.

14.3.2.3 Allgemeine Einstellungen für TCMYLTC und TCLYLTC

LowVoltTap: Diese Einstellung gibt die Stufenposition für die niedrigste Spannungauf der Niederspannungsseite an.

HighVoltTap: Diese Einstellung gibt die Stufenposition für die höchste Spannung aufder Niederspannungsseite an.

mALow: Der mA-Wert, der der niedrigsten Stufenposition entspricht. Wirdangewendet, wenn das Ablesen der Stufenstellung über ein mA-Signal erfolgt.

mAHigh: Der mA-Wert, der der höchsten Stufenposition entspricht. Wirdangewendet, wenn das Ablesen der Stufenstellung über ein mA-Signal erfolgt.

CodeType: Diese Einstellung gibt die Methode für das Auslesen der Stufenpositionan.

UseParity: Schaltet die Paritätsprüfung für das Auslesen der Stufenposition auf Ein/Aus, wenn dies über binären, BCD- oder Gray-Code erfolgt.

tStable: Dies ist die Zeit, die seit der Übermittlung einer neuen Stufenposition anTCMYLTC abgelaufen sein muss, bis diese akzeptiert ist.

CLFactor: Dies ist der Faktor “a” in der Gleichung 279. Wenn ein Stufenschalter beimLastbemessungsstrom auslöst (Strom, der auf der Hochspannungsseite gemessenwird), wird unabhängig von der Einstellung des Parameters CLFactor der ZählerContactLife um 1 verringert. Die Einstellung dieses Faktors gibt die Gewichtung derAbweichung unter Berücksichtigung des Laststroms wieder.

InitCLCounter: Der Zähler ContactLife überwacht die restlichen Operationen(absteigender Zähler). Die Einstellung InitCLCounter liefert den Anfangswert für denZähler, d.h. die Gesamtzahl an Operationen bei Bemessungslast, die für denStufenschalter vorgesehen sind.



EnabTapCmd: Diese Einstellung aktiviert/deaktiviert die Lower- und Raise-Befehlefür den Stufenschalter. Für die Spannungsregelung ist hier Ein und für dieStufenschalterrückmeldung zum Transformator-Differentialschutz T2WPDIF oderT3WPDIFAus zu wählen.

Parametersatz für TCMYLTC und TCLYLTC

AllgemeinesOperation: Umschalten der Funktion TCMYLTC oder TCLYLTC auf Ein/Aus.

IBase: Bezugsstrom in Ampere (primär) für HV-Seite des Transformators.

tTCTimeout: Diese Einstellung gibt das maximale Zeitintervall an, wie lange dieAusführung eines Raise- oder Lower-Befehls dauern darf.

tPulseDur: Länge des Befehlsimpulses (URAISE/ULOWER) für den Stufenschalter.Es ist anzumerken, dass die Zeit für diesen Impuls fest um 4 Sekunden verlängertwird, die dem Einstellungswert von tPulseDur hinzuaddiert werden.

14.4 Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGAPC




Logik-Drehwählschalter zur Funktions‐auswahl und LHMI-Darstellung

SLGAPC - -

14.4.2 Anwendung

Der Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGAPC)(oder auch als Wahlschalter-Funktionsblock bezeichnet) wird verwendet, um eineWahlschalter-Funktion ähnlich der eines Hardware-Wahlschalters mit mehrerenPositionen zu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imEnergieversorgungsbereich häufig eingesetzt, um verschiedene Funktionenverfügbar zu haben, die mit voreingestellten Werten arbeiten. Hardware-Schalterführen jedoch zu Wartungsproblemen, niedrigerer Systemzuverlässigkeit undgrößerem Bestellumfang. Mit den virtuellen Wahlschaltern werden all dieseProbleme eliminiert.

Der Funktionsblock SLGAPC hat zwei Betriebseingänge (UP und DOWN), einenBlockiereingang (BLOCK) und Eingang für die Bedienerposition (PSTO).



SLGAPC kann über die lokale HMI und über externe Quellen (Schalter) mithilfe derBinäreingänge des Geräts aktiviert werden. Außerdem wird ein ferngesteuerterBetrieb unterstützt (wie am Stationscomputer). SWPOSN ist ein ganzzahligerAusgang, der die tatsächliche Ausgangsnummer ausgibt. Da die Anzahl derPositionen des Schalters über Einstellungen festgelegt werden kann (siehe unten),müssen die Einstellungen sorgfältig mit der Konfiguration abgestimmt werden (wennin den Einstellungen die Anzahl der Positionen auf x gestellt wird, stehen z. B. nur dieersten x Ausgänge des Blocks in der Konfiguration zur Verfügung). Auch dieFrequenz der (UP oder DOWN) Impulse muss unter der Einstellung tPulse liegen.

Über die lokale HMI kann der Wahlschalter im Übersichtsschaltbild (SLD) bedientwerden.


Die folgenden Einstellungen stehen für die Funktion Logikdrehschalter zurFunktionswahl und HMI Präsentation (SLGAPC) zur Verfügung:

Operation: Setzt die Funktion auf Ein oder Aus.

NrPos: Legt die Anzahl der Schalterpositionen fest (max. 32).

OutType: Dauernd oder Gepulst.

tPulse: Gibt im Falle eines gepulsten Ausgangs die Impulslänge (in Sekunden) an.

tDelay: Die Verzögerung zwischen der Aktivierung des Signals UP oder DOWN aufder Vorderseite und der Aktivierung des Ausgangs.

StopAtExtremes: Legt das Verhalten des Schalters in den Endstellungen fest – mitDeaktiviert springt der Schalter beim Betätigen von UP von der ersten Position auf dieletzte Position und beim Betätigen von DOWN von der letzten auf die erste Position;mit Aktiviert, ist kein Sprung zulässig.

14.5 Mini-Wahlschalter VSGAPC




Miniwahlschalter VSGAPC - -



14.5.2 Anwendung

Die Mini-Auswahlschalter-Funktion (VSGAPC) ist eine Mehrzweckfunktion die fürverschiedene Anwendungen im Konfigurationstool im PCM600 alsAllgemeinschalter verwendet wird. VSGAPC kann auf zweierlei Weise verwendetwerden: 1. für die Erfassung einer externen Schalterstellung (über die IPOS1 undIPOS2 Eingänge) und zur Darstellung dieser in einem Übersichtsschaltbild (oderBenutzung in der Konfiguration durch die Ausgänge POS1 und POS2) 2. AlsBefehlsfunktion (gesteuert über PSTO Eingang), , wobei Schaltbefehle über dieAusgänge CMDPOS12 und CMDPOS21 gegeben werden.

Der Ausgang POSITION ist ein Ausgang mit Integerwert, der die aktuelle Stellung alsGanzzahl (0 - 3) anzeigt.

Ein Anwendungsbeispiel mit der Konfiguration von VSGAPC zum Ein-/Ausschaltender automatischen Wiedereinschaltung über ein Tastensymbol in der HMI wird inAbbildung 238 gezeigt. Die Tasten I und O in der LHMI werden normalerweise fürdas Ein-/Ausschalten des Leistungsschalters verwendet.


PSTO

CMDPOS12

IPOS1

NAM_POS1NAM_POS2

IPOS2

CMDPOS21OFFON

VSGAPC

SMBRRECONOFF

SETON

INTONE

INVERTERINPUT OUT

IEC07000112 V3 EN

Abb. 238: Steuerung des automatischen Wiedereinschalters vom lokalen HMIüber den Selektor-Minischalter aus

VSGAPC ist auch mit IEC 61850 Kommunikation ausgestattet, so dass es vom SASystem gesteuert werden kann.


Die Funktion für den Mini-Wahlschalter (VSGAPC) kann gepulste Befehle oderDauerbefehle erzeugen (über den Einstellparameter Mode). Wenn gepulste Befehleerzeugt werden, kann die Länge des Impulses über den Einstellparameter tPulsefestgelegt werden. Dieser Funktionsblock kann über das Blindschaltbild aufgerufenwerden und besitzt zwei Steuerungsmodi (über CtlModel einstellbar): Dir Norm undSBO Enh.



14.6 Allgemeine Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung DPGAPC




Allgemeine Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung

DPGAPC - -

14.6.2 Anwendung

Mit dem Funktionsblock DPGAPC werden drei logische Eingangssignale zu einer 2-Bit-Stellungsanzeige zusammengefasst und die Stellungsanzeige wird an andereSysteme, Geräte oder Funktionen in der Schaltanlage übermittelt. Die drei Eingängelauten OPEN, CLOSE und VALID. DPGAPC ist für den Einsatz alsStellungsanzeigeblock bei Verriegelungen in der stationsweiten Logikfunktionenvorgesehen.

Die Eingänge OPEN und CLOSE setzen jeweils ein Bit in der 2-Bit-StellungsanzeigePOSITION. Wenn OPEN und CLOSE gleichzeitig gesetzt werden, wird die Qualitätdes Ausgangs auf ungültig gesetzt. Die Qualität des Ausgangs wird auch dann aufungültig gesetzt, wenn der Eingang VALID nicht gesetzt ist.


Die Funktion verfügt über keine Parameter in der lokalen HMI oder dem PCM600.

14.7 Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GAPC




Generische Einzelsteuerung, 8 Signale SPC8GAPC - -

14.7.2 Anwendung

Der Funktionsblock Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale (SPC8GAPC) ist eineZusammenstellung von 8 Einzelbefehlen, mit denen auf einfache Weise Befehle von



der Position REMOTE (SCADA) an die Teile der Logikkonfiguration übermitteltwerden können, die ohne die Verwendung komplizierterer Funktionsblöcke für dasEmpfangen von Befehlen (z. B. SCSWI) auskommen. Auf diese Weise könneneinfache Befehle ohne Bestätigung direkt an die Relais-Ausgänge gesendet werden.Die Bestätigung (Status) des Ergebnisses der Befehle kann anders erfolgen, etwadurch binäre Eingänge und SPGGIO-Funktionsblöcke.

PSTO ist der universelle Bedienerpositionsselektor für alleSteuerfunktionen. Auch wenn PSTO so konfiguriert werden kann, dasLOKALE oder ALLE Bedienerpositionen ermöglicht werden, ist dieeinzige mit dem SPC8GAPC Funktionsblock nutzbareFunktionsposition FERN.


Die Einstellwerte für die Funktion Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale (SPC8GAPC)werden über die HMI oder im PCM600 gesetzt.

Operation: Die Funktion kann auf Ein/Aus gesetzt werden.

Für jeden Befehlsausgang existieren zwei Einstelloptionen (insgesamt 8):

Latchedx: Legt das Befehlssignal für den Ausgang x als Verriegelt (dauerhaft) oder alsGepulst fest.

tPulsex: Wenn Latchedx auf Gepulst gesetzt ist, bestimmt tPulsex die Impulslänge (inSekunden).

14.8 AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0AUTOBITS




AutomationBits, Befehlsfunktion fürDNP3 AUTOBITS - -

14.8.2 Anwendung

Der Automatisierungsbit-Funktionsblock für DNP3 (AUTOBITS) wird innerhalb desPCM600 dazu verwendet, die aus dem DNP3.0-Protokoll stammenden Befehle in dieKonfiguration zu übertragen.Die Funktion AUTOBITS spielt die gleiche Rolle wie



die Funktionen GOOSEBINRCV (für IEC 61850) und MULTICMDRCV (fürLON).Der Funktionsblock AUTOBITS verfügt über 32 einzelne Ausgänge, diejeweils als ein Binärausgangspunkt im DNP3 abgebildet werden können. DerAusgang wird in DNP3 von einem "Objekt 12" betrieben. Dieses Objekt enthältParameter für Steuercode, Zählung, ON-Zeit und OFF-Zeit. Um einen AUTOBITS-Ausgangspunkt zu verwenden, wird ein Steuercode zu Sperre-Ein, Sperre-Aus,Impuls-Ein, Impuls-Aus, Auslösen oder Schließen gesendet. Die übrigen Parameterwerden an geeigneter Stelle verwendet. Beispiele: Impuls-Ein, Ein-Zeit=100, Aus-Zeit=300, Zähler=5 gibt 5 positive 100-ms-Impulse, im Abstand von 300 ms.

Erläuterungen zur Implementierung des DNP3-Protokolls enthält dasKommunikationshandbuch.


Der Funktionsblock AUTOBITS hat eine Einstellung (Operation: Ein/Aus), über diedie Funktion aktiviert bzw. deaktiviert werden kann. Diese Namen erscheinen amPCM600 im Management-Tool für die DNP3-Kommunikation.

14.9 Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD




Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD - -

14.9.2 Anwendung

Einzelbefehl, 16 Signale (SINGLECMD) ist eine gängige Funktion und immer imGerät vorhanden.

Die Geräte können mit einer Funktion zum Empfangen von Befehlen, entweder voneinem Stationsleitsystem oder von der LHMI, ausgestattet sein. Dieser empfangendeFunktionsblock hat Ausgänge, die z. B. zur Steuerung von Hochspannungsgeräten inSchaltanlagen dienen können. Für lokale Steuerfunktionen kann auch das integrierteHMI verwendet werden. Zusammen mit den Konfigurationslogiken kann derAnwender gepulste oder statische Ausgangssignale für Steuerungszwecke innerhalbdes Gerätes oder über die binären Ausgänge regeln.

Abbildung 239 zeigt ein Beispiel, wie der Anwender SINGLECMD über dieKonfigurationslogik zur Steuerung eines Hochspannungsgerätes anschließen kann.Diese Art von Befehlssteuerung wird normalerweise durch Senden eines Impulses andie binären Ausgänge des Gerätes ausgeführt. Abbildung 239 zeigt einen



Schließvorgang. Ein Öffnen des Leistungsschalters wird auf ähnliche Weisedurchgeführt, jedoch ohne Synchrocheck-Zustand.

E in z e lb e fe h ls -fu n k t io n

S IN G L E C M D

C M D O U T y

O U T y

L S 1 s c h lie ß e n

&B e n u tz e r -d e f in ie r te

B e d in g u n g e n

S y n c h ro -c h e c k

K o n fig u ra t io n L o g ik k re is e

e n 0 4 0 0 0 2 0 6 .v s d

IEC04000206 V2 DE

Abb. 239: Anwendungsbeispiel mit einem Logikdiagramm zur Steuerung einesLeistungsschalters über Konfigurationslogiken

Abbildung 240 und Abbildung 241 zeigen eine weitere Möglichkeit für die Steuerungder Funktionen, für die die Signale Ein/Aus benötigt werden. Hier werden über denAusgang die integrierten Funktionen oder externen Geräte gesteuert.

Einzelbefehls-funktion

SINGLECMD

CMDOUTy

OUTy

Funktion n

en04000207.vsd

Funktion n

IEC04000207 V2 DE

Abb. 240: Anwendungsbeispiel mit einem Logikdiagramm zur Steuerungintegrierter Funktionen



Einzelbefehls-funktion

SINGLESMD

CMDOUTy

OUTy

Gerät 1

Bediener-definierte Bedingungen

Konfiguration Logikkreise

en04000208.vsd

&

IEC04000208 V2 DE

Abb. 241: Anwendungsbeispiel mit einem Logikdiagramm zur Steuerungexterner Geräte über Konfigurationslogiken


Die Parameter für Einzelbefehl, 16 Signale (SINGLECMD) werden über die lokaleHMI oder im PCM600 gesetzt.

Einzustellen sind die Parameter MODE, für den gesamten Block gültig, undCMDOUTy, der die benutzerdefinierte Bezeichnung für jedes Ausgangssignalenthält. Der Eingabeparameter MODE legt die Ausgänge auf Aus, Statisch, oderGepulst fest.

• Aus, setzt alle Ausgänge auf 0, unabhängig von der Stationsleittechnikgesendeten Werten, d.h. vom Stationsbedienplatz oder Fernsteuerungsgateway.

• Bei Dauerhaft werden die Ausgänge je nach den von der Stationsebenegesendeten Werten auf ein Dauersignal 0 oder 1 eingestellt.

• Gepulst ergibt einen 100 ms langen Impuls, wenn ein von der Stationsstufegesendeter Wert von 0 auf 1 gesetzt wird. Dies bedeutet, dass die konfigurierteLogik, die an den Befehlsfunktionsblock angeschlossen ist, keine Zykluszeithaben darf, die länger ist als die Zykluszeit des Befehlsfunktionsblocks.

14.10 Verriegelungslogiken

Die Hauptziele der Schaltanlagen-Verriegelung sind:

• Vermeiden eines gefährlichen oder schädlichen Betriebs der Schaltanlage• Durchsetzen der Beschränkungen des Betriebs der Unterstation aus anderen

Gründen, beispielsweise Laden der Konfiguration. Beispiele für letzteren Fallwären eine Begrenzung der Anzahl paralleler Transformatoren auf maximal zwei



oder Sicherstellen, dass das Spannung anlegen immer von einer Seite stattfindet,beispielsweise der Oberspannungsseite eines Transformators.

Dieser Abschnitt behandelt nur die ersten Punkte und nur die Beschränkungen durchSchaltgeräte außer denen des zu steuernden Geräts. Das bedeutet, dass sich dieserAbschnitt nicht mit der Verriegelung durch Gerätealarme befasst.

Die Trenner und Erdungsschalter haben eine beschränkte Schaltkapazität. DieTrenner funktionieren daher nur in folgenden Fällen:

• Ohne oder nahezu ohne Strom. Der Schaltkreis ist zu einer Seite offen und hateine kleine Ausdehnung. Der Kapazitätsstrom ist gering (z.B. < 5 A) undTransformatoren mit Einschaltstrom sind nicht zulässig.

• Es wird ein paralleler Schaltkreis unter Laststrom verbunden oder getrennt: DieSchaltspannung zwischen den offenen Kontakten ist praktisch gleich Nullaufgrund des parallelen Schaltkreises (z.B. < 1% der Bemessungsspannung). Dasparallele Betreiben von Transformatoren ist nicht zulässig.

Die Erdungsschalter können die Erdung an isolierten Punkten verbinden oderunterbrechen. Aufgrund der kapazitiven oder induktiven Kopplung kann es auf derLeitung vor der Erdung eine Spannung (z.B. < 40% der Bemessungsspannung) undnach der Erdung einen Strom (z.B. < 100 A) geben.

Die Leistungsschalter werden normalerweise nicht verriegelt. Der Schließvorgangwird nur gegen einen laufenden Trenner im selben Feld verriegelt und der Buskopplerist während eines Sammelschienenwechsels verriegelt.

Die Positionen aller Schaltgeräte in einem Feld und einige aus anderen Feldernbestimmen die Bedingungen für die Betriebsverriegelung. Die Bedingungen vonanderen Stationen sind meist nicht verfügbar. Daher wird der Erdungsschalter einerLeitung meist nicht vollständig verriegelt. Der Bediener muss überzeugt sein, dass dieLeitung nicht von der anderen Seite unter Spannung steht, bevor der Erdungsschaltergeschlossen wird. Als Option kann eine Spannungsanzeige für die Verriegelungverwendet werden. Es müssen Vorsichtsmaßnahmen getroffen werden, um einegefährliche Freigabe bei Verlust der Spannung des Sekundärkreises zu vermeiden,z.B. beim Automatenfall oder Ansprechen der Sicherung.

Die Schalterstellungen, die von der Auslöse-Verriegelungslogik verwendet werden,stammen von den Hilfskontakten oder Stellungssensoren. Für jede Endstellung (offenoder geschlossen) wird eine gesicherte Meldung benötigt, also eine Doppelmeldung.Die Geräte-Steuerfunktion überprüft ständig deren Übereinstimmung. Wenn keineBedingung hoch ist (1 oder TRUE), dann befindet sich der Schalter in einerZwischenstellung. Der dynamische Status kann eine Weile andauern, im Fall derTrenner eventuell bis zu 10 Sekunden. Wenn beide Meldungen für eine längere Zeitniederwertig bleiben, wird die Stellungsmeldung als unbekannt interpretiert. Wennbeide Meldungen höherwertig bleiben, stimmt etwas nicht, und der Status wirdwiederum als unbekannt behandelt.



In beiden Fällen erhält der Bediener eine Alarmmeldung. Die Meldungen vonStellungssensoren sind selbst überprüfend und Systemstörungen werden durch dasStörfallsignal gemeldet. In der Verriegelungslogik werden die Signale verwendet, umgefährliche Aktivierungs- oder Freigabebedingungen zu vermeiden. Wenn derSchaltstatus eines Schaltgeräts nicht ermittelt werden kann, ist der Betrieb unzulässig.

Bei Schaltern mit individueller Auslösevorrichtung pro Phase müssen möglichePhasendiskrepanzen berücksichtigt werden. Dies erfolgt über eine AND-Funktion füralle drei Phasen in jedem Gerät für die Anzeige von "offen" und "geschlossen".Phasendiskrepanzen führen zu einer unbekannten Doppelmeldung.

14.10.1 Konfigurationsrichtlinien

In den folgenden Abschnitten wird erläutert, wie die Verriegelung bei einerbestimmten Schaltkonfiguration im Gerät unter Verwendung der standardmäßigenVerriegelungsmodule und deren Zusammenschaltungen umgesetzt werden kann.Außerdem werden die Konfigurationseinstellungen erläutert. Die Eingänge für dasSenden bestimmter Bedingungen (Qx_EXy) werden auf 1=TRUE gesetzt, wenn sienicht verwendet werden. Ausnahmen sind die folgenden Fälle:

• QB9_EX2 und QB9_EX4 in Modulen BH_LINE_A und BH_LINE_B• QA1_EX3 in Modul AB_TRAFO

wenn diese auf 0=FALSE eingestellt sind.

14.10.2 Verriegelung für Leitungsfeld ABC_LINE

14.10.2.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für das Leitungsfeld (ABC_LINE) wird für eine Leitungverwendet, die mit einer Doppelsammelschienenanordnung mitUmgehungssammelschiene verbunden ist. Siehe hierzu Abbildung 242. Die Funktionkann auch für eine Doppelsammelschienenanordnung ohneUmgehungssammelschiene bzw. eine Einfachsammelschienenanordnung mit/ohneUmgehungssammelschiene verwendet werden.



QB1 QB2QC1

QA1

QC2

QB9QC9

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7

en04000478.vsdIEC04000478 V1 DE

Abb. 242: Schaltfeldanordnung ABC_LINE

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul ABC_LINE verbunden sind.

14.10.2.2 Signale von der Umgehungs-Sammelschiene

Zur Herleitung der Signale:

Signal BB7_D_OP Abgesehen vom eigenen Feld sind alle Leitungstrenner auf der Umgehungsschiene

WA7 offen.

VP_BB7_D Der Schaltstatus der Trenner auf der Umgehungsschiene WA7 ist gültig.

EXDU_BPB Kein Übertragungsfehler von Feldern mit Trennern auf der Umgehungsschiene WA7

Abgesehen vom eigenen Feld werden diese Signale von jedem Leitungsfeld(ABC_LINE) benötigt:

Signal QB7OPTR Q7 ist offen

VPQB7TR Der Schaltstatus für QB7 ist gültig.

EXDU_BPB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Bei Feld n sind diese Bedingungen gültig:



QB7OPTR (bay 1)QB7OPTR (bay 2)

. . .

. . .QB7OPTR (bay n-1)

& BB7_D_OP

VPQB7TR (bay 1)VPQB7TR (bay 2)

. . .

. . .VPQB7TR (bay n-1)

& VP_BB7_D

EXDU_BPB (bay 1)EXDU_BPB (bay 2)

. . .

. . .EXDU_BPB (bay n-1)

& EXDU_BPB

en04000477.vsd

IEC04000477 V1 DE

Abb. 243: Signale von der Umgehungs-Sammelschiene im Leitungsfeld n

14.10.2.3 Signale von Querkupplung

Wurde die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrennschalter inSammelschienenabschnitte untergliedert, kann eine Verbindung zwischenSammelschienen über den Sammelschienen-Trennschalter undSammelschienenkupplungen innerhalb der Sammelschienenabschnitte erfolgen.

Sektion 1 Sektion 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS)

ABC_LINE ABC_BCABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000479 V1 DE

Abb. 244: Durch Sammelschienen-Längstrennschalter unterteilteSammelschienen (Leistungsschalter)


Signal BC_12_CL Zwischen WA1 und WA2 besteht eine Kupplungs-Verbindung.

BC_17_OP Keine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA1 und WA7

BC_17_CL Eine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA1 und WA7

BC_27_OP Keine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA2 und WA7

BC_27_CL Eine Kupplungs-Verbindung besteht zwischen WA2 und WA7.

VP_BC_12 Der Schaltstatus von BC_12 ist gültig.




Signal VP_BC_17 Der Schaltstatus von BC_17 ist gültig.


EXDU_BC Kein Übertragungsfehler eines Kupplungsfelds (BC).

Diese Signale jedes Sammelschienen-Kuppelfelds (ABC_BC) werden benötigt:

Signal BC12CLTR Eine Querkupplungsverbindung existiert zwischen Sammelschiene WA1 und WA2.

BC17OPTR Durch die eigene Sammelschienenkupplung besteht keine Kupplungs-Verbindungzwischen WA1 und WA7.

BC17CLTR Zwischen WA1 und WA7 besteht eine Kupplungs-Verbindung durch die eigene Sam‐melschienenkupplung.

BC27OPTR Durch die eigene Sammelschienenkupplung besteht keine Kupplungs-Verbindungzwischen WA2 und WA7.

BC27CLTR Zwischen WA2 und WA7 besteht eine Kupplungs-Verbindung durch die eigene Sam‐melschienenkupplung.

VPBC12TR Der Schaltstatus von BC_12 ist gültig.



EXDU_BC Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrennschalters (A1A2_DC)werden ebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrennschalter A1A2_DC und B1B2_DC.

Signal DCOPTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist offen.

DCCLTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist geschlossen.

VPDCTR Der Schaltstatus des Sammelschienen-Längstrennschalters für DC ist gültig.

EXDU_DC Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Wurde die Sammelschiene durch Sammelschienen-Leistungsschalter untergliedert,dann werden die Signale vom Sammelschienen-Kuppelfeld (A1A2_BS) statt derervom Sammelschienen-Längstrennschalters (A1A2_DC) verwendet werden. FürB1B2_BS werden die entsprechenden Signale von Sammelschiene B verwendet.Derselbe Modultyp (A1A2_BS) wird für unterschiedliche Sammelschienenverwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS undB1B2_BS.



Signal S1S2OPTR Keine Kupplungsverbindung zwischen Sammelschienenabschnitt 1 und 2.

S1S2CLTR Keine Kupplungsverbindung besteht zwischen Sammelschienenabschnitt 1 und 2.

VPS1S2TR Der Schaltstatus der Sammelschienen-Kupplung für BS ist gültig.

EXDU_BS Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Folgende Bedingungen sind für ein Leitungsfeld in Abschnitt 1 gültig:

BC12CLTR (sect.1)

DCCLTR (A1A2)DCCLTR (B1B2)

>1&

BC12CLTR (sect.2)

&VPBC12TR (sect.1)

VPDCTR (A1A2)VPDCTR (B1B2)

VPBC12TR (sect.2)

>1&

BC17OPTR (sect.1)

DCOPTR (A1A2)BC17OPTR (sect.2)

>1&

BC17CLTR (sect.1)

DCCLTR (A1A2)BC17CLTR (sect.2)

&VPBC17TR (sect.1)

VPDCTR (A1A2)VPBC17TR (sect.2)

>1&

>1&

&

&

BC27OPTR (sect.1)

DCOPTR (B1B2)BC27OPTR (sect.2)

BC27CLTR (sect.1)

DCCLTR (B1B2)BC27CLTR (sect.2)

VPBC27TR (sect.1)VPDCTR (B1B2)

VPBC27TR (sect.2)

EXDU_BC (sect.1)EXDU_DC (A1A2)EXDU_DC (B1B2)EXDU_BC (sect.2)

BC_12_CL

VP_BC_12

BC_17_OP

BC_17_CL

VP_BC_17

BC_27_OP

BC_27_CL

VP_BC_27

EXDU_BC

en04000480.vsd

IEC04000480 V1 DE

Abb. 245: Signale von einem Sammelschienenfeld in jedem Abschnitt an einLeitungsfeld in Abschnitt 1



Für ein Leitungsfeld in Abschnitt 2 sind dieselben Bedingungen wie oben gültig,wobei Abschnitt 1 und Abschnitt 2 miteinander vertauscht sind.

14.10.2.4 Konfigurationseinstellung

Wenn keine Umgehungssammelschiene vorhanden ist und somit kein Trenner QB7,wird die Verriegelung für QB7 nicht verwendet. Die Zustände für QB7, QC71,BB7_D, BC_17, BC_27 sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen derentsprechenden Moduleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm giltfür 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0

• BB7_D_OP = 1

• BC_17_OP = 1• BC_17_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0

• EXDU_BPB = 1

• VP_BB7_D = 1• VP_BC_17 = 1• VP_BC_27 = 1

Wenn keine zweite Sammelschiene WA2 vorhanden ist und somit kein Trenner QB2,wird die Verriegelung für QB2 nicht verwendet. Die Zustände für QB2, QC21,BC_12, BC_27 sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen der entsprechendenModuleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm gilt für 0 und 1:0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• BC_27_OP = 1• BC_27_CL = 0



• VP_BC_12 = 1

14.10.3 Verriegelung für Kupplungsfeld ABC_BC

14.10.3.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für ein Kupplungsfeld (ABC_BC) wird für einKupplungsfeld, das mit einer Doppelsammelschienenanordnung verbunden ist,verwendet. Siehe hierzu Abbildung 246. Die Funktion kann auch für eineEinfachsammelschienenanordnung mit Umgehungssammelschiene bzw. eineDoppelsammelschienenanordnung ohne Umgehungssammelschiene benutzt werden.

QB1 QB2

QC1

QA1

WA1 (A)

WA2 (B)

WA7 (C)

QB7QB20

QC2

en04000514.vsdIEC04000514 V1 DE

Abb. 246: Schaltfeldanordnung ABC_BC


Die Signale von den anderen mit dem Sammelschienen-Kuppelfeldmodul ABC_BCverbundenen Feldern sind nachfolgend beschrieben.

14.10.3.3 Signale von allen Speiseleitungen


Signal BBTR_OP Für diese Sammelschienenkupplung ist kein Sammelschienenwechsel im Gange.

VP_BBTR Der Schaltstatus ist für alle vom Sammelschienenwechsel betroffenen Geräte gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von Feldern, die mit den Sammelschienen WA1/WA2 ver‐bunden sind.



Abgesehen vom eigenen Sammelschienen-Kupplungsfeld werden diese Signale dereinzelnen Leitungsfelder (ABC_LINE), Transformatorfelder (AB_TRAFO) undSammelschienen-Kuppelfelder (ABC_BC) benötigt:

Signal QQB12OPTR QB1 oder QB2 oder beide sind offen.

VPQB12TR Der Schaltstatus für QB1 und QB2 ist gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Beim Sammelschienen-Kupplungsfeld n sind diese Bedingungen gültig:

QB12OPTR (bay 1)QB12OPTR (bay 2)

. . .

. . .QB12OPTR (bay n-1)

& BBTR_OP

VPQB12TR (bay 1)VPQB12TR (bay 2)

. . .

. . .VPQB12TR (bay n-1)

& VP_BBTR

EXDU_12 (bay 1)EXDU_12 (bay 2)

. . .

. . .EXDU_12 (bay n-1)

& EXDU_12

en04000481.vsd

IEC04000481 V1 DE

Abb. 247: Signale von irgendeinem Feld im Sammelschienen-Kupplungsfeld n

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrennschalter in Abschnitteunterteilt ist, werden die Signale BBTR parallel verbunden, sofern beideSammelschienen-Längstrennschalter geschlossen sind. Für die projektspezifischeLogik für das obige Beispiel mit BBTR ist diese Logik hinzuzufügen:

Sektion 1 Sektion 2


ABC_LINE

ABC_BC

ABC_LINE ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


AB_TRAFO

IEC04000482 V1 DE




Die folgenden Signale eines jeden Sammelschienen-Längstrennschalters(A1A2_DC) werden benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrennschalter A1A2_DC und B1B2_DC.

Signal DCOPTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist offen.



Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Leistungsschalter unterteilt ist,müssen die Signale von der Sammelschienenkupplung (A1A2_BS) und nicht vomSammelschienen-Längstrennschalter (A1A2_DC) verwendet werden. Für B1B2_BSwerden die entsprechenden Signale von Sammelschiene B verwendet. DerselbeModultyp (A1A2_BS) wird für unterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. fürbeide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS und B1B2_BS.




Folgende Bedingungen sind für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 1gültig:

BBTR_OP (sect.1)

DCOPTR (A1A2)DCOPTR (B1B2)

BBTR_OP (sect.2)

&VP_BBTR (sect.1)


VP_BBTR (sect.2)

EXDU_12 (sect.1)

EXDU_DC (B1B2)EXDU_12 (sect.2)

VP_BBTR

EXDU_12

en04000483.vsd

&EXDU_DC (A1A2)

BBTR_OP

>1&

IEC04000483 V1 DE

Abb. 249: Signale zum Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 1 von jedemFeld in jeweiligen Abschnitt

Für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 2 sind dieselben Bedingungen wieoben gültig, wobei Abschnitt 1 und Abschnitt 2 miteinander vertauscht sind.




Wenn die Sammelschiene durch Längstrennschalter unterteilt ist, wird das SignalBC_12 von der Sammelschienen-Kupplung von der anderen Sammelschiene über dieeigene Sammelschiene gesendet, wenn beide Trennschalter geschlossen sind.

Sektion 1 Sektion 2


ABC_BCABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000484 V1 DE



Signal BC_12_CL Eine Sammelschienenverbindung zwischen Sammelschiene WA1 und WA2 besteht.


EXDU_BC Kein Übertragungsfehler eines Kupplungsfelds (BC).

Diese Signale werden benötigt.

Signal BC12CLTR Eine Querkupplungsverbindung existiert zwischen Sammelschiene WA1 und WA2.



Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrennschalters (A1A2_DC)werden ebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrennschalter A1A2_DC und B1B2_DC.

Signal DCCLTR Der Sammelschienen-Längstrennschalter ist geschlossen.



Wenn die Sammelschiene durch Leistungsschalter unterteilt wird muss das Signalvon der Sammelschienen-Kupplung (A1A2_BS) vom Trennschalter (A1A2_DC),



verwendet werden. Für B1B2_BS werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_BS) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS und B1B2_BS.

Signal S1S2CLTR Eine Bus-Verbindung zwischen Sammelschiene 1 und 2 besteht.



Folgende Bedingungen sind für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 1gültig:

DCCLTR (A1A2)DCCLTR (B1B2)

BC12CLTR (sect.2)


VPBC12TR (sect.2)

EXDU_DC (A1A2)EXDU_DC (B1B2)EXDU_BC (sect.2)

& BC_12_CL

VP_BC_12

EXDU_BC

en04000485.vsd

&

&

IEC04000485 V1 DE

Abb. 251: Signale an eine Bus-Verbindung in Abschnitt 1 von einer Bus-Verbindung in einem anderen Abschnitt

Für ein Sammelschienen-Kuppelfeld in Abschnitt 2 sind dieselben Bedingungen wieoben gültig, wobei Abschnitt 1 und Abschnitt 2 miteinander vertauscht sind.


Wenn keine Umgehungssammelschiene vorhanden ist und somit kein Trenner QB2und QB7, wird die Verriegelung für QB2 und QB7 nicht verwendet. Die Zustände fürQB2, QB7, QC71 sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen der entsprechendenModuleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm gilt für 0 und 1:0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB7_OP = 1• QB7_CL = 0

• QC71_OP = 1• QC71_CL = 0



Wenn keine zweite Sammelschiene B vorhanden ist und somit kein Trenner QB2 undQB20, wird die Verriegelung für QB2 und QB20 nicht verwendet. Die Zustände fürQB2, QB20, QC21, BC_12, BBTR sind so gewählt, dass die Trenner durch Setzen derentsprechenden Moduleingänge wie folgt öffnen. Im Funktionsblockdiagramm giltfür 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2_CL = 0

• QB20_OP = 1• QB20_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1

14.10.4 Verriegelung für Transformatorfeld AB_TRAFO

14.10.4.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion (AB_TRAFO) wird für ein Transformatorfeld, das miteiner Doppelsammelschieneneinrichtung verbunden ist, verwendet. Siehe hierzuAbbildung 252. Die Funktion wird eingesetzt, wenn zwischen Leistungsschalter undTransformator kein Trenner vorhanden ist. Ansonsten kann dieVerriegelungsfunktion (ABC_LINE) für das Leitungsfeld verwendet werden. DieseFunktion kann auch in Einfachsammelschienenanordnungen verwendet werden.



QB1 QB2QC1

QA1

QC2

WA1 (A)

WA2 (B)

QA2

QC3

T

QC4

QB4QB3

QA2 und QC4 werdenfür diese Verr iegelungnicht genutzt

AB_TRAFO

en04000515.vsd

IEC04000515 V1 DE

Abb. 252: Schaltfeldanordnung AB_TRAFO

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul AB_TRAFO verbunden sind.


Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrennschalter in Abschnitteunterteilt ist, könnte die Verbindung von Sammelschiene zu Sammelschiene über denSammelschienen-Längstrennschalter und die Sammelschienenkupplung innerhalbdes anderen Abschnitts erfolgen.

Sektion 1 Sektion 2


AB_TRAFO ABC_BCAB_TRAFO ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


IEC04000487 V1 DE




Die projektspezifische Logik für Eingangssignale mit Sammelschienenkupplungentspricht der gleichen Logik wie für das Leitungsfeld (ABC_LINE):

Signal BC_12_CL Zwischen WA1 und WA2 besteht eine Kupplungs-Verbindung.


EXDU_BC Kein Übertragungsfehler vom Sammelschienen-Kuppelfeld (BC).

Die Logik ist mit der Zweifach-Sammelschienenkonfiguration “Signale von derSammelschienenkupplung“ identisch.


Existiert keine zweite Sammelschiene B und daher kein Trennungsschalter QB2, wirddie Verriegelung für QB2 nicht verwendet. Der Zustand von QB2, QC21, BC_12 wirddurch Einstellung der entsprechenden Moduleingänge wie folgt auf offen gestellt. ImFunktionsblockdiagramm gilt für 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB2_OP = 1• QB2QB2_CL = 0

• QC21_OP = 1• QC21_CL = 0

• BC_12_CL = 0• VP_BC_12 = 1

Existiert an der anderen Seite des Transformators keine Sammelschiene B und daherauch kein QB4 Trennschalter, dann wird der Zustand von QB4 durch Einstellung derentsprechenden Moduleingänge wie folgt auf offen gestellt:

• QB4_OP = 1• QB4_CL = 0

14.10.5 Verriegelung für Sammelschienen-LängskupplungA1A2_BS

14.10.5.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für Sammelschienen-Längskupplung (A1A2_BS) wirdfür einen Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen den Abschnitten 1 und 2verwendet. Siehe Abbildung 254. Die Funktion kann für verschiedeneSammelschienenanordnungen verwendet werden, in der sich ein Sammelschienen-Kuppelschalter befindet.



QA1

WA1 (A1)

QB2

QC4

QB1

QC3

WA2 (A2)

en04000516.vsd

QC2QC1

A1A2_BS

IEC04000516 V1 DE

Abb. 254: Schaltfeldanordnung A1A2_BS

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul A1A2_BS verbunden sind.

14.10.5.2 Signale von allen Speiseleitungen

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Kuppelschalter in Abschnitteunterteilt ist und beide Leistungsschalter geschlossen sind, muss das Öffnen desLeistungsschalters blockiert werden, wenn zwischen den Sammelschienen des einenSammelschienenabschnitts eine Kupplungsverbindung vorhanden ist und am anderenSammelschienenabschnitt ein Sammelschienenwechsel im Gange ist:

Sektion 1 Sektion 2

A1A2_BSB1B2_BS

ABC_LINE

ABC_BC

ABC_LINE

ABC_BC

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


AB_TRAFOAB_TRAFO

IEC04000489 V1 DE

Abb. 255: Durch Sammelschienen-Leistungsschalter unterteilteSammelschienen


Signal BBTR_OP Für diesen Sammelschienenabschnitt ist kein Sammelschienenwechsel im Gange.

VP_BBTR Der Schaltstatus von BBTR ist gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von Feldern, die mit der Sammelschiene 1(A) und 2(B) ver‐bunden sind.



Diese Signale der einzelnen Leitungsfelder (ABC_LINE), Transformatorfelder(AB_TRAFO) und Sammelschienen-Kuppelfelder (ABC_BC) werden benötigt:

Signal QB12OPTR QB1 oder QB2 oder beide sind offen.

VPQB12TR Der Schaltstatus für QB1 und QB2 ist gültig.

EXDU_12 Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Sammelschienen-Kuppelfelds (ABC_BC) werden benötigt:

Signal BC12OPTR Keine Sammelschienen-Kupplungsverbindung über die eigene Sammelschienen-

Kupplung zwischen Sammelschiene WA1 und WA2.



Diese Signale des Sammelschienen-Leistungsschalterfeldes (A1A2_BS, B1B2_BS)werden benötigt.




Bei einem Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen denSammelschienenabschnitten A1 und A2 sind diese Bedingungen zulässig:



S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (sect.1)

QB12OPTR (bay 1/sect.2)

QB12OPTR (bay n/sect.2)

S1S2OPTR (B1B2)BC12OPTR (sect.2)


QB12OPTR (bay n /sect.1)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12

en04000490.vsd

>1&

>1&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (B1B2)VPBC12TR (sect.1)

VPQB12TR (bay 1/sect.2)

VPQB12TR (bay n/sect.1). . .. . .

VPBC12TR (sect.2)VPQB12TR (bay 1/sect.1)

VPQB12TR (bay n/sect.1)

. . .

. . .

&

EXDU_12 (bay 1/sect.2)

EXDU_12 (bay n /sect.2)

EXDU_12(bay 1/sect.1)


EXDU_BS (B1B2)EXDU_BC (sect.1)

EXDU_BC (sect.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000490 V1 DE

Abb. 256: Signale von beliebigen Feldern für einen Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen den Abschnitten A1 und A2

Bei einem Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen denSammelschienenabschnitten B1 und B2 sind diese Bedingungen zulässig:



S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (sect.1)


QB12OPTR (bay n/sect.2)

S1S2OPTR (A1A2)BC12OPTR (sect.2)


QB12OPTR (bay n /sect.1)

BBTR_OP

VP_BBTR

EXDU_12

en04000491.vsd

>1&

>1&

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

VPS1S2TR (A1A2)VPBC12TR (sect.1)

VPQB12TR (bay 1/sect.2)

VPQB12TR (bay n/sect.1). . .. . .

VPBC12TR (sect.2)VPQB12TR (bay 1/sect.1)

VPQB12TR (bay n/sect.1)

. . .

. . .

&

EXDU_12(bay 1/sect.2)


EXDU_12 (bay 1/sect.1)


EXDU_BS (A1A2)EXDU_BC (sect.1)

EXDU_BC (sect.2)

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000491 V1 DE

Abb. 257: Signale von beliebigen Feldern für einen Sammelschienen-Kuppelschalter zwischen den Abschnitten B1 und B2


Ist keine Sammelschiene über die möglichen Sammelschienenschleifen verfügbar,dann wird entweder die Verriegelung des offenen Leistungsschalters QA1 nichtverwendet oder der Zustand von BBTR ist auf "offen" gesetzt. D. h. in diesemSammelschienenabschnitt ist keine Sammelschienenübertragung im Gange.

• BBTR_OP = 1• VP_BBTR = 1



14.10.6 Verriegelung für Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC

14.10.6.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion (A1A2_DC) wird für einen Längstrenner zwischenAbschnitt 1 und 2 verwendet. Siehe hierzu Abbildung 258. Die Funktion A1A2_DCkann für verschiedene Sammelschienen verwendet werden und enthält einenLängstrenner.

WA1 (A1) WA2 (A2)

QB

QC1 QC2

A1A2_DC en04000492.vsd

IEC04000492 V1 DE

Abb. 258: Schaltfeldanordnung A1A2_DC

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul A1A2_DC verbunden sind.

14.10.6.2 Signale in einer Sammelschienenanordnung mit Einfach-Leistungsschalter

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Längstrenner unterteilt ist, mussdie Bedingung kein anderer Trenner an der Sammelschiene angeschlossen über eineprojektspezifische Logik festgelegt werden.

Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird für unterschiedliche Sammelschienenverwendet, d. h. für beide Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC und B1B2_DC.Jedoch werden für B1B2_DC die entsprechenden Signale von Sammelschiene Bverwendet.

Sektion 1 Sektion 2


ABC_LINEABC_BC

ABC_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B3

A3


AB_TRAFOAB_TRAFO

A2

B2

IEC04000493 V1 DE

Abb. 259: Durch Sammelschienen-Längstrenner unterteilte Sammelschienen(Leistungsschalter)




Signal S1DC_OP Alle Trenner auf Sammelschienenabschnitt 1 sind offen.

S2DC_OP Alle Trenner auf Sammelschienenabschnitt 2 sind offen.

VPS1_DC Der Schaltstatus der Trenner auf Sammelschienenabschnitt 1 ist gültig.


EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von irgendeinem Feld, das die obigen Informationen ent‐hält.


Signal QB1OPTR QB1 ist offen.

QB2OPTR QB2 ist offen (AB_TRAFO, ABC_LINE).

QB220OTR QB2 und QB20 sind offen (ABC_BC).



VQB220TR Der Schaltstatus von QB2 und QB20 ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Wenn es einen zusätzlichen Sammelschienen-Längstrenner gibt, muss das Signalvom Sammelschienen-Längstrennerfeld (A1A2_DC) verwendet werden:

Signal DCOPTR Der Sammelschienen-Längstrenner ist offen.

VPDCTR Der Schaltstatus des Sammelschienen-Längstrenners für DC ist gültig.


Wenn es keinen zusätzlichen Sammelschienen-Längstrenner sondern einenzusätzlichen Sammelschienen-Kuppelschalter gibt, müssen die Signale vomSammelschienen-Kuppelschalterfeld (A1A2_BS) und nicht vom Sammelschienen-Längstrennerfeld (A1A2_DC) verwendet werden:


QB2OPTR QB2 ist offen.



EXDU_BS Kein Übertragungsfehler von dem BS-Feld (Sammelschienen-Kuppelfeld) mit denobigen Informationen.



Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts A1 sind für einenSammelschienen-Längstrenner gültig:

QB1OPTR (bay 1/sect.A1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB

en04000494.vsd

&

&

&

QB1OPTR (bay n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

VPQB1TR (bay 1/sect.A1)

VPQB1TR (bay n/sect.A1)

EXDU_BB (bay 1/sect.A1)

EXDU_BB (bay n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000494 V1 DE

Abb. 260: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A1 an einenSammelschienen-Längstrenner



VPS2_DC

EXDU_BB

en04000495.vsd


. . .

. . .

. . .


VPQB1TR (bay n/sect.A2)VPDCTR (A2/A3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A2/A3)


EXDU_DC (A2/A3)IEC04000495 V1 DE

Abb. 261: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A2 an einenSammelschienen-Längstrenner

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts B1 sind für einenSammelschienen-Längstrenner gültig:



QB2OPTR (QB220OTR)(bay 1/sect.B1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB

en04000496.vsd

QB2OPTR (QB220OTR)(bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (VQB220TR)(bay 1/sect.B1)

VPQB2TR (VQB220TR)(bay n/sect.B1)

EXDU_BB (bay 1/sect.B1)

EXDU_BB (bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

IEC04000496 V1 DE

Abb. 262: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B1 an einenSammelschienen-Längstrenner


QB2OPTR (QB220OTR)(bay 1/sect.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB

en04000497.vsd


. . .

. . .

. . .

VPQB2TR(VQB220TR) (bay 1/sect.B2)

VPQB2TR(VQB220TR) (bay n/sect.B2)VPDCTR (B2/B3)


. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B2/B3)


EXDU_DC (B2/B3)IEC04000497 V1 DE

Abb. 263: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B2 an einenSammelschienen-Längstrenner

14.10.6.3 Signale in der Doppelleistungsschalter-Anordnung mitZweifachleistungsschalter

Wenn die Sammelschiene durch Längstrenner unterteilt ist, muss eineprojektspezifische Logik für die Sammelschienen-Trenner-Feldbedingung keinweiterer Trenner mit der Sammelschiene verbunden sorgen.




Sektion 1 Sektion 2


DB_BUS DB_BUSDB_BUS DB_BUS

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


IEC04000498 V1 DE





VPS1_DC Der Schaltstatus aller Trenner auf Sammelschienenabschnitt 1 ist gültig.

VPS2_DC Der Schaltstatus aller Trenner auf Sammelschienenabschnitt 2 ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler vom Doppel-Leistungsschalter (DB), der die obigen Infor‐mationen enthält.

Diese Signale von jedem Zweifachleistungsschalter-Feld (DB_BUS) werdenbenötigt:





EXDU_DB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Die Logik entspricht der Konfiguration mit dem Zweifach-Trenner "Signale inAnordnung mit einem Leistungsschalter".





VPS1_DC

EXDU_BB

en04000499.vsd

&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (bay 1/sect.A1)

EXDU_DB (bay n/sect.A1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000499 V1 DE

Abb. 265: Signale von Zweifachleistungsschaltern in Abschnitt A1 an einenSammelschienen-Längstrenner



VPS2_DC

EXDU_BB

en04000500.vsd

&

&

&


. . .

. . .

. . .



EXDU_DB (bay 1/sect.A2)

EXDU_DB (bay n/sect.A2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000500 V1 DE

Abb. 266: Signale von Zweifachleistungsschaltern in Abschnitt A2 an einenSammelschienen-Längstrenner




QB2OPTR (bay 1/sect.B1) S1DC_OP

VPS1_DC

EXDU_BB

en04000501.vsd

&

&

&

QB2OPTR (bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (bay 1/sect.B1)

VPQB2TR (bay n/sect.B1)

EXDU_DB (bay 1/sect.B1)

EXDU_DB (bay n/sect.B1)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000501 V1 DE

Abb. 267: Signale von Zweifachleistungsschalter-Feldern in Abschnitt B1 zueinem Sammelschienen-Längstrenner


QB2OPTR (bay 1/sect.B2) S2DC_OP

VPS2_DC

EXDU_BB

en04000502.vsd

&

&

&

QB2OPTR (bay n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .

VPQB2TR (bay 1/sect.B2)

VPQB2TR (bay n/sect.B2)

EXDU_DB (bay 1/sect.B2)

EXDU_DB (bay n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000502 V1 DE

Abb. 268: Signale von Zweifachleistungsschalter-Feldern in Abschnitt B2 zueinem Sammelschienen-Längstrenner

14.10.6.4 Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung

Wenn die Sammelschiene durch Längstrenner unterteilt ist, muss eineprojektspezifische Logik für die Sammelschienen-Trenner-Feldbedingung keinweiterer Trenner mit der Sammelschiene verbunden sorgen.




Sektion 1 Sektion 2


BH_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


BH_LINE BH_LINE BH_LINE

IEC04000503 V1 DE


Die projektspezifische Logik ist identisch mit der Logik für die Doppel-Leistungsschalteranordnung.





EXDU_BB Kein Übertragungsfehler vom Eineinhalb-Leistungsschalter, der die obigen Informa‐tionen enthält.

14.10.7 Verriegelung für Erdungsschalter der SammelschieneBB_ES

14.10.7.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für Sammelschienen-Erdungsschalter (BB_ES) wird füreinen Sammelschienen-Erdungsschalter an beliebigenSammelschienenkomponenten verwendet.

QC

en04000504.vsd

IEC04000504 V1 DE

Abb. 270: Siehe Abbildung . Schaltfeldanordnung BB_ES

Nachfolgend werden die Signale von den anderen Feldern erläutert, die mit demModul BB_ES verbunden sind.



14.10.7.2 Signale in einer Anordnung mit Einfachleistungsschalter

Der Sammelschienenerdungsschalter darf nur auslösen, wenn alle Trenner desSammelschienenabschnitts offen sind.

Sektion 1 Sektion 2


AB_TRAFO ABC_LINEBB_ES

ABC_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1

(WA7)C C

B2

A2


BB_ESABC_BC

IEC04000505 V1 DE



Signal BB_DC_OP Alle Trenner in diesem Sammelschienenabschnitt sind offen.

VP_BB_DC Der Schaltstatus aller Trenner an diesem Teil der Sammelschiene ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von irgendeinem Feld, das die obigen Informationen enthält.



QB2OPTR QB2 ist offen (AB_TRAFO, ABC_LINE)

QB220OTR QB2 und QB20 sind offen (ABC_BC)




VQB220TR Der Schaltstatus von QB2und QB20 ist gültig.

VPQB7TR Der Schaltstatus von QB7 ist gültig.

EXDU_BB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrenners (A1A2_DC) werdenebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC und B1B2_DC.






Wenn kein Sammelschienen-Längstrenner vorhanden ist, werden die SignaleDCOPTR, VPDCTR und EXDU_DC auf 1 (TRUE) gesetzt.

Wenn die Sammelschiene durch Sammelschienen-Leistungsschalter unterteilt ist,müssen die Signale von der Sammelschienenkupplung (A1A2_BS) und nicht vomSammelschienen-Längstrenner (A1A2_DC) verwendet werden. Für B1B2_BSwerden die entsprechenden Signale von Sammelschiene B verwendet. DerselbeModultyp (A1A2_BS) wird für unterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. fürbeide Sammelschienen-Leistungsschalter A1A2_BS und B1B2_BS.





EXDU_BS Kein Übertragungsfehler von dem BS-Feld (Sammelschienen-Kuppelfeld) mit denobigen Informationen.

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts A1 sind für einenSammelschienen-Erdungsschalter gültig:

QB1OPTR (bay 1/sect.A1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000506.vsd


. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000506 V1 DE

Abb. 272: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A1 an einenSammelschienen-Erdungsschalter im gleichen Abschnitt



Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts A2 sind für einenSammelschienen-Erdungsschalter gültig:

QB1OPTR (bay 1/sect.A2) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000507.vsd


. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (A1/A2)


EXDU_DC (A1/A2)

IEC04000507 V1 DE

Abb. 273: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt A2 an einenSammelschienen-Erdungsschalter im gleichen Abschnitt

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts B1 sind für einenSammelschienenerdungsschalter gültig:

QB2OPTR(QB220OTR)(bay 1/sect.B1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000508.vsd


. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000508 V1 DE

Abb. 274: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B1 an einenSammelschienenerdungsschalter im selben Abschnitt

Folgende Bedingungen des Sammelschienenabschnitts B2 sind für einenSammelschienenerdungsschalter gültig:



QB2OPTR(QB220OTR) (bay 1/sect.B2) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000509.vsd

QB2OPTR(QB220OTR) (bay n/sect.B2)

. . .

. . .

. . .




. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

&

&

&

DCOPTR (B1/B2)


EXDU_DC (B1/B2)

IEC04000509 V1 DE

Abb. 275: Signale von beliebigen Feldern in Abschnitt B2 an einenSammelschienenerdungsschalter im selben Abschnitt

Bei einem Sammelschienen-Erdungsschalter an der Überbrückungs-SammelschieneC sind die folgenden Bedingungen zulässig:

QB7OPTR (bay 1) BB_DC_OP

VP_BB_DC

EXDU_BB

en04000510.vsd

&

&

&

QB7OPTR (bay n)

. . .

. . .

. . .

VPQB7TR (bay 1)

VPQB7TR (bay n)

EXDU_BB (bay 1)

EXDU_BB (bay n)

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

. . .

IEC04000510 V1 DE

Abb. 276: Signale von der Überbrückungs-Sammelschiene zumSammelschienen-Erdungsschalter

14.10.7.3 Signale in der Zweifachleistungsschalter-Anordnung




Sektion 1 Sektion 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

DB_BUS

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


DB_BUS

IEC04000511 V1 DE



Signal BB_DC_OP Alle Trenner dieses Sammelschienenabschnitts sind offen.

VP_BB_DC Der Schalterzustand aller Trenner in diesem Teil der Sammelschiene sind gültig.


Diese Signale von jedem Zweifachleistungsschalter-Feld (DB_BUS) werdenbenötigt:





EXDU_DB Kein Übertragungsfehler von dem Feld, das die obigen Informationen enthält.

Diese Signale jedes Felds des Sammelschienen-Längstrenners (A1A2_DC) werdenebenfalls benötigt. Für B1B2_DC werden die entsprechenden Signale vonSammelschiene B verwendet. Derselbe Modultyp (A1A2_DC) wird fürunterschiedliche Sammelschienen verwendet, d.h. für beide Sammelschienen-Längstrenner A1A2_DC und B1B2_DC.




Die Logik entspricht der Konfiguration mit dem Zweifach-Trenner, die unter "Signalein Anordnung mit einem Leistungsschalter" beschrieben ist.



14.10.7.4 Signale in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung


Sektion 1 Sektion 2

A1A2_DC(BS)B1B2_DC(BS) BB_ESBB_ES

BH_LINE

(WA1)A1

(WA2)B1 B2

A2


BH_LINE

IEC04000512 V1 DE


Die projektspezifische Logik ist identisch mit der Logik für die Doppel-Leistungsschalteranordnung, wie beschrieben in Abschnitt "Signale in einerAnordnung mit nur einem Leistungsschalter".

Signal BB_DC_OP Alle Trenner in diesem Sammelschienenabschnitt sind offen.

VP_BB_DC Der Schalterstatus aller Trenner in diesem Abschnitt der Sammelschiene ist zulässig.


14.10.8 Verriegelung für Zweifachleistungsschalterfeld DB

14.10.8.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktionen für eine Doppelsammelschienenanordnung mitZweifachleistungsschaltern einschließlich DB_BUS_A, DB_BUS_B und DB_LINEwird für eine Leitung verwendet, die mit einer Zweifachsammelschienenanordnungverbunden ist. Siehe Abbildung 279.



WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB61

QB9

QB2QC4

QA2

QC5

QC3

QB62

DB_BUS_B

DB_LINE

DB_BUS_A

en04000518.vsdIEC04000518 V1 DE

Abb. 279: Schaltanlagenanordnung für Zweifachleistungsschalter

Es sind drei Typen von Verriegelungsmodulen pro Zweifachleistungsschalterfelddefiniert. DB_BUS_A verarbeitet den Leistungsschalter QA1, der mit derSammelschiene WA1 und den Trennern und Erdungsschaltern dieses Abschnittesverbunden ist. DB_BUS_B verarbeitet den Leistungsschalter QA2, der mit derSammelschiene WA2 und den Trennern und Erdungsschaltern dieses Abschnittesverbunden ist.

Bei einem Zweifachleistungsschalterfeld müssen die Module DB_BUS_A,DB_LINE und DB_BUS_B verwendet werden.


Bei Anwendungen ohne QB9 und QC9 werden einfach die entsprechenden Eingängeauf "offen" gesetzt und die Ausgänge nicht beachtet. Im Funktionsblockdiagrammgilt für 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Wenn in diesem Fall die Überwachung der Leitungsspannung hinzukommt, wirdnicht QB9 auf "offen" gesetzt, sondern der Status der Spannungsüberwachungangegeben:



• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Wenn keine Spannungsüberwachung erfolgt, sind die entsprechenden Eingänge wiefolgt zu setzen:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

14.10.9 Verriegelung für 1 1/2-Leistungsschalter BH

14.10.9.1 Anwendung

Die Verriegelungsfunktion für Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnungen(BH_CONN, BH_LINE_A, BH_LINE_B) werden für Leitungen verwendet, die aneine Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung angeschlossen ist. Siehe Abbildung280.

WA1 (A)

WA2 (B)

QB1QC1

QA1

QC2

QC9

QB6

QB9

QB2QC1

QA1

QC2

QC3

QB6

QC3

QB62QB61 QA1

QC1 QC2QC9

QB9

BH_LINE_A BH_LINE_B

BH_CONNen04000513.vsd

IEC04000513 V1 DE

Abb. 280: Schaltanlagenanordnung für Eineinhalb-Leistungsschalter

Es sind drei Typen von Verriegelungsmodulen pro Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung definiert. BH_LINE_A und BH_LINE_B sind die Verbindungen von



einer Leitung zu einer Sammelschiene. BH_CONN ist die Verbindung zwischen denbeiden Leitungen einer Anordnung in der Eineinhalb-Leistungsschalter-Schaltfeldanordnung.

Bei einer Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung müssen die ModuleBH_LINE_A, BH_CONN und BH_LINE_B verwendet werden.


Bei Anwendungen ohne QB9 und QC9 werden einfach die entsprechenden Eingängeauf "offen" gesetzt und die Ausgänge nicht beachtet. Im Funktionsblockdiagrammgilt für 0 und 1: 0=FALSCH und 1=WAHR:

• QB9_OP = 1• QB9_CL = 0

• QC9_OP = 1• QC9_CL = 0

Wenn in diesem Fall die Überwachung der Leitungsspannung hinzukommt, wirdnicht QB9 auf "offen" gesetzt, sondern der Status der Spannungsüberwachungangegeben:

• QB9_OP = VOLT_OFF• QB9_CL = VOLT_ON

Wenn keine Spannungsüberwachung erfolgt, sind die entsprechenden Eingänge wiefolgt zu setzen:

• VOLT_OFF = 1• VOLT_ON = 0

14.10.10 Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV

Tabelle 52: GOOSEINTLKRCV "Non Group" Einstellungen (basis)

Name Anzeigenbereich Einheit Stufe Standard BeschreibungOperation Aus

Ein- - Aus Funktion EIN/AUS



Abschnitt 15 Logik

15.1 Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger AusgangSMPPTRC




Auslöselogik, gemeinsamer dreipoligerAusgang

SMPPTRC

I->O

SYMBOL-K V1 DE

94

15.1.2 Anwendung

Alle Auslösesignale der verschiedenen Schutzfunktionen müssen durch dieAuslöselogik geführt werden. Bei der einfachsten Alternative verknüpft die Logiklediglich das Auslösesignal TRIP und stellt sicher, dass es lange genug andauert.

Die Auslöselogik SMPPTRC bietet drei verschiedene Auslösemodi:

• Dreipolige Auslösung bei allen Fehlertypen (dreipoliger Auslösemodus)• Einpolige Auslösung bei einpoligen Fehlern und dreipoligen Auslösung bei

mehrpoligen Fehlern und Folgefehlern (1-poliger/3-poliger Auslösemodus). DieLogik gibt außerdem einen dreipoligen Auslösebefehl aus, wenn dieLeiterauswahl innerhalb der auslösenden Schutzfunktionen nicht möglich istoder wenn äußere Bedingungen eine dreipoligeAuslösung erfordern.

• Zweipolige Auslösung bei zweipoligen Fehlern

Die dreipolige Auslösung bei allen Fehlern bietet eine einfache Lösung und ist beivermaschten und regionalen Übertragungsnetzen häufig ausreichend. Da die meistenFehler, insbesondere bei Hochspannungsnetzen, einpolige Erdfehler sind, kann dieeinpolige Auslösung sehr nützlich sein. Wenn nur der fehlerhafte Leiter ausgelöstwird, kann der Strom während der Pausenzeit vor dem Wiedereinschalten weiter überdie betroffene Leitung übertragen werden. Die einpolige Auslösung bei einpoligenFehlern muss mit einer einpoligen Wiedereinschaltung kombiniert werden.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 15Logik


Um den verschiedenen Doppel-, Anderthalb- und anderenLeistungsschalteranordnungen mit mehreren Leistungsschaltern gerecht zu werden,können im Gerät zwei identische SMPPTRC-Funktionsblöcke bereitgestellt werden.

Pro Leistungsschalter ist ein SMPPTRC-Funktionsblock vorzusehen, sofern dieLeitung über mehr als einen Leistungsschalter mit der Schaltanlage verbunden ist.Angenommen, das Auslösen und Wiedereinschalten der Leitung erfolgt einpolig:Dann sind beide Leistungsschalter normalerweise darauf eingestellt, 1/3-poligauszulösen und 1/3-phasig wieder einzuschalten. Alternativ kann der als Masterausgewählte Leistungsschalter über eine einpolige Auslösung verfügen, während derSlave-Leistungsschalter drei auslöst und wieder einschaltet. Im Falle einerpermanenten Störung braucht nur einer der Leistungsschalter auszulösen, wenn diefehlerhafte Leitung ein zweites Mal unter Spannung gesetzt wird. Im Falle einestransienten Fehlers führt der Slave-Leistungsschalter eine dreipoligeWiedereinschaltung der nicht fehlerhaften Leitung durch.

Die gleiche Philosophie ist auf die zweipolige Auslösung und Wiedereinschaltunganwendbar.

Um das Schließen eines Leistungsschalters nach einer Auslösung zu verhindern, kanndas Schließen blockiert werden.

Die beiden Instanzen der SMPPTRC-Funktion sind mit Ausnahme der Bezeichnungdes Funktionsblocks (SMPPTRC1 und SMPPTRC2) identisch. Die folgendeBeschreibung bezieht sich daher zwar nur auf SMPPTRC1, gilt aber genauso fürSMPPTRC2.

15.1.2.1 Dreipolige Auslösung

Bei einer einfachen Anwendung der dreipoligen Auslösung aus dem Logikblock wirdein Teil des Funktionsblocks genutzt. Verbinden Sie die Eingänge von denSchutzfunktionsblöcken mit dem Eingang TRIN. Sofern erforderlich (istnormalerweise der Fall) verwenden Sie einen logischen ODER (OR)-Glied, um dieverschiedenen Funktionsausgänge mit diesem Eingang zu verbinden. Verbinden Sieden Ausgang TRIP mit den digitalen Ausgängen der IO-Karte.

Dieses Signal kann intern im Gerät auch für andere Zwecke genutzt werden. EinBeispiel wäre das Starten des Leistungsschalterversagerschutzes. Die drei AusgängeTRL1, TRL2, TRL3 werden immer bei jedem Auslösen aktiviert und können beiindividuellen Auslöseausgängen genutzt werden, wenn einpolige Geräte amLeistungsschalter vorhanden sind. Dies gilt auch dann, wenn ein dreipoligesAuslöseschema ausgewählt ist.

Stellen Sie den Funktionsblock auf Program = 3Ph und die erforderliche Länge desAuslöseimpulses z.B. auf tTripMin = 150ms.

Für besondere Anwendungen, wie z.B. eine Sperre, beachten Sie den nachfolgendengetrennten Abschnitt. Eine typische Verbindung ist unten in Abbildung 281dargestellt. Nicht verwendete Signale sind grau dargestellt.

Abschnitt 15 1MRK 502 051-UDE -Logik


BLOCK

BLKLKOUT

TRIN

TRINL1

TRINL2

TRINL3

PSL1

PSL2

PSL3

1PTRZ

1PTREF

P3PTR

SETLKOUT

RSTLKOUT

SMPPTRC

TRIP

TRL1

TRL2

TRL3

TR1P

TR2P

TR3P

CLLKOUT

³1

Impedanzschutzzone 1 TRIP

EF4PTOC TRIP

en05000544.vsd



IEC05000544 V2 DE

Abb. 281: Die Auslöselogik SMPPTRC wird für eine einfache dreipoligeAuslöseanwendung verwendet

15.1.2.2 Ein- und/oder dreipolige Auslösung

Die ein-/dreipolige Auslösung ermöglicht eine einpolige Auslösung für einpoligeFehler und dreipolige Auslösung für Fehler zwischen mehreren Leitern. DerBetriebsmodus wird immer zusammen mit einem einpoligen automatischenWiedereinschaltungsschema verwendet.

Die einpolige Auslösung kann verschiedene Optionen und die Verwendungverschiedener Eingänge im Funktionsblock beinhalten.

Die Eingänge 1PTRZ und 1PTREF werden verwendet für einpolige Auslösung fürDistanzschutz und Erdfehlerrichtungsschutz, je nach Erfordernissen.

Die Eingänge sind kombiniert mit der Leiterauswahllogik und die Startsignale von derLeiterwahl müssen verbunden sein mit den Eingängen PSL1, PSL2 und PSL3, um dieAuslösung der jeweiligen einpoligen Auslöseausgänge TRL1, TRL2 und TRL3 zuerreichen. Der Ausgang TRIP ist eine generelle Auslösung und wird unabhängigdavon aktiviert, welcher Leiter involviert ist. Abhängig davon, welche Leiterinvolviert sind, werden auch die Ausgänge TR1P, TR2P und TR3P aktiviert.

Wenn einpolige Auslösungsschemen verwendet werden, dann folgt ein einpoligerautomatischer Wiedereinschaltungsversuch. In Fällen, in denen die automatischeWiedereinschaltung nicht bereit ist oder aus irgendeinem Grund nicht folgt, muss derEingang zur Vorbereitung einer dreipoligen Auslösung P3PTR aktiviert werden.Dieser ist normalerweise mit dem entsprechenden Ausgang der Synchrocheck-,Einschaltprüfungs- und Synchronisierungsfunktion SESRSYN verbunden. Er kannaber auch mit anderen Signalen verbunden sein, z. B. einem externen Logiksignal.Wenn zwei Leistungsschalter involviert sind, wird eine TR-Blockinstanz und eine



SESRSYN Instanz für jeden Leistungsschalter verwendet. Das stellt eineeinwandfreie Funktion und ein korrektes Verhalten jedes Leistungsschalters sicher.

Der Ausgang Trip 3 Phase TR3P muss mit dem entsprechenden Eingang inSESRSYN zum Schalten von SESRSYN auf dreipolige Wiedereinschaltungverbunden sein. Wenn dieses Signal nicht aktiviert ist, verwendet SESRSYN diePausenzeit der einpoligen Wiedereinschaltung.

Beachten Sie auch, dass, wenn ein zweiter Leitungsschutz dengleichen SESRSYN verwendet, das dreipolige Auslösesignal erzeugtwerden muss, z. B. unter Verwendung des Dreifach-Auslösungsrelais-Kontakts in Reihe und dadurch, dass diese parallelmit dem TR3P-Ausgang aus dem Auslösungsblock verbunden sind.

Die Auslöselogik hat auch die Eingänge TRINL1, TRINL2 und TRINL3, mit denenleiterselektierte Auslösesignale verbunden werden können. Beispiele könneneinzelne Leiter-Zwischenauslösungen von entfernten oder internen/externenleiterselektierten Auslösesignalen sein, die durch das Gerät geleitet werden, um z. B.SESRSYN, Leistungsschalter-Versagen usw. zu erreichen. AndereReservefunktionen werden mit dem Eingang TRIN wie oben beschrieben verbunden.Eine typische Verbindung für ein einpoliges Auslöseschema wird gezeigt inAbbildung 282.

BLOCK

BLKLKOUT

TRIN

TRINL1

TRINL2

TRINL3

PSL1

PSL2

PSL3

1PTRZ

1PTREF

P3PTR

SETLKOUT

RSTLKOUT

SMPPTRC

TRIP

TRL1

TRL2

TRL3

TR1P

TR2P

TR3P

CLLKOUT

TR3P

SMBRRECPREP3P

³1

TR3P

Leiterauswahl

PSL1

PSL2

PSL3

Distanzschutzzone 1 TRIP



Überstromschutz TRIP


IEC05000545 V3 DE

Abb. 282: Die Auslöselogik-Funktion SMPPTRC wird verwendet für einpoligeAuslöseanwendungen.



15.1.2.3 Ein-, zwei- oder dreipolige Auslösung

Der ein-/zwei-/dreipolige Auslösemodus sorgt für einpolige Auslösung beieinpoligen Fehlern, zweipolige Auslösung bei zweipoligen Fehlern und dreipoligeAuslösung bei Mehrleiterfehlern. Der Betriebsmodus wird immer zusammen miteinem automatischen Wiedereinschaltungsschema mit der Einstellung Program =1/2/3Ph oder Program = 1/3Ph verwendet.

Die Funktionalität ähnelt sehr dem oben beschriebenen einpoligen Schema. Jedochmuss SESRSYN zusätzlich zu den obigen Verbindungen für eine einpoligeAuslösung durch eine Verbindung des Auslöselogikausgangs TR2P mit dementsprechenden Eingang an SESRSYN darüber informiert werden, dass es sich umeine zweipolige Auslösung handelt.

15.1.2.4 Sperrung

Dieser Funktionsblock verfügt über die Option, eine Sperre zu initiieren. Die Sperrekann so eingestellt werden, dass nur der Ausgang zur EinschaltblockierungCLLKOUT aktiviert wird, oder dass der Ausgang zur Einschaltblockierung initiiertwird und zugleich das Auslösesignal aufrecht erhalten wird (verriegelte Auslösung).

Die Sperrung kann dann nach der Überprüfung des primären Fehlers manuell zurückgesetzt werden, indem der Eingangsreset Lock-Out RSTLKOUT aktiviert wird.

Wenn externe Bedingungen erforderlich sind, um die Sperre zu initiieren, aber nichtdie Auslösung, kann dies erreicht werden, indem der Eingang SETLKOUT aktiviertwird. Die Einstellung AutoLock = Aus bedeutet, dass die interne Auslösung dieSperrung nicht aktiviert, sodass nur durch die Initiierung des Eingangs SETLKOUTzu einer Sperre führt. Dies ist normalerweise bei Überlandleitungsschutz der Fall, wodie meisten Fehler transient sind. Eine fehlgeschlagene Wiedereinschaltung und einewiederholte Bereichsauslösung kann in solchen Fällen zur Einleitung der Sperrungdurch die Aktivierung des Eingangs SETLKOUT verbunden werden.

15.1.2.5 Blockieren des Funktionsblocks

Der Funktionsblock kann auf zwei Weisen blockiert werden: Sein Einsatz hängt vonder Anwendung ab. Das Blockieren kann intern mittels Logik oder durch denBediener über einen Kommunikationskanal ausgelöst werden. Die vollständigeBlockierung der Auslösefunktion erfolgt über die Aktivierung des Eingangs BLOCKund kann im Fall interner Fehler zur Blockierung des Ausgangs der Auslöselogikeingesetzt werden. Die Blockierung des Sperr-Ausgangs durch die Aktivierung desEingangs BLKLKOUT wird zur Steuerung der Sperrfunktion durch den Bedienereingesetzt.


Die Einstellwerte für die Auslöselogik SMPPTRC werden über die HMI oder imPCM600 gesetzt.



Die folgenden Auslöseparameter können gesetzt werden, um die Auslösung zuregulieren.

Operation: Bestimmt den Funktionsmodus. Aus schaltet die Auslöse aus. Die normaleAuswahl ist Ein.

Program: Dient der Einstellung des gewünschten Auslöseschemas. Normalerweisewird 3Ph oder 1/2Ph verwendet.

TripLockout: Setzt das Schema für Blockierung. Mit Aus wird nur der Sperrausgangaktiviert. Mit Ein wird der Sperrausgang aktiviert und gehalten. TRIP. Die normaleAuswahl ist Aus.

AutoLock: Setzt das Schema für Blockierung. Mit Aus wird nur die Sperrung durchden Eingang SETLKOUT aktiviert. Mit Ein wird auch die Aktivierung durch dieAuslösefunktion selbst erlaubt. Die normale Auswahl ist Aus.

tTripMin: Setzt die erforderliche Mindestdauer des Auslöseimpulses. Der Einstellungist so zu wählen, dass sichergestellt ist, dass der Leistungsschalter korrekt ausgelöstwird. Die normale Einstellung ist 0,150 s.

tWaitForPHS: Dient der Einstellung einer Zeitspanne, innerhalb der nach derAktivierung eines der Eingänge 1PTRZ oder 1PTREF eine Leiterauswahl erfolgt seinmuss, damit es zu einer einphasigen Auslösung kommt. Wenn innerhalb dieserZeitspanne keine Leiterauswahl getroffen werden kann, erfolgt eine dreipoligeAuslösung.

15.2 Auslösematrixlogik TMAGAPC




Auslösematrixlogik TMAGAPC - -

15.2.2 Anwendung

Die Auslösematrix-Logikfunktion TMAGAPC wird verwendet, um Auslösesignaleund andere logische Ausgangssignale an verschiedene Ausgangskontakte am Gerätweiterzuleiten.

Die Auslösematrix-Logikfunktion besitzt 3 Ausgangssignale und diese Ausgängekönnen entsprechend den spezifischen Anwendungsanforderungen auf Impulsbestimmter Dauer oder auf Dauersignal eingestellt und mit den physischenAuslöseausgängen verbunden werden.




Operation: Operation der Funktion Ein/Aus.

PulseTime: Definiert die Impulszeit wenn im Modus Pulsed. Wird die Impulszeit-Verzögerungfür eine direkte Auslösung des/der Leistungsschalter verwendet, solltesie auf etwa 0,150 Sekunden eingestellt werden, um eine ausreichende Mindestdauerdes Auslöseimpulses an die Leistungsschalter-Auslösespulen zu erhalten.

OnDelay: Verhindert, dass für Störsignale Ausgangssignale gesendet werden. Wirdnormalerweise auf 0 oder niedriger eingestellt.

OffDelay: Definiert eine Verzögerung des Rücksetzens der Ausgänge, nachdem dieAktivierungsbedingungen nicht mehr erfüllt werden. Wird nur im Modus Steadyverwendet. Wird die Rücksetzzeit für eine direkte Auslösung des/derLeistungsschalter verwendet, sollte sie auf mindestens 0,150 Sekunden eingestelltwerden, um eine befriedigende Mindestdauer des Auslöseimpulses an dieLeistungsschalter-Auslösespulen zu erhalten.

ModeOutputx: Definiert, ob das Ausgangssignal OUTPUTx (wobei x=1-3) auf Steadyoder Pulsed gesetzt ist.

15.3 Logik für Gruppenalarm ALMCALH




Logik für Gruppenalarm ALMCALH - -

15.3.2 Anwendung

Die Gruppenalarm-Logikfunktion ALMCALH wird verwendet, um die Alarmsignalean verschiedene LEDs und/oder Ausgangskontakte zu übertragen.

Das Ausgangssignal ALMCALH und die physischen Ausgänge gestatten demBenutzer, die Signale entsprechend den spezifischen Bedürfnissen der Anwendung andie physischen Auslöseausgänge anzupassen.


Operation: Ein oder Aus



15.4 Logik für Gruppenalarm WRNCALH




Logik für Gruppenwarnung WRNCALH - -

15.4.1.1 Anwendung

Die Gruppenwarn-Logikfunktion WRNCALH wird verwendet, um die Warnsignalean verschiedene LEDs und/oder Ausgangskontakte zu übertragen.

Das WRNCALH-Ausgangssignal WARNING und die physischen Ausgängegestatten dem Benutzer, die Warnsignale entsprechend den spezifischenBedürfnissen der Anwendung an die physischen Auslöseausgänge anzupassen.

15.4.1.2 Einstellrichtlinien

FunktionEin oder Aus

15.5 Logik für Gruppenanzeige INDCALH




Logik für Gruppenanzeige INDCALH - -

15.5.1.1 Anwendung

Die Gruppenanzeige-Logikfunktion INDCALH wird verwendet, um dieAnzeigesignale an verschiedene LEDs und/oder Ausgangskontakte zu übertragen.

Das INDCALH-Ausgangssignal IND und die physischen Ausgänge gestatten demBenutzer, die Anzeigesignale entsprechend den spezifischen Bedürfnissen derAnwendung an die physischen Ausgänge anzupassen.


Operation: Ein oder Aus



15.6 Konfigurierbare Logikblöcke

15.6.1 Anwendung

Ein Satz Standard-Logikblöcke, z. B. UND, ODER, etc. und ZEITGEBER stehen zurVerfügung, um die IED-Konfiguration den anwendungseigenen Anforderungenanzupassen.

Es liegen keine Einstellungen sowohl für UND GATTER, ODER GATTER, NICHToder XOR GATTER.

Bei normalen Ein-/Aus-Verzögerungen und Impulszeitgebern werden dieVerzögerungen und Impulslängen über die HMI oder das PST Tool eingegeben.

Beide ZEITGEBER im selben Logikblock (der eine mit Verzögerung beimAnsprechen und der andere mit Verzögerung beim Abfall) verfügen über die gleichenEinstellwerte.

Die Einstellparameter können für steuerbare GATTER, einstellbare ZEITGEBERund SETZ-RÜCKSETZ-Flipflops mit Speicher über die HMI oder das PST Toolgesetzt werden.


Die Logik wird mit dem ACT-Konfigurationstool in PCM600 konfiguriert.

Der Ablauf der Funktionen, wie im konfigurierbaren Logikblock definiert, erfolgtentsprechend einer festen Sequenz mit verschiedenen Zykluszeiten.

Für jede Zykluszeit ist im Funktionsblock eine Ausführungsnummer festgelegt. Diesewird beim Einsatz des ACT Konfigurationstools unter der Bezeichnung desFunktionsblocks und der Zykluszeit angezeigt, siehe Beispiel unten.


IEC09000695 V2 DE

Abb. 283: Beispielbezeichnung, Ausführungsnummer und Zykluszeit derLogikfunktion



Die Ausführung verschiedener Funktionsblöcke im gleichen Zyklus wird durch dieOrdnung der Ausführungsnummern festgelegt. Bei der Verknüpfung zweier odermehrerer logischer Funktionen zu Serien ist dies immer zu beachten.

Bei der Verknüpfung von Funktionsblöcken mit einer schnellenZykluszeit und Funktionsblöcken mit einer langsamen Zykluszeitimmer Vorsicht walten lassen.Die logischen Kreise immer sorgfältig aufbauen und immer dieAusführungssequenzen der verschiedenen Funktionen überprüfen. Inanderen Fällen muss eine zusätzliche Zeitverzögerung in dielogischen Schemata integriert werden, um Fehler zu vermeiden, z. B.konkurrierende Funktionen.

15.7 Funktionsblock für konstante Signale FXDSIGN




Feste Signale FXDSIGN - -

15.7.2 Anwendung

Die Festsignalfunktion FXDSIGN erzeugt verschiedene vordefinierte (feste) Signale,die zur Geräte-Konfiguration genutzt werden können, um an ungenutzten Eingängenanderer Funktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zu erzwingen oder um einebestimmte Logik zu erzeugen. Boolesch, Ganzzahl, Gleitkomma,Zeichenfolgentypen von Signalen sind verfügbar.

Zum Beispiel für die Verwendung des GRP_OFF Signals in FXDSIGNDie Funktion Erdfehler-Differentialschutz REFPDIF kann für Spartransformatorenund Standardtransformatoren verwendet werden.

Bei der Verwendung für Spartransformatoren müssen der Funktion Informationenvon beiden Wicklungsteilen und der Sternpunktstrom zur Verfügung stehen. Dasheißt, dass drei Eingänge benötigt werden.



I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF


IEC09000619 V3 DE

Abb. 284: Eingänge der Funktion REFPDIF für den Einsatz beiSpartransformatoren

Für Standardtransformatoren stehen nur eine Wicklung und der Sternpunkt zurVerfügung. Das heißt, dass nur zwei Eingänge verwendet werden. Da alleGruppenverbindungen zwingend verbunden werden müssen, muss der dritte Eingangmit dem GRP_OFF Signal im FXDSIGN Funktionsblock verbunden werden.

I3PW1CT1I3PW2CT1 I3P

REFPDIF

GRP_OFFFXDSIGN


IEC09000620 V3 DE

Abb. 285: Eingänge der Funktion REFPDIF für den Einsatz beiStandardtransformatoren

15.8 Umwandlung von Boolescher 16 zu Ganzzahl B16I




Umwandlung von Boolesche 16 zu Inte‐ger

B16I - -

15.8.2 Anwendung

Der Funktionsblock B16I wird benutzt, um eine Reihe von 16 binären (logischen)Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln. Er kann z. B. dazu verwendet werden,



logische Ausgangssignale einer Funktion (wie etwa des Distanzschutzes) mitGanzzahl-Eingängen einer anderen Funktion (wie etwa desLeitungsdifferentialschutzes) zu verknüpfen. Der Funktionsblock B16I umfasst keineAbbildung der logischen Knoten.

Der Umwandlungsblock von Boolesche 16 zu Ganzzahl (B1l) wandelt eineKombination von bis zu 16 binären Eingängen INx, wobei 1≤x≤16, in eine Ganzzahlum. Jedes INx repräsentiert einen Wert nach der nachfolgenden Tabelle von 0 bis32768. Dies folgt der allgemeinen Formel: INx = 2x-1 wobei 1≤x≤16. Die Summe alldieser Werte des aktivierten INx ist am Ausgang OUT verfügbar, als Summe derWerte aller Eingänge INx, die aktiviert sind. OUT ist eine Ganzzahl. Wenn alle INx,wobei 1≤x≤16, aktiviert sind, d.h. Boolesch 1, entspricht es dem ganzzahligen Wert65535, der am Ausgang OUT verfügbar ist. Die Funktion B16I ist dafür angelegt,lokal bis zu 16 Boolesche Eingaben zu empfangen. Wenn der BLOCK-Eingangaktiviert ist, friert er den Ausgang bei dem letzten Wert ein.

Werte von jedem der verschiedenen OUTx aus dem Funktionsblock B16l für B16I

Die Summe des Wertes an jedem INx entspricht der Ganzzahl, die am Ausgang OUTam Funktionsblock B16l gültig ist.

Name des Ein‐gangs

Typ Standardwert Beschreibung Wert wenn akti‐viert

Wert wenndeaktiviert

IN1 BOOLEAN 0 Eingang 1 1 0
















Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle INx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, d.h. =1, ist 65535. 65535 ist der höchste Boolesche Wert, dervom Funktionsblock B16I in eine Ganzzahl umgewandelt werden kann.



15.9 BTIGAPC - Umwandlung von Boolesche 16 zuGanzzahl mit Darstellung logischer Knoten




Umwandlung von Boolesch 16 in Ganz‐zahl mit Darstellung logischer Knoten

BTIGAPC - -

15.9.2 Anwendung

Die Funktion zur Umwandlung der Booleschen 16 in eine Ganzzahl mit Darstellungeines logischen Knotens BTIGAPC wird benutzt, um eine Reihe von16 binären(logischen) Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln. BTIGAPC kann eine Ganzzahlvon einem Stationscomputer empfangen – zum Beispiel über IEC 61850. DieseFunktionen sind sehr hilfreich, wenn Sie logische Befehle (für Wahlschalter oderSpannungsregelungen) durch Eingabe einer Ganzzahl erzeugen möchte. BTIGAPCumfasst eine Darstellung der logischen Knoten gemäß IEC 61850.

Der Umwandlungsblock von Boolesche 16 zu Ganzzahl (BTIGAPC) wandelt eineKombination von bis zu 16 binären Eingängen INx, wobei 1≤x≤16, in eine Ganzzahlum. Jedes INx repräsentiert einen Wert nach der nachfolgenden Tabelle von 0 bis32768. Dies folgt der generellen Formel: INx = 2x-1 wobei 1≤x≤16. Die Summe alldieser Werte des aktivierten INx ist am Ausgang OUT verfügbar, als Summe derWerte aller Eingänge INx, die aktiviert sind. OUT ist eine Ganzzahl. Wenn alle INx,wobei 1≤x≤16, aktiviert sind, d.h. Boolesch 1, entspricht es der Ganzzahl 65535, dieam Ausgang OUT verfügbar ist. Die Funktion BTIGAPC ist dafür angelegt, lokal biszu 16 Boolesche Eingaben zu empfangen. Wenn der BLOCK-Eingang aktiviert ist,friert er den Ausgang beim letzten Wert ein.

Werte von jedem der verschiedenen OUTx aus dem Funktionsblock BTIGAPC für1≤x≤16.

Die Summe des Wertes an jedem INx entspricht der Ganzzahl, der am Ausgang OUTam Funktionsblock BTIGAPC gültig ist.


























Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle INx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, d.h. =1, ist 65535. 65535 ist der höchste Boolesche Wert, dervom Funktionsblock BTIGAPC in eine Ganzzahl umgewandelt werden kann.

15.10 Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 (IB16)




Umwandlung von Integer zu Boolescher16

IB16 - -

15.10.2 Anwendung

Der Funktionsblock zur Umwandlung eine Ganzzahl in Boolesche IB16 wird benutzt,um eine Ganzzahl in eine Reihe von 16 binären (logischen) Signalen umzuwandeln.Mit ihm können z. B. Ganzzahl-Ausgangssignale von einer Funktion mit den binären(logischen) Eingängen einer anderen Funktion verbunden werden. Die Funktion IB16umfasst keine Darstellung der logischen Knoten.

Der Umwandlungsblock von Boolesche 16 zu Ganzzahl (IB16) wandelt eineKombination von bis zu 16 binären Eingängen INx, wobei 1≤x≤16, in eine Ganzzahlum. Jedes INx repräsentiert einen Wert nach der nachfolgenden Tabelle von 0 bis32768. Dies folgt der generellen Formel: INx = 2x-1 wobei 1≤x≤16. Die Summe alldieser Werte des aktivierten INx ist am Ausgang OUT verfügbar, als Summe derWerte aller Eingänge INx, die aktiviert sind. OUT ist eine Ganzzahl. Wenn alle INx,wobei 1≤x≤16, aktiviert sind, d.h. Boolesch 1, entspricht es der Ganzzahl 65535, die



am Ausgang OUT verfügbar ist. Die Funktion IB16 ist dafür angelegt, lokal bis zu 16Boolesche Eingaben zu empfangen. Wenn der BLOCK-Eingang aktiviert ist, friert erden Ausgang beim letzten Wert ein.

Werte von jedem der verschiedenen OUTx aus dem Funktionsblock IB16 für 1≤x≤16.

Die Summe des Wertes an jedem INx entspricht der Ganzzahl, die am Ausgang OUTam Funktionsblock IB16 gültig ist.




















Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle INx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, d.h. =1, ist 65535. 65535 ist der höchste Boolesche Wert, dervom Funktionsblock IB16 in eine Ganzzahl umgewandelt werden kann.

15.11 Umwandlung von Ganzzahl zu Boolesche 16 mitDarstellung logischer Knoten ITBGAPC




Umwandlung von Integer zu Boolesch16 mit Darstellung logischer Knoten

ITBGAPC - -



15.11.2 Anwendung

Die Funktion zur Umwandlung einer Ganzzahl in Boolesche 16 mit Darstellunglogischer Knoten (ITBGAPC) wird benutzt, um eine Ganzzahl in eine Reihe von 16Booleschen (logischen) Signalen umzuwandeln. Die Funktion ITBGAPC kann eineGanzzahl von einem Stationscomputer empfangen – zum Beispiel über IEC 61850–8–1. Diese Funktion ist sehr hilfreich, wenn der Benutzer logische Befehle (fürWahlschalter oder Spannungsregelungen) durch Eingabe einer Ganzzahl erzeugenmöchte. ITBGAPC umfasst eine Darstellung der logischen Knoten gemäß IEC 61850.

Die Funktion zur Umwandlung einer Ganzzahl in Boolesche 16 (ITBGAPC) wandelteine Ganzzahl zwischen 0 und 65535, weitergegeben über IEC 61850 und verbundenmit dem Funktionsblock ITBGAPC, in eine Kombination der aktivierten AusgängeOUTx um, wobei 1≤x≤16.

Die Werte der verschiedenen OUTx entsprechen der Tabelle 53.

Wenn der BLOCK-Eingang aktiviert ist, friert er die logischen Ausgänge beim letztenWert ein.

Tabelle 53: Ausgangssignale

Name von OUTx Typ Beschreibung Wert wenn aktiviert Wert wenn deakti‐viert

OUT1 BOOLEAN Ausgang 1 1 0
















Die Summe der Zahlen in der Spalte „Value when activated“ wenn alle OUTx (wobei1≤x≤16) aktiviert sind, ist 65535. Dies ist die höchste Ganzzahl, die vomFunktionsblock ITBGAPC umgewandelt werden kann.



15.12 Impulsintegrator TIGAPC




Impulsintegrator TIGAPC

15.12.2 Anwendung

Die Impulsintegrator-Funktion TIGAPC ist für Anwendungen gedacht, bei dem eingepulstes Signal integriert werden muss. Beispielsweise die Impulse vomStartausgang bestimmter Funktionen, wie Rückleistung, Untererregung undPolschlupf. Einige Anwendungen erfordern unter Umständen die Integration desStartausgangs dieser Funktionen, um die Auslösung durchzuführen.


Die Impulsintegrator-Funktion bietet Einstellungen für die Zeitverzögerung für dasAuslösen und das Rücksetzen. Die Einstellung für die Zeitverzögerung für dasAuslösen wird für die Aktivierung des Ausgangs ausgewertet, und es gibt keinenAusgang, bis die Integration der Eingangsimpulse dieser Einstellung entspricht. DerAusgang wird deaktiviert, wenn das Eingangssignal deaktiviert ist und dieZeitverzögerung zum Rücksetzen abgelaufen ist.

15.13 Ablaufzeitintegrator mit Grenzwertüberschreitungund Überlaufüberwachung TEIGAPC



ANSI/IEEE C37.2 Gerätenum‐mer

Ablaufzeitintegrator TEIGAPC - -

15.13.2 Anwendung

Die Funktion TEIGAPC wird für benutzerdefinierte Logik verwendet und kann auchfür verschiedene interne Zwecke im Gerät eingesetzt werden. EinAnwendungsbeispiel ist die Integration abgelaufener Zeit während der Messung derSternpunktspannung oder des Summenstroms bei Erdfehlern.



Zeitgrenzwerte für Warnungen und Alarme werden bereitgestellt. Die Zeitgrenze fürdie Überlaufanzeige ist auf 999999,9 Sekunden festgelegt.


Die Einstellungen tAlarm und tWarning sind vom Benutzer einzustellendeGrenzwerte, festgelegt in Sekunden. Die erreichbare Auflösung der Einstellungensind abhängig von den Einstellungen der definierten Werte.

Eine Auflösung von 10 ms kann erreicht werden, wenn die Einstellungen im Bereich

1,00 Sekunde ≤ tAlarm ≤ 99 999,99 Sekunden festgelegt sind.

1,00 Sekunde ≤ tWarning ≤ 99 999,99 Sekunden festgelegt sind.

Wenn die Werte über diesem Bereich liegen, ist die Auslösung geringer.

99 999,99 Sekunden ≤ tAlarm ≤ 999 999,9 Sekunden

99 999,99 Sekunden ≤ tWarning ≤ 999 999,9 Sekunden

Beachten Sie, dass tAlarm und tWarning unabhängige Einstellungensind, das heißt, es wird nicht überprüft, ob tAlarm > tWarning.

Der Grenzwert für die Überlaufüberwachung ist auf 999999,9 Sekunden festgelegt.



Abschnitt 16 Überwachung

16.1 Messung




Messungen CVMMXN

P, Q, S, I, U, f

SYMBOL-RR V1 DE

-

Messung Leiterströme CMMXU

I

SYMBOL-SS V1 DE

-

Messung Leiter-Leiter-Spannungen VMMXU

U

SYMBOL-UU V1 DE

-

Messung symmetrische Komponenten‐ströme

CMSQI

I1, I2, I0

SYMBOL-VV V1 DE

-

Messung symmetrische Komponenten‐spannungen

VMSQI

U1, U2, U0

SYMBOL-TT V1 DE

-

Messung Leiter-Erde-Spannungen VNMMXU

U

SYMBOL-UU V1 DE

-

16.1.2 Anwendung

Die Messfunktionen werden für Messungen der Netzgrößen, Überwachungsaufgabenund Meldungen an das HMI (ein Überwachungstool im PCM600) oder auf dieStationsebene, z.B. via IEC 61850, verwendet. Die Möglichkeit der kontinuierlichenÜberwachung der Messwerte für Wirkleistung, Blindleistung, Ströme, Spannungen,

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 16Überwachung


Frequenz, Leistungsfaktoren usw. ist für die effiziente Erzeugung, Übertragung undVerteilung elektrischer Energie von größter Bedeutung. Sie bietet dem Netzbetreibereinen schnellen und einfachen Überblick über den augenblicklichen Status desNetzbetriebs. Außerdem kann mit ihr während der Tests und der Inbetriebnahme derSchutz- und Steuerungs-IEDs die korrekte Funktion und Verbindung derMesswandler (Stromwandler und Spannungswandler) überprüft werden. Imnormalen Betrieb kann durch regelmäßigen Vergleich der Messwerte im IED mitanderen unabhängigen Messeinrichtungen der korrekte Betrieb der analogenMesskette verifiziert werden. Schließlich kann sie zur Verifikation der korrektenAusrichtung bei richtungsabhängigen oder ferngesteuerten Überstrom-Schutzfunktionen eingesetzt werden.

Die verfügbaren Messwerte eines IED hängen von der tatsächlichenHardware (TRM) und der logischen Konfiguration in PCM600 ab.

Alle Messwerte können mit vier einstellbaren Schwellenwerten überwacht werden:untere Untergrenze, Untergrenze, Obergrenze und obere Obergrenze. EineNullpunktunterdrückung wird ebenfalls unterstützt, d. h. dass ein unterhalb eineseinstellbaren Schwellenwerts liegender Messwert zwangsweise auf null gesetzt wird,wodurch die Rauschauswirkungen in den Eingängen verringert werden.

Die Überwachung von Totzonen kann dazu verwendet werden, die Messwerte an dieStationsebene zu melden, wenn Änderungen eines Messwertes einen eingestelltenSchwellenwert überschreiten oder ein Zeitintegral aller Änderungen des Messwertesseit der letzten Aktualisierung den Schwellenwert überschreitet. Messwerte könnenauch in regelmäßigen Zeitabständen gemeldet werden.

Hauptmenü/Messungen/Überwachung/Messwerte/CVMMXN

Mit der Messfunktion CVMMXN stehen die folgenden Netzgrößen zur Verfügung:

• P, Q und S: dreiphasige Wirk-, Blind- und Scheinleistung• PF: Leistungsfaktor• U: Leiter-Leiter-Spannung • I: Leiterstrom • F: Frequenz

,Mit den Messfunktionen CMMXU, VMMXU und VNMMXU stehen die folgendenphysikalischen Messgrößen zur Verfügung:

• I: Leiterströme (Amplitude und Winkel) (CMMXU)• U: Spannungen (Leiter-Erde- und Leiter-Leiter, Amplitude und Winkel)

(VMMXU, VNMMXU)

Die Funktion CVMMXN berechnet die Drehstromsystemwerte, indemGrundfrequenzzeiger (DFT-Werte) des gemessenen Stroms bzw. derSpannungssignale verwendet werden. Die Leistungsgrößen sind je nach Einstellung

Abschnitt 16 1MRK 502 051-UDE -Überwachung


entweder als sofort berechnete Größen oder die Durchschnittswerte über eineZeitspanne hinweg verfügbar.

Es ist möglich, die genannten Messfunktionen zu kalibrieren, um die Darstellung zuverfeinern. Dies wird durch die Kompensation von Winkel und Amplitude bei 5, 30und 100 % des Bemessungsstroms und bei 100 % der Bemessungsspannung erreicht.

Die Verfügbarkeit der Netzgrößen hängt von der tatsächlichenHardware (TRM) und der logischen Konfiguration in PCM 600 ab.

Über die Messfunktionen CMSQI und VMSQI stehen die symmetrischenKomponenten zur Verfügung:

• I: Komponentenströme (Mit-, Null-, Gegensystem, Amplitude und Winkel)• U: Komponentenspannungen (Mit-, Null-, Gegensystem, Amplitude und

Winkel).

16.1.3 Nullpunktunterdrückung

Die Messfunktionen, CVMMXN, CMMXU, VMMXU und VNMMXU habenbezüglich der Einstellungen und Parameter keinerlei Beziehung.

Nullpunktunterdrückungen werden für jedes Signal vollständig getrennt und für jedeFunktion von ZeroDb gehandhabt. Beispielsweise wird die Nullpunktunterdrückungvon U12 durch UL12ZeroDb in VMMXU, und die Nullpunktunterdrückung von I1durch IL1ZeroDb in CMMXU usw. gehandhabt.

Funktionsbeispiel von CVMMXN:

Die folgenden Ausgänge können in der lokalen HMI unter Überwachung/Servicewerte/SRV1 beobachtet werden

S Dreiphasen-Scheinleistung

p Dreiphasen-Wirkleistung

Q Dreiphasen-Blindleistung

PF Leistungsfaktor

ILAG I eilt U nach

ILEAD I eilt U vor

U Durchschnittliche Systemspannung, gemäß ausgewähltem Modus berechnet

I Durchschnittlicher Systemstrom, gemäß ausgewähltem Modus berechnet

F Frequenz

Die Einstellungen dieser Funktion befinden sich unter Einstellungen/AllgemeineEinstellung/Überwachung/Servicewerte/SRV1

Es ist sichtbar:



• wenn die Netzspannung unter UGenZeroDB sinkt, der Anzeigewert für S, P, Q,PF, ILAG, ILEAD, U und F an der lokalen HMI zwangsweise Null wird

• wenn der Strom im Netz unter IGenZeroDB sinkt, der Anzeigewert für S, P, Q,PF, ILAG, ILEAD, U und F an der lokalen HMI zwangsweise Null wird

• wenn der Wert eines einzigen Signals unter die eingestellte Totzone diesesspeziellen Signals fällt, der an der lokalen HMI angezeigte Wert zwangsweiseNull wird. Wenn beispielsweise der scheinbare Dreileiterstrom unter SZeroDbfällt, wird der Wert für S auf der lokalen HMI zwangsweise Null.


Die verfügbaren Einstellparameter der Messfunktion CVMMXN, CMMXU,VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU hängen von der tatsächlichen Hardware(TRM) und der Logik-Konfiguration in PCM600 ab.

Die Parameter der Messfunktionen CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU werden über die HMI oder PCM600 eingestellt.


Operation: Aus/Ein Jede Funktionsinstanz (CVMMXN, CMMXU, VMMXU,CMSQI, VMSQI, VNMMXU) kann in Betrieb (Ein) oder außer Betrieb (Aus)genommen werden.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für die Messfunktion (CVMMXN)vorgenommen werden.

PowAmpFact: Amplitudenfaktor zur Skalierung der Leistungsberechnungen.

PowAngComp: Winkelkompensation für Phasenverschiebung zwischengemessenem I & U.

Mode: Wahl der Messgrößen für Strom und Spannung. Die überwachten dreiphasigenWerte können in Abhängigkeit der verfügbaren am IED angeschlossenen VT-Eingänge auf neun unterschiedliche Weisen berechnet werden. SieheEinstellungstabelle der Gruppenparameter.

k: Koeffizient des Tiefpassfilters für Leistungsmessung, U und I.

UGenZeroDb: Mindestniveau der Spannung in % von UBase, die als Angabe derNullspannung verwendet werden (Nullunterdrückung). Liegt der Messwert unterUGenZeroDb, dann wird das berechnete S, P, Q und PF Null.

IGenZeroDb: Mindestniveau des Stroms in % von IBase, die als Angabe derNullstrom verwendet werden (Nullunterdrückung). Liegt der Messwert unterIGenZeroDb, dann wird das berechnete S, P, Q und PF Null.

UAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Spannungsmessungenbei Y% von Ur, mit Y gleich 5, 30 oder 100.



IAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Strommessungen bei Y% von Ir, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

IAngCompY: Winkelkompensation zur Kalibrierung der Winkelmessung bei Y % vonIr, wobei Y gleich 5, 30 oder 100 ist.

Die Parameter IBase, Ubase und SBase wurden statt als Parameter alsEinstellungen eingeführt. Das bedeutet, wenn einer derParameterwerte geändert wird, startet die Anwendung nicht neu. Dazur Aktivierung neuer Parameterwerte ein Neustart erforderlich ist,muss das Gerät in irgendeiner Weise neu gestartet werden. Dies kannentweder manuell erfolgen oder durch die gleichzeitige Änderunganderer Parameter.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für die Leiter-Leiter-Strommessung (CMMXU) vorgenommen werden.

IAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Strommessungen bei Y% von Ir, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

IAngCompY: Winkelkompensation zur Kalibrierung der Winkelmessung bei Y % vonIr, wobei Y gleich 5, 30 oder 100 ist.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für die Leiter-Leiter-Spannungsmessung (VMMXU) vorgenommen werden.

UAmpCompY: Amplitudenkompensation zur Kalibrierung der Spannungsmessungenbei Y% von Ur, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

UAngCompY: Winkelkompensation zur Kalibrierung der Winkelmessungen bei Y%von Ur, mit Y gleich 5, 30 oder 100.

Die folgenden allgemeinen Einstellungen können für alle überwachten Größeneinschließlich der Funktionen (CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI,VNMMXU) vorgenommen werden. X in den unten aufgeführtenEinstellungsbezeichnungen gleicht S, P, Q, PF, U, I, F, IL1-3, UL1-3UL12-31, I1, I2,3I0, U1, U2 oder 3U0.

Xmin: Mindestwert für Analogsignal X direkt in anwendbarer Messeinheiteinzustellen.

Xmax: Maximalwert für Analogsignal X.

XZeroDb: Nullpunktunterdrückung. Für einen Signalwert unter XZeroDb wird Nullerzwungen.

Die dazugehörigen Einstellungen der Nullpunktunterdrückung in Parametersatz N fürCVMMXN (UGenZeroDb und IGenZeroDb) beobachten. Liegt der Messwert unterUGenZeroDb und/oder IGenZeroDb, dann wird das berechnete S, P, Q und PF Nullund diese Einstellungen überbrücken XZeroDb.



XRepTyp: Meldeverfahren. Zyklisch (Cyclic), Amplitudentotzone (Totzone) oderIntegral-Totzone (Int. Totzone). Das Übertragungsintervall wird über den ParameterXDbRepInt geregelt.

XDbRepInt: Totzone Meldeeinstellung. Zyklische Meldung ist der Einstellwert unddas Übertragungsintervall erfolgt in Sekunden. Amplitudentotzone ist derEinstellwert in % des Messbereichs. Die Einstellung Integral-Totzone beschreibt denintegralen Bereich, d. h. der Messwert in % des Messbereichs, multipliziert mit derDauer zwischen zwei Messwerten.

XHiHiLim: Obere Obergrenze. In der anwendbaren Messeinheit eingestellt.

XHiLim: Obergrenze.

XLowLim: Untergrenze.

XLowLowLim: Untere Untergrenze.

XLimHyst: Hysteresewert in % des Messbereiches, gültig für alle Grenzwerte.

Alle Phasenwinkel werden bezogen auf einen definierten Referenzkanal dargestellt.Der Parameter PhaseAngleRef definiert die Referenz.

KalibrierkurvenEs ist möglich, die Funktionen (CVMMXN, CMMXU, VMMXU und VNMMXU) zukalibrieren, um verfeinerte Darstellungen der Ströme, Spannungen und Leistungen zuerhalten. Dies wird durch die Kompensation von Amplituden und Winkel bei 5, 30und 100 % von Bemessungsstrom und -spannung erreicht. Die Kompensationskurvehat die Charakteristik für Amplituden- und Winkelkompensation der Ströme, wie inAbbildung 286 (Beispiel) dargestellt. Der erste Leiter wird als Referenzkanalverwendet und mit der Kurve zur Berechnung der Faktoren verwendet. Die Faktorenwerden dann für alle verbundenen Kanäle eingesetzt.



100305

IAmpComp5

IAmpComp30

IAmpComp100

-10

-10

Amplituden-Kompensierung% von Ir

Gemessener Strom

% von Ir0-5%: Konstant5-30-100%: Linear>100%: Konstant

100305

IAngComp5IAngComp30

IAngComp100

-10

-10

Amplituden-Kompensierung

Grad

Gemessener Strom

% von Ir


IEC05000652 V2 DE

Abb. 286: Kalibrierkurven

16.1.4.1 Einstellungsbeispiele

Es stehen drei Einstellungsbeispiele in Verbindung mit der Messfunktion(CVMMXN) zur Verfügung:

• Messfunktion (CVMMXN), Anwendung für eine -Überlandleitung• Messfunktion (CVMMXN), Anwendung an der Sekundärseite eines

Transformators• Messfunktion (CVMMXN), Anwendung für einen Generator

Für jedes Beispiel stehen detaillierte Erläuterungen und endgültige Listen mit denausgewählten Einstellparametern zur Verfügung.

Die verfügbaren Messwerte eines IED hängen von der tatsächlichenHardware (TRM) und der logischen Konfiguration in PCM600 ab.

Messfunktionsanwendung für eine 110-kV-ÜberlandleitungDas Blindschaltbild zu dieser Anwendung finden Sie in Abbildung 287:



110kV-Sammelschiene

110kV OHL

P Q

600/1 A110 0,1/

3 3kV


IED

IEC09000039-1-EN V2 DE

Abb. 287: Blindschaltbild für Anwendung mit einer 110-kV-Überlandleitung

Für die Überwachung, Kontrolle und Kalibrierung der Wirk- und Blindleistung, wiein Abbildung 287 angegeben, ist Folgendes durchzuführen:

1. Stellen Sie Strom- und Spannungswandlerdaten und Referenzkanäle derPhasenwinkel korrekt ein PhaseAngleRef. Verwenden Sie dabei PCM600 füranaloge Eingangskanäle

2. Verbinden Sie im PCM600 die Messfunktion mit den dreiphasigen Eingängender Strom- und Spannungstransformatoren.

3. Stellen Sie unter "Allgemeine Einstellungen" die Parameter für die Messfunktionein:• Allgemeine Einstellungen gemäß Tabelle 54.• Pegelüberwachung für Wirkleistung gemäß Tabelle 55.• Kalibrierungsparameter gemäß Tabelle 56.

Tabelle 54: Allgemeine Einstellparameter für die Messfunktion

Einstellung Kurzbeschreibung GewählterWert

Anmerkungen

Bedienung Bedienung Aus/Ein Ein Die Funktion muss auf Ein gesetztsein

PowAmpFact Amplitudenfaktor zur Skalierungder Leistungsmessung

1,000 Er kann während der Inbetrieb‐nahme dazu verwendet werden,eine höhere Messgenauigkeit zuerzielen. Für gewöhnlich ist keineSkalierung erforderlich.

PowAngComp Winkelkompensation für Phasen‐winkel zwischen I & U

0,0 Er kann während der Inbetrieb‐nahme dazu verwendet werden,eine höhere Messgenauigkeit zuerzielen. Für gewöhnlich ist keineWinkelkompensation erforderlich.Ebenso weist die hier erforderli‐che Richtung der Messung von Pund Q auf das geschützte Objekt(gemäß geräteinterner Fehler‐richtung).





Anmerkungen

Modus Wahl der Messgrößen für Stromund Spannung

L1, L2, L3 Es sind alle drei Leiter-Erde-Ein‐gänge der Spannungstransforma‐toren verfügbar

k Koeffizient des Tiefpassfilters fürLeistungsmessung, Spannungund Strom

0,00 Für gewöhnlich ist keine zusätzli‐che Filterung erforderlich.

UGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonUBase

25 Den minimalen Spannungspegelauf 25% einstellen. Wenn dieSpannung unter 25% liegt, wer‐den S, P und Q auf Null gesetzt.

IGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonIBase

3 Den minimalen Strompegel auf3 % einstellen. Wenn der Stromunter 3 % liegt, werden S, P und Qauf Null gesetzt.

UBase (in denBezugswerteneinstellen)

Bezugseinstellwert, Spannungs‐ebene in kV

400,00 Leiter-Leiter-Spannung der Über‐landleitung einstellen

IBase (in denBezugswerteneinstellen)

Bezugseinstellwert für Stromwer‐te in A

800 Den für die Überlandleitung ver‐wendeten Primärbemessungs‐strom des Stromwandlers einstel‐len

Tabelle 55: Einstellparameter für Pegelüberwachung


Anmerkungen

PMin Minimalwert -100 Minimal erwartete Last

PMax Minimalwert 100 Maximal erwartete Last

PZeroDb Nullpunktunterdrückung in0,001 % des Messbereichs

3000 Nullpunktunterdrückung auf 45MW einstellen, d. h., 3% von 200MW

PRepTyp Meldeverfahren db Bei der Überwachung der Ampli‐tude der Totzone auswählen

PDbRepInt Cycl: Intervall (s), Tb: In % desMessbereichs, Tb-Int: In %s

2 ±Δdb=30 MW einstellen, d. h.,2 % (größere Veränderungen als30 MW werden gemeldet)

PHiHiLim Obere Obergrenze (physikali‐scher Wert)

60 Oberer Alarmgrenzwert, d. h.Alarm für extreme Überlastung

PHiLim Obergrenze (physikalischer Wert) 50 Oberer Warngrenzwert, d. h. War‐nung für Überlastung

PLowLim Erster Unterer Grenzwert (physi‐kalischer Wert)

-50 Unterer Warngrenzwert Nicht ak‐tiv.

PLowLowlLim Zweiter unterer Grenzwert (physi‐kalischer Wert)

-60 Unterer Alarmgrenzwert Nicht ak‐tiv.

PLimHyst Hysterese in % des Messbereichs(gültig für alle Grenzwerte)

2 ±Δ Hysteresis MW einstellen,d. h. 2 %



Tabelle 56: Einstellungen für Kalibrierungsparameter


Anmerkungen

IAmpComp5 Amplitude Faktor, um Strom auf5 % von Ir zu kalibrieren

0,00

IAmpComp30 Amplitude Faktor, um Strom auf30 % von Ir zu kalibrieren

0,00

IAmpComp100 Amplitude Faktor, um Strom auf100% von Ir zu kalibrieren

0,00

UAmpComp5 Amplitude Faktor, um Spannungauf 5 % von Ur zu kalibrieren

0,00


0,00


0,00

IAngComp5 Winkelkalibrierung für Strom auf5 % von Ir

0,00

IAngComp30 Winkelvorkalibrierung für Stromauf 30 % von Ir

0,00

IAngComp100 Winkelvorkalibrierung für Stromauf 100 % von Ir

0,00

Anwendung der Messfunktion bei einem LeistungstransformatorÜbersichtsschaltbild für diese Anwendung in Abbildung 288.



110-kV-Sammelschiene

200/1

35 / 0,1kV

35-kV-Sammelschiene

500/5

P Q

31,5 MVA110/36,75/(10,5) kV

Yy0(d5)

UL1L2


Gerät

IEC09000040-1-EN V1 DE

Abb. 288: Übersichtsschaltbild für Transformatoranwendung

Um die Wirk- und die Blindleistung wie in Abbildung 288 dargestellt zu messen,muss Folgendes durchgeführt werden:

1. Stellen Sie alle Daten der Strom- und Spannungswandler sowie derReferenzkanäle der Phasenwinkel korrekt ein PhaseAngleRef. Verwenden Siedabei PCM600 für analoge Eingangskanäle

2. Verbinden Sie im PCM600 die Messfunktion mit den Eingängen der Strom- undSpannungstransformatoren auf der Niederspannungsseite.

3. Legen Sie die Einstellparameter für die relevante Messfunktion gemäß derfolgenden Tabelle fest 57:





Kommentar

Bedienung Betrieb Aus/Ein Ein Die Funktion muss auf Ein gesetztsein

PowAmpFact Amplitude Faktor für die Skalie‐rung von Leistungsberechnun‐gen

1,000 Für gewöhnlich ist keine Skalie‐rung erforderlich.

PowAngComp Winkelkompensation für Phasen‐verschiebung zwischen gemes‐senem I & U.

180,0 Für gewöhnlich ist keine Winkel‐kompensation erforderlich. Hierweist die erforderliche Richtungder Messung von P und Q jedochauf die Sammelschiene (nicht ge‐mäß geräteinterner Fehlerrich‐tung). Daher muss die Winkel‐kompensation verwendet werden,um Messungen entlang der erfor‐derlichen Richtung zu erhalten.


L1L2 Nur UL1L2 Leiter-Leiter-Span‐nung verfügbar



UGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonUbase

25 Setzen Sie die minimale Span‐nung auf 25 %


3 Setzen Sie den minimalen Strom‐wert auf 3 %



35,00 Die Leiter-Leiter-Bemessungs‐spannung auf der Niederspan‐nungsseite einstellen.



495 Den Wicklungsvemessungsstromdes Transformators auf der Nie‐derspannungsseite einstellen.

Anwendung der Messfunktion für einen GeneratorÜbersichtsschaltbild für diese Anwendung in Abbildung 289.



220-kV-Sammelschiene

300/1

15 / 0,1kV

4000/5

100 MVA242/15,65 kV

Yd5

UL1L2 , UL2L3

G

P Q

100MVA15,65kV


Gerät

IEC09000041-1-EN V1 DE

Abb. 289: Übersichtsschaltbild für Generatoranwendung

Um die Wirk- und die Blindleistung wie in Abbildung 289 dargestellt zu messen,muss Folgendes durchgeführt werden:

1. Stellen Sie alle Strom- und Spannungswandlerdaten und Referenzkanäle derPhasenwinkel korrekt ein PhaseAngleRef. Verwenden Sie dabei PCM600 füranaloge Eingangskanäle

2. In PCM600 die Messfunktion an den Strom- und Spannungswandler-Eingängendes Generators anschließen

3. Die Einstellparameter der relevanten Messfunktion, wie in der folgenden Tabelledargestellt, einstellen:





Kommentar

Bedienung Bedienung Aus/Ein Ein Die Funktion muss auf Ein gesetztsein

PowAmpFact Amplitudenfaktor zur Skalierungder Leistungsmessung

1,000 Für gewöhnlich ist keine Skalie‐rung erforderlich.

PowAngComp Winkelkompensation für Phasen‐verschiebung zwischen gemes‐senem I & U.

0,0 Für gewöhnlich ist keine Winkel‐kompensation erforderlich. Eben‐so weist die hier erforderlicheRichtung der Messung von P undQ auf das geschützte Objekt (ge‐mäß geräteinterner Fehlerrich‐tung).


Aron-Me‐thode

Generator-Spannungswandlerwerden zwischen Phasen ange‐schlossen (V-Anschluss)



UGenZeroDb Nullpunktunterdrückung in % vonUbase

25% Setzen Sie die minimale Span‐nung auf 25 %


3 Setzen Sie den minimalen Strom‐wert auf 3 %



15,65 Generator-Bemessungsspan‐nung Leiter-Leiter einstellen



3690 Generator-Bemessungsspan‐nung einstellen

16.2 Isoliergasüberwachung SSIMG




Isoliergasüberwachung SSIMG - 63

16.2.2 Anwendung

Die Isoliergasüberwachung (SSIMG ) wird zur Überwachung desLeistungsschalterzustands eingesetzt. Das korrekte Löschen des Lichtbogens an denLeistungsschaltern mithilfe des Druckgases ist äußerst wichtig. Wenn der Druck,verglichen mit dem erforderlichen Wert, zu niedrig wird, soll die Funktion desLeistungsschalters blockiert werden, um das Risiko eines internen Fehlers zuminimieren. Als Eingangssignal der Funktion werden binäre Informationen auf der



Grundlage des Gasdrucks im Leistungsschalter verwendet. Die Funktion erzeugtAlarme basierend auf der erhaltenen Information.

16.3 Isoliergasüberwachung SSIML




Isolierflüssigkeitsüberwachung SSIML - 71

16.3.2 Anwendung

Die Isolierflüssigkeitsüberwachung (SSIML ) wird zur Überwachung desLeistungsschalterzustands eingesetzt. Eine korrekte Auslöschung von Störlichtbogendurch das Drucköl im Leistungsschalter ist sehr wichtig. Wenn der Pegel, verglichenmit dem erforderlichen Wert, zu niedrig wird, dann wird die Funktion desLeistungsschalters blockiert, um das Risiko eines internen Fehlers zu minimieren. AlsEingangssignal der Funktion werden binäre Informationen auf der Grundlage desÖlstands im Leistungsschalter verwendet. Zusätzlich erzeugt die Funktion Alarmebasierend auf der erhaltenen Information.

16.4 Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR

16.4.1 Kennung

Funktionsbeschreibung IEC 61850-Ken‐nung

IEC 60617-Ken‐nung

Gerätenummernach ANSI/IEEEC37.2

Leistungsschalterzustandsüberwa‐chung

SSCBR - -

16.4.2 Anwendung

Die Wartung von Leistungsschaltern erfolgt in der Regel in regelmäßigen Intervallenoder nach einer bestimmten Anzahl von Öffnungs- und Schließvorgängen. Dies hateinige Nachteile, da innerhalb des vorgegebenen Wartungsintervalls anormaleBetriebszustände auftreten können oder es zu weniger Öffnungs- undSchließvorgängen mit sehr hohen Strömen kommen kann. Daher ist einezustandsabhängige Wartungsplanung, die den Zustand des Leistungsschaltersberücksichtigt, die optimale Lösung.



Schaltzeit des Leistungsschalter-KontaktsHilfskontakte stellen Informationen über die Schaltzyklen, die Öffnungszeit und dieSchließzeit eines Schalters bereit. Die Erkennung von sehr langen Schaltzeiten isterforderlich, um den Wartungsbedarf für den Leistungsschaltermechanismus zuermitteln. Sehr lange Schaltzeiten können auf Probleme beim Schaltmechanismusoder auf fehlerhafte Kontakte hinweisen.

LeistungsschalterzustandDie Überwachung des Leistungsschalterzustands sorgt für eine ordnungsgemäßeFunktion der Komponenten eines Schutzrelais wie Schaltersteuerung,Schalterversagerschutz und automatische Wiedereinschaltung (AWE). DerLeistungsschalter wird mithilfe von Hilfskontakten überwacht. DerLeistungsschalterzustand wird über binäre Signalausgaben angezeigt. Diese Signaleteilen die jeweilige Position ("Offen" oder "Geschlossen") oder einen Fehlerzustandmit.

Restnutzungsdauer des LeistungsschaltersJedes Mal, wenn der Leistungsschalter auslöst, reduziert sich aufgrund vonVerschleiß dessen Restnutzungsdauer. Der Verschleiß eines Schalters hängt vomunterbrochenen Strom ab. Für die Wartung oder den Austausch einesLeistungsschalters muss dessen Restnutzungsdauer bestimmt werden. Zur derenBestimmung stellt der Hersteller des Leistungsschalters eine Wartungskurve bereit.

Die Hersteller von Leistungsschaltern informieren über die bei verschiedenenunterbrochenen Strömen mögliche Anzahl von Öffnungsvorgängen. Ein Beispielfinden Sie in Abbildung 290.



Anz

ahl d

er S

chal

tzyk

len

( n)

Unterbrochener Strom (kA)

P1

P2

100000

50000

20000

10000

2000

5000

1000

100

200

500

10

20

50

0,1 0,2 0,5 1 2 5 10 20 50 100


IEC12000623 V1 DE

Abb. 290: Beispiel für die Bestimmung der Restnutzungsdauer einesLeistungsschalters

Berechnung zur Abschätzung der verbleibenden Lebensdauer

Das Diagramm zeigt, dass 10.000 Schaltvorgänge bei Betriebsbemessungsstrom,900 Schaltvorgänge bei 10 kA und 50 Schaltvorgänge bei Bemessungs-Fehlerstrommöglich sind. Ein Schaltvorgang bei einem unterbrochenen Strom von 10 kAentspricht 10.000/900 = 11 Schaltvorgängen bei Bemessungsstrom. Es wird dabeidavon ausgegangen, dass vor einer Auslösung die Restnutzungsdauer einesLeistungsschalters bei 10.000 Schaltvorgängen liegt. Die Berechnung derRestnutzungsdauer bei drei verschiedenen unterbrochenen Strömen wirdnachfolgend erläutert.

• Der Leistungsschalter unterbricht bei oder unterhalb desBetriebsbemessungsstroms, d. h. bei 2 kA, wodurch sich die Restnutzungsdauer



des Leistungsschalters um einen Schaltvorgang reduziert. Es verbleiben somit9.999 Schaltvorgänge bei Betriebsbemessungsstrom.

• Der Leistungsschalter unterbricht zwischen dem Betriebsbemessungsstrom unddem Bemessungs-Fehlerstrom, d. h. bei 10 kA, wodurch ein Schaltvorgang bei10 kA 10.000/900 = 11 Schaltvorgängen bei Bemessungsstrom entspricht. DieRestnutzungsdauer des Leistungsschalters beträgt in diesem Fall (10.000-10) =9.989 bei Betriebsbemessungsstrom nach einem Schaltvorgang bei 10 kA.

• Der Leistungsschalter unterbricht bei oder oberhalb des Bemessungs-Fehlerstroms, d. h. bei 50 kA, wodurch ein Schaltvorgang bei 50 kA 10.000/50 =200 Schaltvorgängen bei Betriebsbemessungsstrom entspricht. DieRestnutzungsdauer des Leistungsschalters beträgt in diesem Fall (10.000-200) =9.800 bei Betriebsbemessungsstrom nach einem Schaltvorgang bei 50 kA.

Akkumulierte EnergieUm die erforderliche Wartungshäufigkeit zu ermitteln, müssen die Kontakterosionund der Leistungsschalter-Kontaktverschleiß überwacht werden. Daher ist eserforderlich, die Erosion der Kontakte und den Zustand der Leistungsschalter-Kontakt anhand einer kumulierenden Aufsummierung von Iy genau zu bestimmen.Der Faktor "y" hängt von der Art des Leistungsschalters ab. Die Energiewerte wurdenmithilfe des Stromwertes und eines exponentiellen Faktors für die LS-Kontaktöffnungsdauer akkumuliert. Wenn der nächste LS-Öffnungsvorgang beginnt,wird die Energie ausgehend vom vorherigen Wert gezählt. Der kumulierteEnergiewert lässt sich auf den Energiezähl-Anfangswert zurücksetzen. Dazu dient derEnergiezähl-Rücksetzeingang RSTIPOW.

Schaltvorgänge des LeistungsschaltersRoutinewartungsarbeiten wie die Schmierung des Schaltermechanismus erfolgen aufBasis der Anzahl der Schaltvorgänge. Eine geeignete Schwellenwertwahl hilft bei dervorbeugenden Wartung. Ein Schwellenwert kann auch dazu dienen, auf notwendigeEntnahmen von Ölproben für dielektrische Prüfungen im Fall eines Öl-Leistungsschalters hinzuweisen.

LeistungsschalterfunktionsüberwachungDurch die Überwachung der Aktivität anhand der Anzahl der Schaltvorgänge ist esmöglich, die Zahl der Tage zu errechnen, an denen der Leistungsschalter inaktiv war.Längere Perioden der Inaktivität beeinträchtigen die Zuverlässigkeit desSchutzsystems.

Federlastüberwachung des LeistungsschaltersBei einem normalen Leistungsschalterbetrieb sollte die Leistungsschalterfederinnerhalb einer festgelegten Zeit gespannt werden. Eine erforderlicheLeistungsschalterwartung wird angezeigt, sobald eine lange Federaufzugszeitermittelt wird. Der letzte Wert der Federaufzugszeit kann als Servicewertbereitgestellt werden.



LeistungsschaltergasdruckanzeigeFür das korrekte Löschen des Lichtbogens durch das Druckgas im Leistungsschaltermuss der Druck des Gases angemessen sein. Das Binärsignal vom Drucksensor hängtvom Druckniveau innerhalb der Lichtbogenkammer ab. Wird der Druck im Vergleichzum erforderlichen Wert zu niedrig, wird der Leistungsschalterbetrieb blockiert.


Die Leistungsschalterüberwachungsfunktion wird für die Überwachung vonverschiedenen Parametern des Leistungsschalterzustands genutzt. DerLeistungsschalter-Kontakt muss gewartet werden, wenn die Anzahl der Auslösungeneinen vordefinierten Wert erreicht hat. Zur Gewährleistung der einwandfreienFunktion des Leistungsschalters müssen auch dessen Auslösung, dieFederlastanzeige oder der Leistungsschalter-Kontaktverschleiß, die Schaltzeit, dieAnzahl der Schaltvorgänge und die akkumulierte Energie überwacht werden.

16.4.3.1 Einstellvorgang am Gerät

Die Parameter für die Leistungsschalterüberwachung (SSCBR) lassen sich über dieLHMI oder den Schutz- und Steuerungsmanager (PCM600) festgelegt.

Global definierte Gerätebasiswerte für Primärstrom (IBase), Primärspannung(UBase) und Primärleistung (SBase) werden in einer GBASVAL-Funktion fürglobale Bezugswerte für Einstellungen gesetzt.

GlobalBaseSel: Wird verwendet, um eine GBASVAL-Funktion als Referenz für dieBasiswerte auszuwählen.

Operation: Ein oder Aus.

: Aktiviert oder Deaktiviert.

IBase: Bezugsstrom im Primärstrom A. Dieser Strom wird als Referenz fürStromeinstellungen verwendet.

OpenTimeCorr: Korrekturfaktor für die LS-Öffnungsschaltzeit.

CloseTimeCorr: Korrekturfaktor für die LS-Schließschaltzeit.

tTrOpenAlm: Einstellung des Alarmpegels für die Öffnungsschaltzeit.

tTrCloseAlm: Einstellung des Alarmpegels für die Schließschaltzeit.

OperAlmLevel: Alarmwert für Anzahl der Schalthandlungen.

OperLOLevel: Verriegelung für Anzahl der Schalthandlungen.

CurrExponent: Stromexponenteinstellung für Energieberechnung. Variiert fürverschiedene Arten von Leistungsschaltern. Dieser Faktor reicht von 0,5 bis 3,0.



AccStopCurr: Effektivstrom unterhalb dessen die Energieaufsummierung stopptAngegeben in Prozent von IBase.

ContTrCorr: Korrekturfaktor Zeitdifferenz zwischen Hilfskontakt und Schalterpolen

AlmAccCurrPwr: Alarmeinstellwert für kumulierte Energie.

LOAccCurrPwr: Verriegelungswert für akkumulierte Energie.

SpChAlmTime: Zeitverzögerung für Federaufzugszeitalarm.

tDGasPresAlm: Zeitverzögerung für Gasdruckalarm.

tDGasPresLO: Zeitverzögerung für Gasdruckverriegelung.

DirCoef: Richtungsabhängiger Koeffizient zur Berechnung der LS-Betriebsdauer.

RatedOperCurr: Betriebsbemessungsstrom des LS.

RatedFltCurr: Fehlerbemessungsstrom des LS.

OperNoRated: Mögliche Anzahl der Schaltvorgänge bei Bemessungsstrom.

OperNoFault: Mögliche Anzahl der Schaltvorgänge bei Fehlerbemessungsstrom.

CBLifeAlmLevel: Alarmwert für LS-Restnutzungsdauer.

AccSelCal: Wahl der Methode für die Berechnung der akkumulierten Energie.

OperTimeDelay: Zeitverzögerung zwischen Wechsel des Status am Auslöseausgangund Beginn der Hauptkontakttrennung.

16.5 Ereignisfunktion EVENT




Ereignisfunktion EVENT

S00946 V1 DE

-

16.5.2 Anwendung

Bei Anwendung eines Stations-Automatisierungssystems mit LON- oder SPA-Kommunikation können mit Zeitstempel versehene Ereignisse bei einer Änderungbzw. regelmäßig vom Gerät zur Stationsebene gesendet werden. Diese Ereignissewerden aus beliebigen verfügbaren Signalen im Gerät, die an den Ereignisfunktion



(EVENT) angeschlossen sind, erzeugt. Der Ereignisfunktionsblock wird für die LONund SPAkommunikation eingesetzt.

Analog- und Doppelanmeldungen werden auch durch die Ereignisfunktionübertragen.


Die Parameter für die Ereignisfunktion (EVENT) werden in der lokalen HMI oder amPCM600 festgelegt.

Ereignismaske (Ch_1 - 16)Die Eingänge können individuell eingestellt werden:

• Keine Ereignisse• Bei steigender Flanke, beim Ansprechen des Signals• Bei fall. Flanke, bei Rückfall des Signals• Bei Änderung, bei Ansprechen und Rückfall des Signals• Automatisch

LONChannelMask oder SPAChannelMaskDefinition, welcher Teil des Ereignisfunktionsblocks Ereignisse erzeugen soll:

• Aus• Kanal 1-8• Kanal 9-16• Kanal 1-16

MinRepIntVal (1 - 16)Das Zeitintervall zwischen zyklischen Ereignissen kann für jeden Eingangskanalindividuell eingestellt werden. Es kann in Schritten von 0,1 s auf einen Wert zwischen0,0 s und 1000,0 s eingestellt werden. Normalerweise sollte es auf 0 eingestellt sein,d. h. keine zyklische Kommunikation.

Es ist wichtig, das Zeitintervall für zyklische Ereignisse auf optimaleWeise einzustellen, um die Überlastgefahr des Stationsbuses zuminimieren.

16.6 Stördatenaufzeichnung DRPRDRE






Analoge Eingangssignale A41RADR - -

Störbericht DRPRDRE - -

Störbericht A1RADR - -




Störbericht B1RBDR - -






16.6.2 Anwendung

Um schnelle, vollständige und zuverlässige Informationen über Störungen im Primär-und/oder Sekundärsystem zu erhalten, ist es sehr wichtig, Informationen zuFehlerströmen, Fehlerspannungen und Ereignissen zu sammeln. Außerdem ist einekontinuierliche Ereignisprotokollierung unerlässlich, um eine Übersicht über dieFunktion der Anlage zu erhalten und diese zu überwachen. Diese Aufgaben werdenvon der Stördatenaufzeichnung DRPRDRE übernommen, um das Verständnis desSystemverhaltens und der zugehörigen Primär- und Sekundäreinrichtungen währendund nach einer Störung zu erleichtern. Eine Analyse der protokollierten Daten bietetwertvolle Informationen, mit denen eine Störung nachvollzogen werden kann. DieseInformationen können aber auch als Basis für eine Änderung des IED-Einstellungsplans, zur Verbesserung der bestehenden Einrichtungen etc. dienen.Außerdem können diese Informationen langfristig für die Planung und Auslegungneuer Installationen verwendet werden, wobei der Störschrieb auch Teil einerFunktionsanalyse sein kann (FA).

Die Stördatenaufzeichnung DRPRDRE, die immer im IED enthalten ist, erfasstAbtastdaten aller ausgewählten Analog- und Binärsignale, die am Funktionsblockanliegen, d. h. von

• maximal 30 externen Analogsignalen,• 10 intern abgeleiteten Analogsignalen und• 96 Binärsignalen.

Die Stördatenaufzeichnung vereint in sich die Funktionen Meldungen (IND),Ereignisschreiber (ER), , Ereignisliste (EL), Auslösewert-Aufzeichnung (TVR),Störschreiber (DR).



Die Stördatenaufzeichnung ist durch eine hohe Flexibilität hinsichtlichKonfiguration, Startbedingungen und Aufzeichnungszeiten sowie durch eine hoheSpeicherkapazität gekennzeichnet. Daher ist die Störungsaufzeichnung nicht von derFunktionalität von Schutzfunktionen abhängig und kann Störungen aufzeichnen, dievon den Schutzfunktionen aus verschiedenen Gründen nicht erkannt wurden. DieStördatenaufzeichnung kann als erweiterte, unabhängige Störschriebfunktionverwendet werden.

Jede Stördatenaufzeichnung wird im Gerät gespeichert. Mehrereaufeinanderfolgende Ereignisse werden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Über die LHMI können Informationen zu den Aufzeichnungen abgerufenwerden, wobei die Dateien mit den Stördatenaufzeichnungen mithilfe desStörungshandhabungs-Tools auf das PCM600 hochgeladen können, um gelesen odereiner weiteren Analyse (mittels WaveWin, das sich auf der Installations-CD zumPCM600 befindet) unterzogen werden zu können. Außerdem kann der BenutzerDateien mit Stördatenaufzeichnungen mittels FTP- oder MMS-Clients (überIEC 61850-8-1) hochladen.

Wenn das IED mit einem Stationsbus verbunden ist (IEC 61850-8-1), sind derStörschrieb (Aufzeichnung und Fehlernummer) sowie die Fehlerorter-Informationenals GOOSE- oder Report-Control-Daten verfügbar. Dieselben Informationen sindüber das Protokoll IEC 60870-5-103 abrufbar.


Die Einstellparameter für die Stördatenaufzeichnungs-Funktionen DRPRDREwerden über die HMI oder PCM600 eingestellt.

Die Behandlung von bis zu 40 Analog- und 96 Binärsignalen ist möglich. Dabei kannes sich um interne Signale oder Signale von externen Eingängen handeln. DieBinärsignale entsprechen einander in allen Funktionen, d.h. die Funktionen zurStörschreiber (DR), Ereignisschreiber (ER), Meldungen (IND),Auslösewerteschreiber (TVR) und Ereignisliste (EL).

Benutzerdefinierte Bezeichnungen von Binär- und Analogeingangssignalen werdenmit PCM600 eingestellt. Die Analog- und Binärsignale werden mit ihrenbenutzerdefinierten Bezeichnungen angezeigt. Die Bezeichnung wird auch in allenverbundenen Funktionen verwendet (Störschreiber (DR), Ereignisschreiber (ER),Meldungen (IND), Auslösewerteschreiber (TVR) und Ereignisliste (EL).

Abbildung 291 zeigt die Verbindungen zwischen Störschrieb, enthaltenenFunktionen und Funktionsblöcken. Ereignisliste (EL), Ereignisaufzeichnung (ER)und Anzeige (IND) verwenden Informationen aus den Funktionsblöcken desBinäreingangs (BxRBDR). Der Auslösewerteschreiber (TVR) verwendet analogeInformationen aus den Analogeingangs-Funktionsblöcken (AxRADR). Die FunktionStördatenaufzeichnung ermittelt Informationen sowohl aus AxRADR als auchBxRBDR



Auslösewertschr.

Ereignisliste

Ereignisschreiber

Anzeigen

Störschreiber

A1-4RADR

B1-6RBDR

Störschrieb

Binärsignale

AnalogsignaleA4RADR

B6RBDR

DRPRDRE


IEC09000337 V2 DE

Abb. 291: Störschriebfunktionen und einhergehende Funktionsblock

Die Funktion Stördatenaufzeichnung verfügt über eine Reihe von Einstellungen, dieebenfalls die Unterfunktionen beeinflussen.

Drei LED Anzeigen sind oberhalb des LCD-Bildschirms angebracht und ermöglicheneine schnelle Statusinformation zum IED.

Grüne LED:

Dauerlicht In Betrieb

Blinklicht Innerer Fehler

Dunkel Keine Stromversorgung

Gelbe LED:

Dauerlicht Eine Stördatenaufzeichnung wird ausgelöst

Blinklicht Das IED befindet sich im Testmodus

Rote LED:

Dauerlicht Auslösung bei Binärsignal N mit SetLEDN = Ein

FunktionDie Auslösung der Stördatenaufzeichnungs-Funktion DRPRDRE muss auf Ein oderAus eingestellt werden. Wurde Aus ausgewählt, dann ist zu beachten, dass keineStördatenaufzeichnung registriert und keine Unterfunktion ausgelöst wird (dereinzige allgemeine Parameter, der die Ereignisliste (EL) beeinflusst).



Operation = Aus:

• Stördatenaufzeichnungen werden nicht gespeichert.• LED Informationen (gelb - Auslösung, rot - Auslösung) werden nicht gespeichert

oder verändert.

Operation = Ein:

• Stördatenaufzeichnungen werden gespeichert, Störungsdaten können an derHMI und am PC mit PCM600 abgelesen werden.

• LED Informationen (gelb - Auslösung, rot - Auslösung) werden gespeichert.

Jede Aufzeichnung erhält eine Nummer (0 bis 999), die zur Identifizierung verwendetwird (HMI, Störungshandhabungs-Tool und IEC 61850). Als Alternative zurIdentifizierung der Aufzeichnung dienen das Datum, die Zeit und dieOrdnungsnummer. Die Ordnungsnummer wird bei jeder neuen Aufzeichnungautomatisch um einen Zähler inkrementiert und um Mitternacht auf Null zurückgesetzt. Die Höchstanzahl an Aufzeichnungen, die im IED gespeichert werdenkönnen, liegt bei 100. Die älteste Aufzeichnung wird beim Eintreffen einer neuenAufzeichnung überschrieben (FIFO).

Zum Löschen von Störschrieben muss der Parameter Operation aufEin eingestellt sein.

Die Höchstanzahl der Aufzeichnungen hängt von derGesamtaufzeichnungszeit jeder Aufzeichnung ab. LangeAufzeichnungszeiten verringern die Anzahl der speicherbarenAufzeichnungen auf weniger als 100 Stück.

Das IED Flash-Laufwerk darf NIE zum Speichern andererBenutzerdaten verwendet werden. Hierdurch kann es zu Löschungender Störungs-Aufzeichnungen auf Grund mangelndenSpeicherplatzes kommen.

16.6.3.1 Aufzeichnungslängen

Die unterschiedlichen Aufzeichnungszeiten für die Stördatenaufzeichnung werdeneingestellt (vor und nach einem Fehler sowie Grenzzeit). Diese Aufzeichnungszeitenbeeinflussen als Unterfunktionen mehr oder weniger jedoch nicht die FunktionEreignisliste (EL).

Die Aufzeichnungszeit vor dem Fehler (PreFaultRecT) ist die Aufzeichnungszeit vordem Startpunkt des Auftretens der Störung. Die Einstellung sollte mindestens 0,1 sbetragen, um ausreichend Abtastwerte für die Schätzung von Werten vor dem



Auftreten eines Fehlers in der Funktion Auslösewerteschreiber (TVR) sicher zustellen.

Die Aufzeichnungszeit nach dem Fehler (PostFaultRecT) ist die Höchstdauer derAufzeichnung nach Verschwinden des Auslösesignals (beeinflusst die FunktionAuslösewerteschreiber (TVR) nicht).

Die Aufzeichnungszeit-Grenze (TimeLimit) ist die Aufzeichnungs-Höchstdauer nachder Auslösung. Der Parameter begrenzt die Aufzeichnungszeit, sofern bestimmteAuslösebedingungen (Fehlerzeit) sehr lang oder permanent eingestellt werden(beeinflusst die Funktion Auslösewerteschreiber (TVR) nicht).

Erneutes Auslösen (PostRetrig) kann auf Ein oder Aus gesetzt werden. Dies gestatteteine Auswahl der Leistungsfähigkeit der Funktion Stördatenaufzeichnung, wenn einneues Auslösesignal in einem Nach-Fehler-Fenster angezeigt wird.

PostRetrig = Aus

Die Funktion reagiert während der Zeit nach dem Fehler nicht auf neueAuslösesignale.

PostRetrig = Ein

Die Funktion vervollständigt den aktuellen Bericht und beginnt einen vollständigneuen. Der letzte beinhaltet:

• neue Zeiten vor und nach dem Fehler (welche sich mit dem vorherigen Berichtüberschneiden)

• Ereignisse und Angaben können wegen der Überschneidungen ebenfalls imvorherigen Bericht gespeichert werden

• neue Auslösewertberechnungen sofern installiert, betriebsbereit und gestartet

Betrieb im TestmodusWenn sich das IED im Testmodus befindet und OpModeTest = Aus: Es werden keineDaten von der Stördatenaufzeichnungsfunktion erfasst, und die LED-Anzeige istdeaktiviert.

Wenn sich das IED im Testmodus befindet und OpModeTest = Ein: DieStördatenaufzeichnungsfunktion arbeitet normal, und in den gespeichertenAufzeichnungen ist der Status vermerkt.

16.6.3.2 Binäre Eingangssignale

Bis zu 96 Binärsignale können aus den internen logischen und binärenEingangssignalen ausgewählt werden. Das Konfigurationstool wird verwendet, umdie Signale zu konfigurieren.

Für jedes der 96 Signale, ist es auch möglich auszuwählen, ob das Signal als Auslöserfür den Beginn der Stördatenaufzeichnung verwendet wird und ob der Auslöser beipositiver (1) oder negativer (0) Steigung aktiviert werden soll.



OperationN: Die Stördatenaufzeichnung kann am Binäreingang N (Ein) auslösenoder nicht (Aus).

TrigLevelN: Auslösung bei positiver (Auslösung bei 1) oder negativer (Auslösung bei0) Steigung für Binäreingang N.

Func103N: Funktionstypnummer (0-255) für Binäreingang N entsprechendIEC-60870-5-103, d. h. 128: Distanzschutz, 160: Überstromschutz, 176:Transformator-Differentialschutz und 192: Leitungsdifferentialschutz.

Info103N: Informationsnummer (0-255) für Binäreingang N entsprechendIEC-60870-5-103, d. h. 69-71: Auslösung L1-L3, 78-83: Zone 1-6.

Siehe auch Beschreibung im Kapitel IEC 60870-5-103.

16.6.3.3 Analoge Eingangssignale

Es können bis zu 40 Analogsignale aus den internen Analog- und Analog-Eingangssignalen ausgewählt werden. PCM600 wird verwendet, um die Signale zukonfigurieren.

Zum Aufrufen von Ferndaten über das LDCM Modul, sollte dieStördatenaufzeichnungs-Funktion nicht mit einen 3 ms SMAIFunktionsblock verbunden sein, wenn dies der ausschließlicheEinsatz der Ferndaten ist.

Der Analogauslöser für die Stördatenaufzeichnung wird nicht beeinflusst, wenn derAnalogeingang M in den Störschrieb aufgenommen wird oder nicht (OperationM =Ein/Aus).

Wenn OperationM = Aus, werden keine Wellenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert. Es werden jedoch Auslösewert,Vorfehler und Fehlerwerte aufgezeichnet und berichtet. Der Eingangskanal kannimmer noch verwendet werden, um den Störfehlerschreiber auszulösen.

Wenn OperationM = Ein, werden auch Wellenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert.

NomValueM: Nennwert für den Eingang M.

OverTrigOpM, UnderTrigOpM: Funktion der Über- oder Unterauslösung,Stördatenaufzeichnung kann bei hohen/niedrigen Niveaus am Analogeingang M(Ein) ausgelöst werden oder nicht (Aus).

OverTrigLeM, UnderTrigLeM: Niveau der Über- oder Unterauslösung, Auslösungbei hohem/niedrigem relativen Nennwert für Analogeingang M in Prozent desNennwerts.



16.6.3.4 Unterfunktionsparameter

Solange die Stördatenaufzeichnung erfolgt, sind alle Funktionen verfügbar.

MeldungenIndicationMaN: Anzeigemaskierung für binären Eingang N. Wenn eingestellt(Anzeigen), werden Statusänderungen an diesem Eingang erfasst und in derStörungsübersicht an der HMI angezeigt. Wenn nicht eingestellt (Verbergen), werdenStatusänderungen nicht angezeigt.

SetLEDN: Setzt die rote LED an der LHMI, wenn sich der Status am binären EingangN ändert.

StörschreiberOperationM: Analogkanal M wird von Störschreiber erfasst (Ein) oder nicht erfasst(Aus).

Wenn OperationM = Aus, werden keine Kurvenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert. Es werden jedoch Auslösewert,Vorfehler und Fehlerwerte aufgezeichnet und berichtet. Der Eingangskanal kannimmer noch verwendet werden, um den Störfehlerschreiber auszulösen.

Wenn OperationM = Ein, werden auch Kurvenformen (Abtastwerte) aufgezeichnetund in der grafischen Darstellung dokumentiert.

EreignisschreiberDie Funktion Ereignisschreiber (ER) besitzt keine dedizierten Parameter.

Auslösewert-AufzeichnungZeroAngleRef: Der Parameter legt fest, welches Analogsignal alsPhasenwinkelreferenz für alle anderen analogen Eingangssignale verwendet wird.Dieses Signal wird zudem für Frequenzmessungen verwendet, die wiederum zurBerechnung von Auslösewerten erforderlich sind. Es wird empfohlen, eingemessenes Spannungseingangssignal zu wählen, z. B. eine Leitungs- oderSammelschienen-Leiter-Erde-Spannung (Kanal 1-30).

EreignislisteDie Funktion Ereignisliste (EL) (SOE) besitzt keine dedizierten Parameter.

16.6.3.5 Berücksichtigung

Die Zahl der Aufzeichnungssysteme in Stromsystemen geht stetig nach oben, da auchdie Zahl moderner IEDs mit integrierten Schreibern zunimmt. Dies führt im Fall einerStörung zu einer Vielzahl von Aufzeichnungen. Bei nicht ordnungsgemäßeingestellten Aufzeichnungsfunktionen steigt die Informationsmenge enorm an. DasZiel ist es, die Einstellungen in jedem IED so zu optimieren, dass ausschließlichrelevante Störungen erfasst und möglichst viele Aufzeichnungen im IED gespeichertwerden.



Die Aufzeichnungslänge sollte auf die wirklich notwendige Dauer beschränkt sein(PostFaultrecT und TimeLimit).

• Sollte die Funktion nur Fehler am geschützten Objekt abdecken oder darüberhinausgehen?

• Wie hoch ist die größte Dauer bis zur Fehlerbeseitigung?• Ist es erforderlich, Wiedereinschaltungen bei der Aufzeichnung zu erfassen, oder

sollte ein anhaltender Fehler eine zweite Aufzeichnung veranlassen(PostRetrig)?

Minimieren der Anzahl an Aufzeichnungen:

• Binäre Signale: Nutzen Sie nur die wirklich wichtigen Signale zum Start vonAufzeichnungen, wie Schutzauslösung, Trägerempfangs- und/oder Startsignale.

• Analoge Signale: Die Ansprechwerte sollten mit großer Vorsicht gewähltwerden, da falsche Einstellungen die Zahl der Aufzeichnungen enorm erhöhenkann. Wenn dennoch eine Analogeingangsauslösung verwendet wird, wählenSie Einstellungen mit einem ausreichenden Abstand zu den normalenBetriebswerten. Leiter-Erde-Spannungen empfehlen sich nicht für eineAuslösung.

Beachten Sie, dass Parameterwerte, egal wo sie eingestellt wurden, mit denBerichtsinformationen verknüpft sind. Solche Parameter sind beispielsweiseStations- und Objektidentifikatoren oder Stromwandler- undSpannungswandlerverhältnisse.

16.7 Statusbericht des Logiksignals BINSTATREP

16.7.1 IdentifizierungFunktionsbeschreibung IEC 61850 Identifizie‐

rungIEC 60617 Identifi‐zierung


Logik-Signalstatusbericht BINSTATREP - -

16.7.2 Anwendung

Mit der Funktion für den Statusbericht des Logiksignals (BINSTATREP) kann einSPA-Master Signale von verschiedenen anderen Funktionsblöcken abfragen.

BINSTATREP hat 16 Eingänge und 16 Ausgänge. Der Ausgangsstatus folgt denEingängen und kann über die LHMI oder über den SPA-Kommunikationsbusausgelesen werden.



Wenn ein Eingang eingestellt wird, wird der entsprechende Ausgang für einebenutzerdefinierte Zeit eingestellt. Wenn das Eingangssignal für einen längerenZeitraum eingestellt bleibt, bleibt auch der Ausgang solange eingestellt, bis dasEingangssignal zurückgesetzt wird.

t t

INPUTn

OUTPUTn

IEC09000732-1-en.vsdIEC09000732 V1 DE

Abb. 292: Logikdiagramm für BINSTATREP


Die Impulsdauer t ist die einzige Einstellung für den Statusbericht des Logiksignals(BINSTATREP). Jeder Ausgang kann individuell eingestellt oder zurückgesetztwerden, die Impulsdauer ist jedoch in der gesamten Funktion BINSTATREP für alleAusgänge gleich.

16.8 Grenzwertzähler L4UFCNT




Grenzwertzähler L4UFCNT -

16.8.2 Anwendung

Der Grenzwertzähler (L4UFCNT) ist für Anwendungen gedacht, bei denen dieAnzahl der positiven bzw. negativen Flanken bei einem binären Signal gezähltwerden müssen.

Der Grenzwertzähler verfügt über vier unabhängige Grenzwerte, die mit demaufsummierten Zählwert verglichen werden. Über die vier Anzeigeausgänge für dasErreichen der Grenzwerte können weiterführende Aktionen ausgelöst werden. DieAusgangsanzeigen bleiben solange hoch, bis die Funktion zurückgesetzt wird.



Durch Zurücksetzen der Funktion auf einen gewünschten Anfangswert, der alsEinstellung bereitgestellt wird, kann der Zähler auch bei einem beliebigenAnfangswert ungleich Null starten.

Der Zähler kann bei Bedarf so eingestellt werden, dass er stoppt oder bei Null neubeginnt und nach Erreichen des maximalen Zählwertes fortfährt. Das stetigeÜberlaufanzeige-Flag gibt die nächste Zählung nach Erreichen des maximalenZählwertes an. Der Zähler kann auch so eingestellt werden, dass er von vorne beginntund den Überlauf als einen Impuls anzeigt, der bis zur ersten Zählung nach demNeubeginn bei Null andauert. In diesem Fall werden bei mehrfachem Überlauf derFunktion periodische Impulse generiert.


Die Parameter für den Grenzwertzähler L4UFCNT werden in der LHMI oder amPCM600 festgelegt.



Abschnitt 17 Messung

17.1 Impulszählerlogik PCFCNT




Impulszählerlogik PCFCNT

S00947 V1 DE

-

17.1.2 Anwendung

Die Impulszählerlogik (PCFCNT) zählt die extern erzeugten binären Impulse, z.B.Impulse von einem externen Energiezähler, um die Energieverbrauchswerte zuberechnen. Die Impulse werden vom binären Eingangsmodul (BIM) erfasst und vonder Funktion PCFCNT gelesen. Anschließend wird die Anzahl der Impulse im Zählerentweder über den Stationsbus an das Automatisierungssystem der Substationübertragen oder über das Stationsüberwachungssystem als Servicewert angezeigt. Beider Anwendung von IEC 61850-8-1, steht über den Stationsbus ein skalierterServicewert zur Verfügung.

Der eigentliche Zweck dieser Funktion ist das Zählen der Energieimpulse aus denexternen Energiemessgeräten. Zu diesem Zweck kann eine optionale Anzahl einesbeliebigen Eingangsmoduls im Gerät mit einer Frequenz von bis zu 40 Hz verwendetwerden. Die Impulszählerlogik PCFCNT kann auch als Zähler für allgemeine Zweckeverwendet werden.


Am PCM600 können diese Parameter für jeden Impulszähler einzeln eingestelltwerden:

• Operation: Aus/Ein• tReporting: 0-3600s• EventMask: NoEvents/ReportEvents

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 17Messung


Die Konfiguration der Ein- und Ausgänge des Funktionsblocks für dieImpulszählerlogik PCFCNT erfolgt am PCM600.

Am binären Eingangsmodul ist die Zeit für den Entprellfilter auf 5 ms eingestellt, d. h.der Zähler unterdrückt Impulse mit einer Impulslänge kleiner 5 ms. DerBlockierfrequenz für die Eingangsschwingung ist auf 40 Hz voreingestellt. Dasbedeutet, dass der Zähler die Eingangsschwingung erkennt, wenn dieEingangsfrequenz größer 40 Hz ist. Die Schwingungsunterdrückung wird bei 30 Hzaufgehoben. Die Werte für das Blockieren/Freigeben der Schwingung können in derLHMI und am PCM600 eingestellt werden unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/E/A-Module.

Die Entprellzeit sollte für alle Kanäle auf der Karte gleich gewähltwerden.

Die Einstellung ist für alle Eingangskanäle am binärenEingangsmoduls gleich, d. h., wenn für die nicht mit demImpulszähler verbundenen Eingänge die Grenzwerte geändertwerden, wirkt sich die Einstellung auch auf die Eingänge auf dergleichen Karte aus, die für die Impulszählung verwendet werden.

17.2 Funktion für Energiemessung undBedarfsbehandlung ETPMMTR




Funktion für die Energieberechnung undBedarfsbehandlung

ETPMMTR W_Varh -

17.2.2 Anwendung

Die Funktion für die Energieberechnung und Bedarfsbehandlung (ETPMMTR) ist fürdie Statistik der Wirk- und Blindenergie in Vorwärts- und Rückwärtsrichtungvorgesehen. Sie bietet grundsätzlich dank der Messfunktion (CVMMXN) eine hoheGenauigkeit. Diese Funktion bietet die Möglichkeit einer Kalibrierung vor Ort, umdie Gesamtgenauigkeit weiter zu verbessern.

Die Funktion ist mit den unverzögerten Ausgängen von (CVMMXN) verbunden, wiein Abb. 293 dargestellt.

Abschnitt 17 1MRK 502 051-UDE -Messung


ETPMMTR

PQSTARTACCSTOPACCRSTACCRSTDMD

ACCINPRGEAFPULSEEARPULSEERFPULSEERRPULSE

EAFALMEARALMERFALMERRALMEAFACCEARACCERFACCERRACC

MAXPAFDMAXPARDMAXPRFDMAXPRRD

IEC13000184-1-en.vsd IEC13000190 V1 DE

Abb. 293: Verbindung von Energieberechnung undBedarfsbehandlungsfunktion ETPMMTR zur Messwertefunktion(CVMMXN)

Die Energiewerte können über die Kommunikation im Überwachungstool desPCM600 in MWh und MVArh abgelesen und/oder alternativ auf der LHMIdargestellt werden. Die grafische Anzeige auf der LHMI wird mithilfe des GraphicalDisplay Editor (GDE) des PCM600 mit einem nach Wunsch auswählbaren Messwertfür die Wirk- und die Blindkomponente konfiguriert. Es können auch alleakkumulierten Energiewerte für Vorwärts-Wirkleistung, Rückwärts-Wirkleistung,Vorwärts-Blindleistung and Rückwärts-Blindleistung dargestellt werden.

Ebenso werden die maximalen Bedarfswerte in MWh oder MVArh dargestellt.

Alternativ können die Energiewerte mithilfe der Impulszählerfunktion (PCGGIO)dargestellt werden. Die Ausgangsenergiewerte werden gemäß den Impulsausgang-Einstellwerten EAFAccPlsQty, EARAccPlsQty, ERFAccPlsQty und ERVAccPlsQtyder Energiezählfunktion skaliert, und der Impulszähler kann dann so eingerichtetwerden, dass er die Werte dieser Funktion durch Skalieren korrekt darstellt. DieImpulszählerwerte können in derselben Weise auf der LHMI dargestellt und/oderüber die Kommunikation an das SA-System (Stations-Automatisierung) gesendetwerden, in dem dann die Gesamtenergie durch Akkumulation der Energieimpulseberechnet wird. Dieses Prinzip eignet sich für sehr hohe Energiewerte, da andernfallsdie Energieintegration zahlenmäßig auf ca. ein Jahr bei 50 kV und 3000 A begrenztist. Danach beginnt die Summierung wieder bei Null.


Die Einstellwerte werden über die HMI oder im PCM600 gesetzt.

Für die Funktion für die Energieberechnung und Bedarfshandling ETPMMTRkönnen die folgenden Einstellungen vorgenommen werden:


1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 17Messung


Operation: Aus/Ein

EnaAcc: Mit Aus/Ein wird die Energiezählung ein- und ausgeschaltet.

tEnergy: Zeitintervall für die Energiemessung.

tEnergyOnPls: Gibt für die Pulslänge die Zeit an, während der der Impuls EIN ist.Diese sollte bei Anschluss an den Pulszähler-Funktionsblock mindestens 100 msbetragen. Eine typischer möglicher Wert ist 100 ms.

tEnergyOffPls: Gibt die AUS-Zeit zwischen den Impulsen an. Eine typischermöglicher Wert ist 100 ms.

EAFAccPlsQty und EARAccPlsQty: Geben den Wirkenergiewert jedes Impulses inMWh an. Dies muss zusammen mit der Einstellung des Impulszählers (PCGGIO)ausgewählt werden, um einen korrekten Gesamtimpulswert anzugeben.

ERFAccPlsQty und ERVAccPlsQty : Geben den Wirkenergiewert jedes Impulses inMVarh an. Dies muss zusammen mit der Einstellung des Impulszählers (PCGGIO)ausgewählt werden, um einen korrekten Gesamtimpulswert anzugeben.

Für fortgeschrittene Benutzer steht eine Reihe von Parametern für Richtung,Nullpunktunterdrückung, oberen Grenzwert etc. zur Verfügung. In der Regel könnendie Standardwerte dieser Parameter verwendet werden.

Abschnitt 17 1MRK 502 051-UDE -Messung


Abschnitt 18 Stationskommunikation

18.1 Protokolle der 670 Serie

Jedes Gerät ist mit einer Kommunikationsschnittstelle ausgestattet, welcheermöglicht, mit einem oder vielen Systemen bzw. Geräten auf Unterstationsebeneüber den Stationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder über den Stationsüberwachungs(SM-) Bus zu kommunizieren.

Folgende Kommunikationsprotokolle sind verfügbar:

• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll

Theoretisch können verschiedene Protokolle im gleichen Gerät vereint werden.

18.2 IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll

18.2.1 Anwendung IEC 61850-8-1

Das Kommunikationsprotokoll IEC 61850-8-1 ermöglicht eine vertikaleKommunikation mit den HSI-Clients sowie eine horizontale Kommunikationzwischen zwei oder mehr intelligenten elektronischen Geräten (IEDs) eines odermehrerer Hersteller, um Informationen auszutauschen, ihre Funktionen auszuführenund eine korrekte Kooperation zu gewährleisten.

GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) ermöglicht den IEDs als Teilvon Standard IEC 61850-8-1, mithilfe eines Publish/Subscribe-Mechanismusuntereinander Status- und Steuerungsinformationen auszutauschen. Das bedeutet,dass ein IED bei der Erkennung eines Ereignisses mithilfe einer Multi-Cast-Übertragung die anderen Geräte, die für den Empfang dieser Daten registriert sind,darüber informiert. Ein IED kann durch die Bekanntgabe einer GOOSE-Meldungseinen Status melden. Außerdem kann es jedem beliebigen Gerät im Netz eineSteuerungsmaßnahme auferlegen.

Abbildung 294 zeigt die Topologie einer Konfiguration gemäß IEC 61850–8–1.IEC 61850-8-1 beschreibt nur die Schnittstelle zum LAN der Substation. Das LANselbst gehört dem Systemintegrator an.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 18Stationskommunikation


KIOSK 2 KIOSK 3

BasissystemStations-HSI

TechnischerArbeitsplatz

SMSGateway

Drucker

CC

IEC09000135_en.vsd

KIOSK 1

Gerät1

Gerät 2

Gerät 3

Gerät 1

Gerät 2

Gerät 3

Gerät 1

Gerät 2

Gerät 3

IEC09000135 V1 DE

Abb. 294: SA System mit IEC 61850–8–1

Abbildung 295 zeigt die GOOSE Peer-to-Peer-Kommunikation.

Kontrolle Schutz Steuerung SchutzSteuerung und Schutz

GOOSE

en05000734.vsd

Station HSI MicroSCADA

Gateway

GerätA

GerätA

GerätA

GerätA

GerätA

IEC05000734 V1 DE

Abb. 295: Beispiel einer verbreiteten GOOSE-Meldung

Abschnitt 18 1MRK 502 051-UDE -Stationskommunikation


18.2.2 Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelungsfunktion GOOSEINTLKRCV

Tabelle 59: GOOSEINTLKRCV "Non Group" Einstellungen (basis)

Name Anzeigenbereich Einheit Stufe Standard BeschreibungOperation Aus

Ein- - Aus Funktion EIN/AUS


Für das IEC 61850–8–1 Protokoll gibt es zwei Einstellungen:

Operation Benutzer kann die IEC 61850 Kommunikation auf Ein oder Aus einstellen.

GOOSE muss auf den Ethernet-Link eingestellt werden, wobei die GOOSE-Datengesendet und empfangen werden müssen.

18.2.4 Generische Kommunikationsfunktion für EinzelmeldungSPGAPC, SP16GAPC

18.2.4.1 Anwendung

Die generische Kommunikationsfunktion für Messwerte (SPGAPC) wird verwendet,um einen einzelnen logischen Ausgang an andere Systeme oder Ausrüstung in derSchaltanlage zu senden. Die Funktion hat einen sichtbaren Eingang, der mit dem ToolACT verbunden sein muss.


Für SPGAPC stehen dem Benutzer keine Einstellungen zur Verfügung. Trotzdemmuss PCM600 verwendet werden, um Signale von SPGAPC zu senden.

18.2.5 Generische Kommunikationsfunktion für MesswerteMVGAPC

18.2.5.1 Anwendung

Die generische Kommunikationsfunktion für Messwerte MVGAPC dient dazu, denmomentanen Wert eines analogen Signals an andere Systeme oder Geräte in derSchaltanlage zu senden. Er kann außerdem im gleichen Gerät verwendet werden, umeinem analogen Wert einem RANGE_XP-Baustein zuzuordnen, und um dieMesswertüberwachung dieses Wertes zu ermöglichen.




Die für die generische Kommunikationsfunktion für Messwerte (MVGAPC)verfügbaren Einstellungen, gestatten dem Benutzer die Auswahl einer Totzone undeiner Null-Totzone für das überwachte Signal. Werte innerhalb der Null-Totzonewerden als Null betrachtet.

Die Einstellungen für den oberen und unteren Grenzwert liefern Begrenzungen für dieHoch-Hoch-, Hoch-, Normal-, Niedrig- und Niedrig-Niedrig-Bereiche desgemessenen Wertes. Der tatsächliche Bereich des gemessenen Wertes wird über denBereichsausgang des Funktionsblocks MVGAPC angezeigt. Wenn einMesswerterweiterungsblock (RANGE_XP) mit dem Bereichsausgang verbunden ist,werden die logischen Ausgänge von RANGE_XP entsprechend geändert.

18.2.6 IEC 61850-8-1 redundante Stationsbus-Kommunikation

18.2.6.1 Kennung

Funktionsbeschrei‐bung

LHMI Kennung IEC 61850 Ken‐nung

IEC 60617 Ken‐nung


Status des parallelenRedundanz-Proto‐kolls

PRPSTATUS RCHLCCH - -

Konfiguration DuoTreiber

PRP - - -

18.2.6.2 Anwendung

Der Status des parallelen Redundanz-Protokolls (PRPSTATUS) wird zusammen mitder Duo-Treiber-Konfiguration (DUODRV) eingesetzt, um die redundante Ethernet-Kommunikation über zwei Kanäle sicher zu stellen. Dies stellt die Datenübertragungsicher, auch wenn nur ein Kommunikationskanal zur Verfügung steht. PRPSTATUSund DUODRV gemeinsam bieten eine redundante Kommunikation über denStationsbus mit dem IEC 61850-8-1 Protokoll. Die redundante Kommunikation setztam OEM-Modul sowohl Port AB als auch CD ein.



Duo

Switch A Switch B1 2

Redundanz-Überwachung

Anlagensteuersystem

DatenDaten

DatenDaten


GerätKonfiguration

DUODRV PRPSTATUS

1 2

OEM

AB CD

IEC09000758 V2 DE

Abb. 296: Redundanter Stationsbus


Die Redundante Kommunikation (DUODRV) wird in der LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/Hinteres OEM - Redundante PRP konfiguriert

Die Einstellungen sind dann im Parameter-Einstell-Tool in PCM600 unterHauptmenü/Gerätekonfiguration/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/DUODRV aufzurufen, können aber nicht eingestellt werden:



Funktion: Die redundante Kommunikation wird aktiviert, wenn dieser Parameter aufEin gesetzt wird. Nach der Bestätigung startet das Gerät neu und dieEinstellalternativen Hinteres OEM - Port AB und CD werden in der LHMI nichtweiter angezeigt. ETHLANAB und ETHLANCD im Parameter-Einstell-Tool sindirrelevant, wenn die redundante Kommunikation aktiviert ist. Lediglich DUODRVIPAdress und IPMask bleiben gültig.


IEC10000057 V1 EN

Abb. 297: PST-Bildschirm: Die Funktion von DUODRV wird auf Ein gesetzt.Dies wirkt sich auf Hinteres OEM - Port AB und CD aus, die beide aufDuo gestellt sind



18.3 LON-Kommunikationsprotokoll

18.3.1 Anwendung

Leitstelle

Gerät GerätGerät

Gateway

SternkopplerRER 111

Station HSIMicroSCADA


IEC05000663 V2 DE

Abb. 298: Beispiel der LON Kommunikationsstruktur für ein Schaltanlagen-Automationssystem.

Ein optisches Netzwerk kann innerhalb des Stationsleittechnik-Systems eingesetztwerden. Dies ermöglicht die Kommunikation mit dem Gerät der 670 Serie durch denLON-Bus vom Arbeitsplatz des Bedieners, von der Leitstelle und auch von anderenGeräten über eine horizontale Bay-to-Bay-Kommunikation.

Der LWL LON Bus wird durch Verwendung von Lichtwellenkabeln mit Glas- oderKunststoffleitern aufgebaut.

Tabelle 60: Technische Daten der LWL-Anschlüsse

Glasfaser KunststofffaserStecker ST Stecker Einraststecker

Kabeldurchmesser 62,5/125 μm 1 mm

Max. Kabellänge 1.000 m 10 m

Wellenlänge 820-900 nm 660 nm

Sendeleistung - 13 dBm (HFBR-1414) - 13 dBm (HFBR-1521)

Empfängerempfindlichkeit - 24 dBm (HFBR-2412) - 20 dBm (HFBR-2521)



Das LON ProtokollDas LON Protokoll ist beschrieben in der LonTalkProtocol Spezifizierungsversion 3von Echelon Corporation. Dieses Protokoll ermöglicht die Kommunikation inKontrollnetzen. Es ist ein Punkt-zu-Punkt Protokoll, mit dem alle an das Netzwerkangeschlossenen Geräte miteinander direkt kommunizieren können. WeitereInformationen zu Feld-zu-Feld Kommunikation befinden sich im Abschnitt MultipleCommand Funktion.

Hardware und Software ModuleDie für die Anwendung von LON Kommunikation benötigte Hardware hängt vomAufbau der Anlage, aber eine sehr wichtige Rolle spielen dabei die LON LWL-Sternkoppler und die Lichtwellenleiter, die den LWL-Sternkoppler mit den Gerätenerforderlich. Um die Geräte von MicroSCADA zu verbinden, ist dieAnwendungsbibliothek LIB670 erforderlich.

Das Softwaremodul HV Control 670 ist im HochspannungsverarbeitungspaketLIB520 enthalten, das ein Teil der Softwarebibliothek innerhalb der MicroSCADA-Anwendungen ist.

Das Softwaremodul HV Control 670 wird zur Steuerung von Funktionen in Gerätender 670 Serie verwendet. Dieses Modul beinhaltet das Prozessabbild, Dialoge und einTool zur Erzeugung der Prozessdatenbank für die Steuerungsanwendung inMicroSCADA.

Verwenden Sie das LON Network Tool (LNT) zum Einstellen der LON-Kommunikation. Dies ist ein Software-Tool, das als Knoten am LON-Bus verwendetwird. Zur Kommunikation via LON müssen die Geräte

• die Knotenadressen der anderen verbundenen Geräte kennen.• die zu verwendenden Netzwerkvariablen-Selektoren kennen.

Das wird durch das LNT organisiert.

Die Knotenadresse wird über die lokale HMI an das LNT übertragen, indem derParameter ServicePinMsg = Ja gesetzt wird. Die Knotenadresse wird über den LON-Bus an das LNT gesendet oder das LNT kann im Netzwerk nach neuen Knotenscannen.

Die Kommunikationsgeschwindigkeit des LON Bus ist auf den Standardwert von1,25 Mbit/s eingestellt. Dies kann von LNT geändert werden.

18.4 SPA-Kommunikationsprotokoll

18.4.1 Anwendung

SPA Kommunikationsprotokoll als Alternative zu IEC 60870-5-103. Es wird derselbe Kommunikationsport wie bei IEC 60870-5-103 verwendet.



Bei der Kommunikation mit einem an der Schaltanlagen-LAN angeschlossenen PCs,per WAN und dem Büro-LAN, wie in Abbildung 299 dargestellt und unter Einsatz derhinteren Ethernet-Schnittstelle am optischen Ethernet-Modul (OEM), wird lediglichdie folgende Hardware zur Überwachung der Schaltanlage benötigt:

• Faseroptik vom Gerät zum Schaltanlagen-LAN.• PC, der mit Büro-LAN des Versorgungsunternehmens verbunden ist

Gerät GerätGerät

Schaltanlagen-LAN


Fernüberwachung

Anlagen-LAN

WAN

IEC05000715 V3 DE

Abb. 299: SPA-Kommunikationsstruktur für ein Fernüberwachungssystemüber das Schaltanlagen-LAN, WAN und Anlagen-LAN

Die SPA-Kommunikation wird hauptsächlich für dasSchaltanlagenüberwachungssystem verwendet. Sie kann verschiedene Geräte mitFernkommunikationsoptionen umfassen. Der Anschluss an einen Computer (PC)kann direkt erfolgen (wenn sich der PC in der Schaltanlage befindet) oder perTelefonmodem über ein Telefonnetz mit ITU-Charakteristik (ehemals CCITT) oderüber eine LAN-/WAN-Verbindung.

Glas <1000 m entsprechend den optischen Vorgaben

Kunststoff <20 m (im Schrank) entsprechend den optischen Vorgaben

FunktionenDas SPA-Protokoll V2.5 ist ein ASCII-basiertes Protokoll für die serielleKommunikation. Die Kommunikation basiert auf einem Master-Slave-Prinzip, wodas Gerät ein Slave und der PC der Master ist. Nur ein Master kann in jeder LWL-Schleife eingesetzt werden. Im Master-Computer ist zur Interpretation der SPA-Bus-Codes und zur Übersetzung der Daten, die an das Gerät gesendet werden sollen einProgramm erforderlich.

Spezifikationen zum SPA-Protokoll V2.5 finden Sie im SPA-BusKommunikationsprotokoll V2.5.




Die Einstellparameter für die SPA-Kommunikation werden über das lokale HMIeingestellt.

SPA, IEC 60870-5-103 und DNP3 verwenden den gleichen Kommunikationsport aufder Rückseite. Setzen Sie den Parameter Auslösung unter Hauptmenü /Einstellungen /Allgemeine Einstellungen /Kommunikation /SLM-Konfiguration /Hinterer optischer SPA-IEC-DNP Port /Protokollauswahl aufdas ausgewählte Protokoll.

Nach Auswahl der Kommunikationsprotokolle wird das IED automatischneugestartet.

Die wichtigsten Einstellungen im IED für die SPA-Kommunikation sind die Slave-Nummer und die Baudrate (Kommunikationsgeschwindigkeit). Diese Einstellungensind für die Kommunikation mit dem IED absolut erforderlich.

Diese Einstellungen können nur am lokalen HMI für Kommunikation über denhinteren und vorderen Kanal durchgeführt werden.

Die Slave-Nummer kann auf einen beliebigen Wert zwischen 1 und 899 eingestelltwerden, sofern die Slave-Nummer innerhalb der verwendeten SPA-Schleifeeindeutig ist.

Die Baudrate, d. h. die Kommunikationsgeschwindigkeit, kann zwischen 300 und38400 Baud eingestellt werden. Angaben zur Bestimmung derBemessungsgeschwindigkeit für die ausgewählten Kommunikationsschnittstellenfinden Sie in den technischen Daten. Die Baudrate sollte in der gesamten Station dieselbe sein, dennoch können in einer Schleife abweichende Baudraten auftreten. Wennin derselben Faseroptik-Schleife oder RS485-Netzwerk unterschiedliche Baudrateneingesetzt werden, dann sollten Sie dies bei der Kommunikationseinrichtung imKommunikationsmaster, dem PC, berücksichtigen.

Bei der lokalen Faseroptik-Kommunikation sind 19200 oder 38400 Baud die normaleEinstellung. Wird die Kommunikation per Telefon genutzt, dann hängt dieKommunikationsgeschwindigkeit von der Verbindungsqualität und vomverwendeten Modemtyp ab. Aber bedenken Sie, dass das Gerät seineGeschwindigkeit nicht an die aktuellen Kommunikationsbedingungen anpasst, da dieGeschwindigkeit in der LHMI eingestellt wird.



18.5 IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll

18.5.1 Anwendung

IEC05000660 V4 DE

Abb. 300: Beispiel der IEC 60870-5-103-Kommunikationsstruktur für einStationsautomatisierungssystem

Das IEC 60870-5-103-Kommunikationsprotokoll wird hauptsächlich verwendet,wenn eine Schutz-IED mit einem übergeordneten Stationsautomatisierungssystemkommuniziert. Dieses System benötigt eine Software, die die IEC 60870-5-103-Kommunikationsnachrichten auswerten kann.

Wenn lokal in der Anlage über einen PC oder eine RTU (Remote Terminal Unit)kommuniziert wird, die mit dem Kommunikations- und Verarbeitungsmodulverbunden sind, dann ist nur ein Lichtwellenleiter als Hardware erforderlich sowie einopto-elektrischer Konverter für den PC oder die RTU oder eine RS-485-Verbindungje nach verwendeter Geräte-Kommunikationsschnittstelle.

FunktionenIEC 60870-5-103 ist ein asymmetrisches (Master-Slave) Protokoll für bitcodiertenseriellen Kommunikationsaustausch von Informationen mit einem Steuersystem. Inder IEC-Terminologie ist eine Primäre Station ein Master und eine sekundäre Stationein Slave. Die Kommunikation basiert auf einem Punkt-zu-Punkt-Prinzip. Der Mastermuss eine Software haben, die die IEC 60870-5-103 Kommunikationsnachrichteninterpretieren kann. Weitere Informationen über IEC 60870-5-103 entnehmen Siebitte der Norm IEC 60870 Teil 5: Übertragungsprotokolle und Abschnitt 103,anwendungsbezogene Norm für die Informationsschnittstelle von Schutzausrüstung.



Design

AllgemeinesDie Protokollimplementierung umfasst die folgenden Funktionen:

• Ereignisverarbeitung• Aufzeichnung der Analogmesswerte (Messwerte)• Fehlerort• Befehlsverarbeitung

• Wiedereinschaltung EIN/AUS• Distanzschutz EIN/AUS• Schutz EIN/AUS• LED-Rückstellung• Charakteristiken 1 - 4 (Parametersätze)

• Dateiübertragung (Störschriebe)• Zeitsynchronisierung

HardwareBei der lokalen Kommunikation mit einem PC oder Fernwirkeinrichtung (engl.remote terminal unit, RTU) in der Station unter Verwendung des SPA/IECAnschlusses ist nur folgende Hardware erforderlich:· Glas-/Kunststofffaser·opto-elektrischer Wandler für PC/RTU· PC/RTU

BefehleDie im Protokoll IEC 60870-5-103 definierten Befehle werden in speziellenFunktionsblöcken dargestellt. Diese Blöcke verfügen über Ausgangssignale für alleverfügbaren Befehle gemäß Protokoll.

• Gerätebefehle in Steuerrichtung

Funktionsblock mit definierten IED-Funktionen in Steuerrichtung, I103IEDCMD.Dieser Block verwendet PARAMETR als FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

• Funktionsbefehle in Steuerrichtung

Funktionsblock mit vordefinierten Funktionen in Steuerrichtung, I103CMD. DieserBlock umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

• Funktionsbefehle in Steuerrichtung

Funktionsblock mit benutzerdefinierten Funktionen in Steuerrichtung,I103UserCMD. Diese Funktionsblöcke beinhalten den Parameter FUNCTION TYPEfür jeden Block im privaten Bereich und den Parameter INFORMATION für jedesAusgangssignal.



StatusDie für das Protokoll IEC 60870-5-103 verfügbaren Ereignisse, die im IED erzeugtwerden, basieren auf:

• der IED-Statusanzeige in Melderichtung

Funktionsblock mit definierten IED-Funktionen in Melderichtung, I103IED. DieserBlock verwendet PARAMETER als FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Eingangssignal definiert.

• Funktionsstatusanzeige in Melderichtung, benutzerdefiniert

Funktionsblock mit benutzerdefinierten Eingangssignalen in Melderichtung,I103UserDef. Diese Funktionsblöcke beinhalten den Parameter FUNCTION TYPEfür jeden Block im privaten Bereich und den Parameter INFORMATION NUMBERfür jedes Eingangssignal.

• Überwachungsanzeigen in Melderichtung

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Überwachungsinformationen inMelderichtung, I103Superv. Dieser Block enthält den Parameter FUNCTION TYPE,und der Parameter INFORMATION NUMBER ist bereits für jedes Ausgangssignaldefiniert.

• Erdfehleranzeigen in Melderichtung

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Erdfehleranzeigen in MelderichtungI103EF. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und der ParameterINFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

• Fehleranzeigen in Melderichtung, Typ 1

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Fehleranzeigen in MelderichtungI103FltDis. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und derParameter INFORMATION NUMBER ist für jedes Eingangssignal definiert. DieserBlock ist für die Distanzschutzfunktion geeignet.

• Fehleranzeigen in Melderichtung, Typ 2

Funktionsblock mit definierten Funktionen für Fehleranzeigen in MelderichtungI103FltStd. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE und derParameter INFORMATION NUMBER ist für jedes Eingangssignal definiert.

Dieser Block ist für die Leitungsdifferential-, Transformatordifferential-, Überstrom-und Erdfehlerschutzfunktionen geeignet.

• Wiedereinschaltungsanzeige in Melderichtung



Funktionsblock mit definierten Funktionen für Wiedereinschaltungsanzeigen inMelderichtung I103AR. Dieser Block umfasst den Parameter FUNCTION TYPE undder Parameter INFORMATION NUMBER ist für jedes Ausgangssignal definiert.

MesswerteDie Messwerte können gemäß der Norm als Typ 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 und Typ 9 verwendetwerden.

• Messwerte im öffentlichen Bereich

Funktionsblock, der alle gültigen Messtypen abhängig von den verbundenen Signalenübermittelt, I103Meas.

• Messwerte im privaten Bereich

Funktionsblock mit benutzerdefinierten Eingangs-Messwerten in Melderichtung,I103MeasUsr. Diese Funktionsblöcke beinhalten den Parameter FUNCTION TYPEfür jeden Block im privaten Bereich und den Parameter INFORMATION für jedenBlock.

FehlerortDer Fehlerort wird als Blindwiderstand ausgedrückt. In Bezug auf denBlindwiderstand der Leitungslänge wird dadurch der Abstand zum Fehler in Prozentangegeben. Die Daten sind verfügbar und werden gemeldet, wenn das IED dieFehlerortungsfunktion beinhaltet.

Störschriebaufzeichnungen

• Die Übertragungsfunktion basiert auf der Störschreiberfunktion. Dieaufgezeichneten analogen und binären Signale werden über eine Datenabfrage anden Master übertragen. Die letzten acht verzeichneten Störungen stehen zurÜbertragung an den Master zur Verfügung. Eine Datei, die übertragen wurde undvom Master quittiert wurde, kann nicht noch einmal übertragen werden.

• Die im Störschreiber enthaltenen binären Signale, sind die, welche mit denStörfall-Funktionsblöcken B1RBDR bis B6RBDR verbunden sind. DieseFunktionsblöcke enthalten den Funktionstyp und die Informationsnummer fürjedes Signal. Weitere Informationen über die Beschreibung des Störfall-Berichtsfinden Sie im Technischen Handbuch. Die analogen Signale, die über eineDatenabfrage übertragen werden, sind die, welche mit den Störfall-Funktionsblöcken A1RADR bis A4RADR verbunden sind. Die acht erstengehören zum öffentlichen und die verbleibenden zum privaten Bereich.

Einstellung



Einstellungen für RS485 und optische serielle Kommunikation

Allgemeine EinstellungenSPA, DNP und IEC 60870-5-103 können für den Betrieb am optischen seriellen Port(SLM) konfiguriert werden, während DNP und IEC 60870-5-103 auch den RS485-Port nutzen können. Pro physischem Port kann jeweils immer nur ein Protokoll aktivsein.

Die Konfiguration des IEC 60870-5-103-Protokolls erfolgt in zwei verschiedenenBereichen der HMI.

1. Die IEC 60870-5-103-Protokollparameter für den Port werden konfiguriertunter:Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/IEC6870-5-103/• <Konfig-Auswahl>• SlaveAddress• BaudRate• RevPolarity (nur optischer Kanal)• CycMeasRepTime• MasterTimeDomain• TimeSyncMode• EvalTimeAccuracy• EventRepMode• CmdMode

<Konfig-Auswahl> ist:• "OPTICAL103:1" für optischen seriellen Kanal am SLM• "RS485103:1" für RS485-Port

2. Das an einem physischen Port aktive Protokoll wird gewählt unter:Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/Portkonfiguration/• RS485-Port

• RS485PROT:1 (aus, DNP, IEC103)• Optischer serieller Port (SLM)

• PROTOCOL:1 (aus, DNP, IEC103, SPA)



=GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-

A9D5E9EE7CA8=3=de=Original.vsd

GUID-CD4EB23C-65E7-4ED5-AFB1-A9D5E9EE7CA8 V3 DE

Abb. 301: Einstellungen für die IEC 60870-5-103-Kommunikation

Die allgemeinen Einstellungen für die IEC 60870-5-103-Kommunikation sind diefolgenden:

• SlaveAddress und BaudRate: Einstellungen für die Slave-Nummer und dieKommunikationsgeschwindigkeit (Baud-Rate)Die Slave-Nummer kann auf einen beliebigen Wert zwischen 1 und 254 gesetztwerden. Die Kommunikationsgeschwindigkeit kann entweder auf 9.600 bit/soder 19.200 bit/s eingestellt werden.

• RevPolarity: Einstellung für Invertierung des Lichts (oder keine Invertierung).Die Standardeinstellung in IEC 60870-5-103 ist Ein.

• CycMeasRepTime: Weitere Informationen siehe I103MEAS-Funktionsblock.• EventRepMode: Definiert den Modus, in dem Ereignisse berichtet werden. Der

Ereignispuffer ist ausreichend für 1.000 Ereignisse.

EreignisberichtsmodusWenn SeqOfEvent gewählt wird, werden alle Ereignisse (Generalabfrage undplötzlich auftretende) in der Reihenfolge weitergegeben, in der sie vom BSW erzeugtwurden. Der aktuellste Wert ist der letzte gelieferte Wert. Alle Generalabfrage-Datenaus einem einzelnen Block kommen aus dem gleichen Zyklus.

Wenn HiPriSpont gewählt wird, werden plötzlich auftretende Ereignisse vor denGeneralabfrage-Ereignissen geliefert. Um zu verhindern, dass alteGeneralabfragedaten nach einem neuen spontanen Ereignis geliefert werden, wird dasanstehende Generalabfrageereignis so geändert, dass es denselben Wert wie dasspontane Ereignis enthält. Folglich ist der Datensatz der Generalabfrage nichtzeitkorrelliert.

Die Einstellung für die Kommunikationsparameter Slave-Nummer und Baudrate sindauf dem lokalen HMI unter: Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskonfiguration /SPA/SPA:1 zu finden, wählen Sie dann ein Protokoll.

Einstellungen von PCM600EreignisFür jeden Eingang der Ereignisfunktion (EVENT) gibt es eine Einstellung für dieInformationsnummer des verbundenen Signals. Die Informationsnummer kann aufeinen beliebigen Wert zwischen 0 und 255 gesetzt werden. Um den korrekten Betriebder Ereignisfolge zu erzielen, müssen die Ereignismasken in der Ereignisfunktion auf



ON_CHANGE gesetzt werden. Bei einzelnen Befehlssignalen ist die Ereignismaskeauf ON_SET zu setzen.

Darüber hinaus steht die Einstellung an jedem Ereignisblock für den Funktionstyp zurVerfügung. Siehe Beschreibung des Hauptfunktionstyp auf der LHMI.

BefehleBezüglich der im Protokoll definierten Befehle gibt es einen eigenen Funktionsblockmit acht Ausgangssignalen. Zum Konfigurieren dieser Signale verwenden SiePCM600. Um den Befehl BlockOfInformation umzusetzen, der von der LHMI ausgesteuert wird, müssen der Ausgang BLKINFO im Befehlsfunktionsblock des GerätsICOM mit einem Eingang eines Ereignis-Funktionsblocks verbunden werden.Gemäß dem Standard muss dieser Eingang mit der Informationsnummer 20 (Sperreder Überwachungsrichtung) versehen sein.

StörschriebaufzeichnungenFür jeden Eingang der Störschreiberfunktion gibt es eine Einstellung für dieInformationsnummer des verbundenen Signals. Der Funktionstyp und dieInformationsnummer kann auf einen beliebigen Wert zwischen 0 und 255 gesetztwerden. Für jeden Störschreiber-Eingang gibt es Parameter, um INF und FUN für dieaufgezeichneten binären Signale einzustellen. Der Benutzer muss diese Parameter aufdas an den jeweiligen Eingang angeschlossene Signal einstellen.

Siehe Beschreibung des Hauptfunktionstyp auf der LHMI.

Aufgezeichnete analoge Kanäle werden mit ASDU26 und ASDU31 gesendet. EinInformationselement in diesen ASDUs wird ACC (actual channel) genannt und zeigtden aktuell zu verarbeitenden Kanal an. Diese Kanäle im Störschreiber werden miteinem ACC gemäß der folgenden Tabelle gesendet:

DRA#-Input ACC IEC 103-Bedeutung1 1 IL1

2 2 IL2

3 3 IL3

4 4 IN

5 5 UL1E

6 6 UL2E

7 7 UL3E

8 8 UEN

9 64 Privater Bereich










DRA#-Input ACC IEC 103-Bedeutung16 71 Privater Bereich

























Funktions- und InformationstypenDer Funktionstyp ist folgendermaßen definiert:

128 = Distanzschutz

160 = Überstromschutz

176 = Transformatordifferentialschutz

192 = Leitungsdifferentialschutz

Angaben zu den vom Kommunikationsprotokoll IEC 60870-5-103 unterstütztenInformationstypen finden Sie im Technischen Referenzhandbuch/Stationskommunikation.

Zur Unterstützung der Informationen müssen die entsprechenden Funktionen imSchutz-IED enthalten sein.



Für die folgenden Teile gibt es keine Darstellung:

• Erzeugen von Ereignissen für Prüfmodus• Ursache der Übertragung: Info-Nr. 11, lokale Schalthoheit

EIA RS-485 wird nicht unterstützt. Es sollten Glas- oder Kunststofffasern verwendetwerden. BFOC/2.5 ist die einzusetzende Schnittstelle (BFOC/2.5 entspricht den ST-Anschlüssen). ST-Anschlüsse werden, wie im Standard definiert, mit optischerLeistung betrieben.

Weitere Informationen finden Sie in der IEC-Norm IEC 60870-5-103.

18.6 MULTICMDRCV und MULTICMDSND




Multipler Befehl und Empfang MULTICMDRCV - -

Multipler Befehl und Senden MULTICMDSND - -

18.6.2 Anwendung

Das Gerät bietet zwei Funktionsblocks, die es zahlreichen Geräten ermöglichen,Signale über den Stations-Bus zu senden und zu empfangen. Der Sende-Funktionsblock, MULTICMDSND, erfordert 16 binäre Eingänge. LON ermöglichtdie Übermittlung derselben an den entsprechenden Empfänger-Funktionsblock,MULTICMDRCV, der über 16 binäre Ausgänge verfügt.


18.6.3.1 Einstellung

Die Parameter der Funktion für multiple Befehle werden über PCM600 eingestellt.

Die Modus-Einstellung regelt die Ausgänge entweder auf einen durchgehenden odergepulsten Modus.



Abschnitt 19 Kommunikation zur Gegenseite

19.1 Übertragung binäres Signal




Übertragung binäres Signal BinSignReceive - -

Übertragung binäres Signal BinSignTransm - -

19.1.2 Anwendung

Das Gerät kann mit Kommunikationsmodulen für den Leitungsdifferentialschutzund/oder die Kommunikation von binären Signalen zwischen Geräten ausgestattetsein. Dieselbe Hardware wird für beide Kommunikationszwecke eingesetzt.

Die Kommunikation zwischen zwei Geräten, die sich an geographischunterschiedlichen Standorten befinden, ist ein fundamentaler Bestandteil derLängsdifferentialfunktion.

Das Senden binärer Signale zwischen zwei Geräten, von denen sich je eines amjeweiligen Ende der Stromleitung befindet, wird bei Vergleichsverfahren und beiMitnahmeverfahren eingesetzt. Darüber hinaus bestehen weitereAnwendungsmöglichkeiten, wie beispielsweise die Blockier-/Aktivierungsfunktionin Unterstationen der Gegenseite, die Änderung des Parametersatzes im Gerät an derGegenseite in Abhängigkeit der Schaltsituation an der lokalen Seite und so weiter.

Bei Ausstattung mit einem LDCM, kann ein 64-kBit/s-Kommunikationskanal mitdem Gerät verbunden werden, der dann eine Kapazität von 192 binären Signalen fürdie Kommunikation mit einem Gerät an der Gegenseite aufweist.

19.1.2.1 Kommunikationshardware-Lösungen

Das LDCM (Line Data Communication Module, Leitungs-Datenkommunikationsmodul) verfügt über einen optischen Anschluss, sodass zweiGeräte über eine direkte Glasfaserleitung (Multimode) verbunden werden können,wie in Abbildung 302 dargestellt. Es wird das IEEE/ANSI C37.94 Protokollverwendet. Die Entfernung bei dieser Lösung beträgt typischerweise 110 km.

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 19Kommunikation zur Gegenseite


LDCM

LDCM

LDCM

LDCMLDCM

LDCMLDCMLDCM

LDCMLDCM

LDCM

LDCMLD

CMLD

CM

LDCMLDCM

en06000519-2.vsdIEC06000519 V2 DE

Abb. 302: Direkte Glasfaserverbindung zwischen den beiden Geräten mitLDCM

Das LDCM kann auch gemeinsam mit einem externen optogalvanischen G.703-Konverter oder mit einem alternativen optogalvanischen X.21-Konverter verwendetwerden, wie in Abbildung 303 dargestellt. Diese Lösungen dienen dem Anschluss aneinen Multiplexer, der wiederum an ein Telekommunikationsnetz angeschlossen ist(beispielsweise SDH oder PDH).

IEC05000527 V1 DE

Abb. 303: LDCM mit einem externen optogalvanischen Konverter undMultiplexer

Wird ein externes G.703- oder X21-Modem eingesetzt, dann erfolgt die Verbindungzwischen dem LDCM und dem Modem über ein Multimode-Glasfaserkabel mit max.3 km Länge. Das IEEE/ANSI C37.94 Protokoll wird immer zwischen dem LDCMund dem Modem verwendet.

Alternativ kann ein LDCM mit eingebautem X.21-Konverter und 15-poliger MicroD-Sub Buchse verwendet werden.

Abschnitt 19 1MRK 502 051-UDE -Kommunikation zur Gegenseite



ChannelMode: Dieser Parameter kann auf Ein oder Aus eingestellt werden.Abgesehen davon, kann er auch auf OutOfService eingestellt werden, was bedeutet,dass das lokale LDCM außer Betrieb ist. Durch diese Einstellung ist derKommunikationskanal aktiv und eine Meldung wird an das Gerät der Gegenseitegesendet, die aussagt, dass das lokale Gerät außer Betrieb ist, aber kein COMFAIL-Signal anliegt und die gesendeten analogen und binären Werte entsprechen Null.

TerminalNo: Diese Einstellung sollte verwendet werden, um jedem LDCM bei allenDifferentialschutzgeräten eine eindeutige Adresse zuzuweisen. Bis zu 256 LDCMskönnen mit einer eindeutigen Nummer versehen werden. Nehmen Sie ein Gerät mitzwei LDCMs an:

• LDCM für Slot 302: Setzen Sie TerminalNo auf 1 und RemoteTermNo auf 2.• LDCM für Slot 303: Setzen Sie TerminalNo auf 3 und RemoteTermNo auf 4.

Bei Stromdifferentialanwendungen mit mehreren Terminals mit 4 LDCMs in jedemGerät, müssen bis zu 20 eindeutige Adressen eingerichtet werden.

Die eindeutige Adresse ist erforderlich, um imKommunikationssystem eine hohe Sicherheit gegen fehlerhafteAdressierung sicher zu stellen. Beim Einsatz derselben Nummer fürdie Einstellung TerminalNo in mehreren LDCMs, kann ein Schleifen-Rückgabetest im Kommunikationssystem eine fehlerhafte Auslösungverursachen.

RemoteTermNo: Diese Einstellung vergibt allen in Beziehung stehenden LDCM imGerät der Gegenseite eine Nummer. Für jedes LDCM wird der ParameterRemoteTermNo auf einen anderen Wert gesetzt als der Parameter TerminalNo, jedochentspricht dieser dem Parameter TerminalNo des LDCM an der Gegenseite. Im Gerätder Gegenseite werden die Einstellungen TerminalNo und RemoteTermNofolgendermaßen umgekehrt:

• LDCM für Slot 302: Setzen Sie TerminalNo auf 2 und RemoteTermNo auf 1• LDCM für Slot 303: Setzen Sie TerminalNo auf 4 und RemoteTermNo auf 3

Der redundante Kanal wird immer mit der niedrigeren Positionkonfiguriert, beispielsweise

• Slot 302: Hauptkanal• Slot 303: Redundanter Kanal

Gleiches gilt für die Slots 312-313 und Slots 322-323.



DiffSync: Nachfolgend die Methode zur Zeitsynchronisation, Echo oder GPS, wenndie Leitungsdifferentialschutzfunktion ausgewählt wurde.

GPSSyncErr: Wurde die GPS-Synchronisation verloren, dann läuft dieSynchronisation der Leitungsdifferentialschutzfunktion auf der Grundlage derStabilität der Geräteuhr noch 16 s weiter. Abschließend blockiert die EinstellungBlock die Leitungsdifferentialfunktion oder die Einstellung Echo lässt sie über dieSynchronisierungsmethode Echo weiter laufen. Beachten Sie, dass die Verwendungvon Echo in dieser Situation nur so lange sicher ist, so lange keine Gefahr vonSchwankungen in der Übertragungsasymmetrie bestehen.

CommSync: Diese Einstellung entscheidet über die Master- oder Slave-Beziehungenim Kommunikationssystem und sollte nicht als Synchronisation derLeitungsdifferentialproben missverstanden werden. Wird eine direkteGlasfaserverbindung verwendet, dann wird ein LDCM als Master und das andere alsSlave eingestellt. Wird ein Modem und ein Multiplexer eingesetzt, dann ist das Gerätimmer als Slave einzustellen, da das Telekommunikationssystem den Clock-Masterbereitstellt.

OptoPower: Die Einstellung LowPower wird für Glasfaserleitungen mit einer Längevon 0 – 1 km und HighPower für Leitungen mit einer Länge >1 km verwendet.

TransmCurr: Diese Einstellung entscheidet darüber, welcher der beiden möglichenlokalen Ströme übertragen werden soll, ob und wie die Summe der beiden lokalenStröme übertragen wird oder ob der Kanal als redundanter Kanal verwendet werdensoll.

In einer Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung liegen zwei lokale Ströme vor, unddie Erdung an den Stromwandlern kann sich für diese unterscheiden. CT-SUMüberträgt die Summe der beiden Stromwandler-Einheiten. CT-DIFF1 überträgtStromwandlereinheit 1 minus Stromwandlereinheit 2 und CT-DIFF2 überträgtStromwandlereinheit 2 minus Stromwandlereinheit 1.

CT-GRP1 oder CT-GRP2 überträgt die jeweilige Stromwandlereinheit, und dieEinstellung RedundantChannel macht den zu verwendenden Kanal zumReservekanal.

ComFailAlrmDel: Zeitverzögerung für den Alarm bei Kommunikationsfehlern. InKommunikationssystemen kann das Umschalten der Leitungen manchmal zuUnterbrechungen mit einer Dauer von bis zu 50 ms führen. Daher kann eine zu kurzeEinstellung der Zeitverzögerung in solchen Situationen störende Fehlalarmeverursachen.

ComFailResDel: Zeitverzögerung für das Rücksetzen des Alarms beiKommunikationsfehlern.

RedChSwTime: Zeitverzögerung vor dem Umschalten auf einen redundanten Kanalim Fall des Ausfalls des Primärkanals.

RedChRturnTime: Zeitverzögerung vor dem Rückschalten des Primärkanals nachdem Kanalfehler.

Abschnitt 19 1MRK 502 051-UDE -Kommunikation zur Gegenseite


AsymDelay: Die Asymmetrie wird als Übertragungsverzögerung minusEmpfangsverzögerung definiert. Ist eine feste Asymmetrie bekannt, dann kann dieSynchronisationsmethode Echo eingesetzt werden, wenn der Parameter AsymDelaykorrekt eingestellt wurde. Aus der Definition geht hervor, dass die Asymmetrie aneinem Ende immer positiv und am anderen immer negativ ist.

AnalogLatency: Lokale analoge Latenz. Ein Parameter, der die Zeitverzögerungangibt (Anzahl von Proben), die zwischen der tatsächlichen Probenahme und derEingangszeit der Probe am lokalen Kommunikationsmodul, LDCM, auftritt. DerParameter sollte bei der Übermittlung analoger Daten vom lokalenStromwandlermodul, TRM, auf 2 eingestellt werden. .

RemAinLatency: Analoge Latenz an der Gegenseite. Dieser Parameter entspricht demParameter LocAinLatency, der im Gerät der Gegenseite eingestellt ist.

MaxTransmDelay: Es können Daten für eine Übertragungsverzögerung von maximal40 ms zwischengepuffert werden. Zeitverzögerungen im Bereich einigerMillisekunden sind normal. Bitte beachten Sie, dass bei Daten, die in der verkehrtenReihenfolge eingehen, die ältesten Daten verworfen werden.

CompRange: Der Einstellwert ist der Wert der aktuellen Spitze, an dem der Wertabgeschnitten wird. Um diesen Wert einstellen zu können, müssen dieFehlerstrompegel bekannt sein. Diese Einstellung ist nicht entscheidend, da sehr hoheStromwerte berücksichtigt werden, bei denen eine normale Auslösung in der Regelnoch erfolgen kann.

MaxtDiffLevel: Erlaubte maximale Zeitverzögerung zwischen den internen Uhren anden jeweiligen Leitungsenden.



Abschnitt 20 Grundfunktionen des IED

20.1 ATHSTAT - Autorisierungsstatus

20.1.1 Anwendung

Der Autorisierungsstatus (ATHSTAT) ist ein Anzeigefunktionsblock, der über zweiEreignisse bezüglich IED und Benutzerberechtigung informiert:

• die Tatsache, dass mindestens ein Benutzer versucht hat, unberechtigterweise inden IED einzuloggen und dass dieser Versuch blockiert wurde (AusgangUSRBLKED)

• die Tatsache, dass mindestens ein Benutzer eingeloggt ist (AusgangLOGGEDON)

Die beiden Eingänge der Funktion ATHSTAT können in der Konfiguration fürverschiedene Anzeige- und Alarmursachen verwendet oder auch für den gleichenZweck an die Stationssteuerung gesendet werden.

20.2 CHNGLCK - Änderungssperre

20.2.1 Anwendung

Die Änderungssperrfunktion CHNGLCK wird verwendet, um weitere Änderungenan der Gerätekonfiguration zu blockieren, wenn die Inbetriebnahme abgeschlossenist. Der Zweck ist, versehentliche Änderungen an der Gerätekonfiguration und anEinstellungen unmöglich zu machen.

Ist die Funktion CHNGLCK aktiviert, können noch immer folgende Maßnahmenvorgenommen werden, die keine Neukonfiguration des Gerätes nach sich ziehen:

• Überwachung• Ereignisse lesen• Ereignisse zurücksetzen• Stördaten lesen• Störungen löschen• LEDs zurücksetzen

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 20Grundfunktionen des IED


• Zähler und andere Laufzeitkomponentenstatus zurücksetzen• Steuerungsmaßnahmen• Systemzeit einstellen• Testmodus aktivieren und deaktivieren• Aktuellen Parametersatz ändern

Der binäre Eingang, der die Funktion steuert, ist definiert in ACT oder SMT. DieFunktion CHNGLCK wird unter Verwendung von ACT konfiguriert.

LOCK Binäres Eingangssignal, das die Funktion aktiviert/deaktiviert, definiert in ACToder SMT.

Wenn CHNGLCK logisch 1 am Eingang hat, dann werden alle Versuche, dieGerätekonfiguration und Einstellungen zu ändern, durch folgende Meldungverweigert: "Error: Changes blocked" (Fehler: Änderungen blockiert) wird in derHMI angezeigt; im PCM600 lautet die Meldung "Operation denied by activeChangeLock" (Funktion verweigert durch aktive Änderungssperre). DieCHNGLCK-Funktion sollte so konfiguriert werden, dass sie von einem Signal vonder binären Eingabekarte gesteuert werden kann. Dadurch wird sichergestellt, dassCHNGLCK deaktiviert wird, wenn das Signal auf logisch 0 gesetzt wird. Wenn aufdem Pfad zum CHNGLCK-Eingang eine Logik enthalten ist, muss diese Logik soausgelegt sein, dass sie nicht kontinuierlich ein logisches Signal an den CHNGLCK-Eingang legt. Wenn aber eine solche Situation trotz der entsprechendenVorkehrungen auftritt, kontaktieren Sie bitte Ihren lokalen ABB-Vertreter für weitereMaßnahmen.

20.3 Dienstverweigerung (denial of service, DOS)

20.3.1 Anwendung

Die Dienstverweigerungsfunktionen (DOSFRNT, DOSLANAB und DOSLANCD)dienen der Begrenzung der CPU-Belastung, wie sie in Geräten durch starken Verkehrim Ethernet-Netzwerk verursacht werden. Die Kommunikationseinrichtungen dürfendie primäre Funktionalität des Geräts nicht beeinträchtigen. Der gesamteNetzwerkverkehr wird quotenkontrolliert, sodass zu starke Netzwerklasten besserkontrolliert werden können. Ein starker Netzwerkverkehr kann beispielsweise dasErgebnis von defekten Geräten sein, die an das Netzwerk angeschlossenen sind.

DOSFRNT, DOSLANAB und DOSLANCD messen die Gerätelast durchKommunikation und begrenzen diese, falls erforderlich, damit die Steuer- undSchutzfunktion der Geräte aufgrund der hohen CPU-Belastung nicht gefährdet wird.Die Funktion hat folgende Ausgänge:

Abschnitt 20 1MRK 502 051-UDE -Grundfunktionen des IED


• LINKUP zeigt den Ethernet-Verbindungsstatus an.• WARNING zeigt an, dass die Kommunikation (Framerate) höher ist als normal• ALARM zeigt an, dass das Gerät die Kommunikation begrenzt


Die Funktion verfügt über keine Parameter in der lokalen HMI oder dem PCM600.

20.4 IED-Identifikatoren

20.4.1 Anwendung

Die Funktion IED-Identifikatoren (TERMINALID) ermöglicht dem Benutzer dieIdentifikation des individuellen IED in dem System, nicht nur in der Anlage, sondernin einer gesamten Region oder einem Land.

Nur die Zeichen A-Z, a-z und 0-9 in Stations-, Objekt- undGerätebezeichnungen verwenden.

20.5 Produktinformationen

20.5.1 Anwendung

Die Funktion "Produktbezeichner" enthält konstante Daten (können nicht verändertwerden), die das Gerät eindeutig bezeichnen:

• ProductVer• ProductDef• SerialNo• OrderingNo• ProductionDate• IEDProdType

Die Einstellungen werden auf der lokalen HMI angezeigt unter Hauptmenü/Diagnose/IED-Status/Produktidentifikationund unterHauptmenü/Diagnose/IED-Status/IED-Bezeichner

Diese Information ist bei der Kommunikation mit dem ABB Produkt-Support sehrhilfreich (z. B. bei Reparatur- und Wartungsmaßnahmen).



20.5.2 Werkseinstellungen

Werkseinstellungen sind für die Identifizierung einer bestimmten Version sehrnützlich und sehr hilfreich bei Wartungen, Reparaturen, dem Austausch von IEDszwischen verschiedenen Schaltanlagen-Automationssystemen undAktualisierungen. Werkseinstellungen können vom Benutzer nicht verändert werden.Sie können nur angezeigt werden. Die Einstellungen befinden sich in der HMI unterHauptmenü/Diagnostics/IED Status/Product identifiers

Folgende Identifikatoren stehen zur Verfügung:

• IEDProdTyp• Beschreibt den IED-Typ (z. B. REL, REC oder RET). Beispiel: REL670

• ProductDef• Beschreibt die Freigabenummer von der Produktion. Beispiel: 1.2.2.0

• ProductVer• Beschreibt die Produktversion. Beispiel: 1.2.3

1 ist die Hauptversion des hergestellten Produkt, d. h., neue Plattform des Produkts

2 ist die Unterversion des hergestellten Produkt, d. h., Produkt durch neue Funktionenoder neue Hardware ergänzt

3 ist die Überarbeitung der Hauptversion des hergestellten Produkts, d. h., Funktionenoder Hardware haben sich entweder geändert oder wurden im Produkt erweitert

• IEDMainFunType• Hauptfunktionstyp-Code entsprechend IEC 60870-5-103. Beispiel: 128

(bedeutet Leitungsschutz).• Serien-Nr• Bestell-Nr• Produktionsdatum

20.6 Messwert-Expansionsblock RANGE_XP




Messwert-Expansionsblock RANGE_XP - -



20.6.2 Anwendung

Die Strom- und Spannungsmessfunktionen (CVMMXN, CMMXU, VMMXU undVNMMXU), die symmetrischen Strom- undSpannungskomponentenmessfunktionen (CMSQI und VMSQI) und die generischenE-/A-Kommunikationsfunktionen gemäß IEC 61850 (MVGAPC) stehen mit einerMessüberwachungsfunktionalität zur Verfügung. Alle Messwerte können mit viereinstellbaren Schwellenwerten überwacht werden: absolute Untergrenze,Untergrenze, Obergrenze und absolute Obergrenze. Der Messwert-ExpansionsblockRANGE_XP soll dazu dienen, das Integer-Ausgangssignal von den Messfunktionenin 5 binäre Signale zu übersetzen: unter zweitem unteren Grenzwert, unter erstemunteren Grenzwert, normal, über erstem oberen Grenzwert und über zweitem oberenGrenzwert. Die Ausgangssignale können in der konfigurierbaren Logik alsBedingungen verwendet werden.


Für die Messwert-Erweiterungsblockfunktion gibt es keine einstellbaren Parameter.

20.7 Parametersätze

20.7.1 Anwendung

Sechs Parametersätze stehen zur Verfügung, um den Betrieb des Geräts fürunterschiedliche Netzbedingungen zu optimieren. Nach der Einrichtung angepassterParametersätze, entweder über die lokale HMI oder über konfigurierbareBinäreingänge, erhalten Sie durch den Wechsel zwischen den Parametersätzen einäußerst anpassungsfähiges Gerät für eine Vielzahl von Netzsystemszenarien.

Unterschiedliche Bedingungen in elektrischen Netzen mit unterschiedlichenSpannungspegeln erfordern äußerst anpassungsfähige Steuerungseinheiten, umZuverlässigkeit, Sicherheit und Selektivität zu gewährleisten. Schutzeinheitenarbeiten mit einem höheren Verlässlichkeitsgrad, insbesondere dann, wenn dieEinstellwerte ihrer Parameter kontinuierlich den Bedingungen in dem elektrischenNetz angepasst werden.

Operative Abteilungen können so verschiedenen Betriebsbedingungen in denPrimärgeräten planen. Der für die Schutzvorrichtungen zuständige Ingenieur kann fürunterschiedliche Schutzfunktionen die erforderlichen optimierten und vorabgetesteten Einstellungen im Voraus vornehmen. Sechs verschiedene Parametersätzemit Einstellparametern sind im Gerät verfügbar. Jeder einzelne kann mithilfe vonexternen oder internen Steuerungssignalen über die verschiedenen programmierbarenBinäreingänge aktiviert werden.

Der Funktionsblock SETGRPS definiert, wie viele Parametersätze verwendetwerden. Die Einstellung erfolgt über den Parameter MAXSETGR, der auf denerforderlichen Wert für jedes Gerät festgelegt wird. Nur die festgelegten



Parametersätze stehen im Parameter Setting Tool zur Aktivierung im FunktionsblockAktive Parametergruppe zur Verfügung.


Mit der Einstellung ActiveSetGrp wird ausgewählt, welche Parametergruppe aktiv ist.Die aktive Gruppe kann auch über den konfigurierten Eingang für den FunktionsblockSETGRPS ausgewählt werden.

Die Länge des Impulses, der vom Ausgangssignal SETCHGD gesendet wird, wenndie aktive Gruppe wechselt, wird über den Parameter t eingestellt.

Der Parameter MAXSETGR legt die maximale Anzahl der Parametersätze fest,zwischen denen gewechselt werden kann. Im Tool für Parametereinstellungen (PST)steht für die Aktivierung mit dem Funktionsblock Aktive Parametergruppe nur dieausgewählte Anzahl an Parametersätzen zur Verfügung.

20.8 Nennfrequenz des Netzes - PRIMVAL

20.8.1 KennungFunktionsbeschreibung IEC-61850-Identi‐



Primärsystemwerte PRIMVAL - -

20.8.2 Anwendung

Die Bemessungs-Systemfrequenz wird unter Hauptmenü/AllgemeineEinstellungen/ Basisparameter/ Basisdaten Primär imParametereinstellungsbaum in der HMI und am PCM600 festgelegt.


Stellen Sie die Bemessungsfrequenz des Netzes ein. Erläuterungen zurFrequenzverfolgung enthält der Abschnitt "SMAI - Signalmatrix fürAnalogeingänge".

20.9 3PHSUM - Summationsbaustein 3phasig



20.9.1 Anwendung

Der analoge Summationsbaustein 3PHSUM wird verwendet, um die Summe vonzwei Sätzen 3-phasigen Analogsignalen (desselben Typs) für die Gerätefunktionen,die sie eventuell benötigen, zu erhalten.


Der Summierungsblock empfängt die dreiphasigen Signale von den SMAI-Blöcken.Der Summierungsblock hat mehrere Einstellungen.

SummationType: Summierungstyp (Gruppe 1 + Gruppe 2, Gruppe 1 - Gruppe 2,Gruppe 2 - Gruppe 1 oder –(Gruppe 1 + Gruppe 2)).

DFTReference: Der DFT-Referenzblock (InternalDFT Ref,DFTRefGrp1 oderExterne DFT ref) .

FreqMeasMinVal: Der Mindestwert der Spannung, für die die Frequenz berechnetwird, ausgedrückt als Prozentwert von UBaseBasisspannungseinstellung (für jedeInstanz x).


20.10 Global definierte Werte GBASVAL




Globale Basiswertgruppe GBASVAL - -

20.10.2 Anwendung

Die Funktion der globalen Basiswertgruppe (GBASVAL) stellt globale Werte bereit,die für alle anwendbaren Funktionen im IED gleich sind. Ein Satz globaler Wertebesteht aus den Werten für Strom, Spannung und Scheinleistung, wobei sechsverschiedene Wertsätze bereitgestellt werden können.

Dies ist ein großer Vorteil, da alle anwendbaren Funktionen des IED dieselbe Quellefür ihre Basisdaten verwenden. Dies ermöglicht mehr Konsistenz im IED und sorgtdafür, dass bei Bedarf beim Aktualisieren der Werte nur eine Quelle aktualisiertwerden muss.



Jede anwendbare Funktion im IED hat einen Parameter, GlobalBaseSel, der einen dersechs Sätze von GBASVAL definiert.


UBase: Leiter-Leiter-Spannungswerte, die als Grundwerte für die anwendbarenFunktionen im IED eingesetzt werden.

IBase: Leiter-Stromwert, der als Grundwert für die anwendbaren Funktionen im IEDeingesetzt werden.

SBase: Standardwert der Scheinleistung, die als Grundwert für die anwendbarenFunktionen im IED eingesetzt werden, typischerweise SBase=√3·UBase·IBase.

20.11 Signalmatrix für Binäreingänge (SMBI)

20.11.1 Anwendung

Die Funktion "Signalmatrix für Binäreingänge" (SMBI) wird innerhalb desApplikationskonfigurations-Tools (ACT) in direkter Verbindung mit dem SignalMatrix Tool verwendet. SMBI stellt dar, wie Binäreingänge für eineGerätekonfiguration eingebunden werden.


Im Parameter Setting Tool stehen dem Benutzer keine Einstellparameter für dieFunktion "Signalmatrix für Binäreingänge" (SMBI) zur Verfügung. Der Benutzersollte jedoch im Applikationskonfigurations-Tool für die SMBI-Instanz und für dieSMBI-Eingänge direkt entsprechende Name festlegen. Diese Namen definierten dieSMBI-Funktion im Signal Matrix Tool. Die benutzerdefinierten Namen für die Ein-und Ausgangssignale erscheinen auch an den entsprechenden Ein- undAusgangssignalen.

20.12 SMBO - Signalmatrix für Binärausgänge

20.12.1 Anwendung

Die Funktion "Signalmatrix für Binärausgänge" (SMBO) wird innerhalb desApplikationskonfigurations-Tools (ACT) in direkter Verbindung mit dem SignalMatrix Tool verwendet. SMBO stellt dar, wie Binärausgänge von einerGerätekonfiguration gesendet werden.




Im Parameter Setting Tool stehen dem Benutzer keine Einstellparameter für dieFunktion "Signalmatrix für Binärausgänge" (SMBO) zur Verfügung. Der Benutzermuss jedoch im Applikationskonfigurations-Tool für die SMBO-Instanz und für dieSMBO-Ausgänge direkt entsprechende Name festlegen. Diese Namen definierten dieSMBO-Funktion im Signal Matrix Tool.

20.13 SMMI - Signalmatrix für mA-Eingänge

20.13.1 Anwendung

Die Funktion "Signalmatrix für mA-Eingänge" (SMMI) wird innerhalb desApplikationskonfigurations-Tools (ACT) in direkter Verbindung mit dem SignalMatrix Tool verwendet. SMMI stellt dar, wie Milliampère-Eingänge (mA) für eineGerätekonfiguration eingebunden werden.


Im Parameter Setting Tool stehen dem Benutzer keine Einstellparameter für dieFunktion "Signalmatrix für mA-Eingänge" (SMMI) zur Verfügung. Der Benutzermuss jedoch im Applikationskonfigurations-Tool für die SMMI-Instanz und für dieSMMI-Eingänge direkt entsprechende Name festlegen.

20.14 SMAI - Signalmatrix für Analogeingänge

20.14.1 Anwendung

Die Signalmatrix für Analogeingänge (SMAI), auch als vorverarbeitenderFunktionsblock bekannt, analysiert die vier verbundenen Analogsignale (drei Leiter-und Summengröße) und berechnet von diesen alle relevanten Informationen wieZeigerbetrag, Phasenwinkel, Frequenz, echter Effektivwert, Oberschwingungen,symmetrische Komponenten usw. Diese Informationen werden dann von denentsprechenden Funktionen verwendet, die mit diesem SMAI-Block im ACTverbunden sind (z. B. Schutz-, Mess- oder Überwachungsfunktionen).

20.14.2 Frequenzwerte

Die Frequenzfunktionen enthalten eine Funktionalität, die auf dem Pegel derMitsystemspannung IntBlockLevel basiert und prüft, ob die Frequenzmessung gültigist oder nicht. Wenn die Mitsystemspannung unter dem Wert von IntBlockLevel liegt,



wird die Funktion blockiert. IntBlockLevel wird als Prozentwert von UBase/√3festgelegt.

Wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-Ph gesetzt ist, müssen für dieBerechnung der Mitsystemspannung mindestens zwei der Eingänge GRPxL1,GRPxL2 und GRPxL3 verbunden sein. Es ist zu beachten, dass die Leiter-Leiter-Eingänge immer wie folgt verbunden sein müssen: L1-L2 an GRPxL1, L2-L3 anGRPxL2, L3-L1 an GRPxL3. Wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-Ngesetzt ist, müssen für die Berechnung der Mitsystemspannung alle drei EingängeGRPxL1, GRPxL2 und GRPxL3 verbunden sein.

Wenn nur eine Leiter-Leiter-Spannung verfügbar ist und die SMAI-EinstellungConnectionType auf Ph-Ph gesetzt ist, empfiehlt es sich, für die SMAI-Berechnungder Mitsystemspannung zwei (nicht drei) der Eingänge GRPxL1, GRPxL2 undGRPxL3, wie in Abbildung 304 gezeigt, mit dem gleichen Spannungseingang zuverbinden.


IEC10000060 V1 EN

Abb. 304: Anschlussbeispiel

Das oben beschriebene Szenario funktioniert nicht, wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-N gesetzt ist. Wenn nur eineLeiter-Erde-Spannung verfügbar ist, kann die gleiche Art vonVerbindung verwendet werden, jedoch muss die SMAI-EinstellungConnectionType auf Ph-Ph gesetzt bleiben. Außerdem muss diesbeim Einstellen des Parameters IntBlockLevel berücksichtigt werden.Wenn die SMAI-Einstellung ConnectionType auf Ph-N gesetzt istund alle drei SMAI-Eingänge mit der gleichen Spannung verbundensind, ist die Mitsystemspannung Null und die Frequenzfunktionenfunktionieren nicht korrekt.

Die Ausgänge des oben konfigurierten SMAI-Blocks dürfen nur fürÜberfrequenzschutz (SAPTOF), Unterfrequenzschutz (SAPTUF)und Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) verwendet werden, da alleanderen Informationen außer der Frequenz und derMitsystemspannung falsch berechnet werden könnten.

Das gleiche Verbindungsprinzip für die Leiter-Leiter-Spannung ist inPumpspeicherkraftwerken für den SMAI-Block für den Frequenzverfolgung-Master



zu verwenden, wenn während des generatorischen und motorischen Betriebs einWechsel zwischen Mit- und Gegensystemspannungen auftritt.


Die Parameter der Funktionen der Signalmatrix für Analogeingänge (SMAI) werdenüber die HMI oder PCM600 eingegeben.

Jeder SMAI-Funktionsblock kann vier Analogsignale empfangen (drei Phase und einneutraler Wert) entweder Spannung oder Strom. SMAI-Ausgänge bietenInformationen über jeden Aspekt der erfassten 3ph-Analogsignale an (Phasenwinkel,RMS-Wert, Frequenz, Frequenzableitungen usw. – insgesamt 244 Werte). Außerdem "Gruppennamen", können der analoge Eingangstyp (Spannung oder Strom) undder analoge Eingangsname direkt in ACT eingegeben werden.

Anwendungsfunktionen sind mit einem SMAI-Block mit der gleichen Zykluszeit wiedie der Anwendungsfunktion zu verbinden, sofern es sich nicht z. B. umMessfunktionen handelt, die in langsamen Zykluszeiten ausgeführt werden.

DFTRefExtOut: Parameter nur gültig für Funktionsblock SMAI1 .

Referenzblock für externe Ausgänge (SPFCOUT Funktionsausgang).

DFTReference: Referenz DFT, die für den SMAI-Block verwendet wird.

Diese DFT Referenzblock-Einstellungen entscheiden über DFT Referenzen für DFTBerechnungen. Der Parameter InternalDFTRef verwendet eine feste DFT Referenzauf der Grundlage der eingestellten Systemfrequenz. DFTRefGrp(n) verwendet eineDFT Referenz vom ausgewählten Gruppenblock. Bei Auswahl der eigenen Gruppewird eine adaptive DTF Referenz auf der Grundlage der berechneten Signalfrequenzder eigenen Gruppe eingesetzt. Der Parameter ExternalDFTRef verwendet eineReferenz, die darauf basiert, was am Eingang DFTSPFC angeschlossen ist.

Der Parameter ConnectionType: Anschlusstyp der spezifischen Instanz (n) der SMAI(wenn er Ph-N oder Ph-Ph ist). Die nicht angeschlossenen Ausgänge Ph-N oder Ph-Ph werden in Abhängigkeit des Anschlusstyps berechnet, sofern sie berechnet werdenkönnen. So werden z. B. bei Ph-Ph die Verbindungen L1, L2 und L3 für dieVerwendung in symmetrischen Komponenten berechnet. Wenn Komponente Nentsprechend zu verwenden ist, muss die Leiterkomponente bei Fehlern IN/UN mitEingang 4 verbunden sein..

Invertierung: Möchte der Benutzer das 3ph Signal invertieren, ist es möglich, eineausschließliche Invertierung der Leitersignale Negate3Ph, des neutralen SignalsNegateN oder beider Signale Negate3Ph+N zu wählen.


MinValFreqMeas: Der Mindestwert der Spannung für den die Frequenz berechnetwurde in Prozent von UBase ausgedrückt (für jede Instanz n).



Sind keine Spannungswandler-Eingänge verfügbar, sollten dieEinstellungen DFTRefExtOut und DFTReference auf denStandardwert InternalDFTRef gesetzt werden.

Selbst wenn der Benutzer den Parameter AnalogInputType einesSMAI-Blocks auf "Current" setzt, bleibt der ParameterMinValFreqMeas weiterhin sichtbar. Die Verwendung derStromkanalwerte als Grundlage für die Frequenzmessung ist jedochaus verschiedenen Gründen nicht empfehlenswert, nicht zuletztauch aufgrund der niedrigen Strompegel, die diese unter normalenBetriebsbedingungen haben können.

Beispiele der adaptiven Frenquenzverfolgung

Ein Vorverarbeitungsblock ist nur für die Versorgung der Funktioneninnerhalb der gleichen Ausführungszyklen zu verwenden (z. B. kannein Vorverarbeitungsblock mit Zyklus 1 verwendet werden, um denTransformator-Differentialschutz zu versorgen). Die einzigeAusnahme stellen die Messfunktionen dar (CVMMXN, CMMXU,VMMXU usw.), die durch Vorverarbeitungsblöcke mit Zyklus 8 zuversorgen sind.

Wenn zwei oder mehr Vorverarbeitungsblöcke für die Versorgungeiner Schutzfunktion verwendet werden (z. B. ÜberleistungsschutzGOPPDOP), ist unbedingt zu beachten, dass die ParametereinstellungDFTReference für alle beteiligten Vorverarbeitungsblöcke auf dengleichen Wert gesetzt ist.



IEC07000197.vsd

SMAI-Instanz Dreiph. Gruppe

SMAI1:1 1

SMAI2:2 2

SMAI3:3 3

SMAI4:4 4

SMAI5:5 5

SMAI6:6 6

SMAI7:7 7

SMAI8:8 8

SMAI9:9 9

SMAI10:10 10

SMAI11:11 11

SMAI12:12 12

Zykluszeitgruppe 1


SMAI1:13 1

SMAI2:14 2

SMAI3:15 3

SMAI4:16 4

SMAI5:17 5

SMAI6:18 6

SMAI7:19 7

SMAI8:20 8

SMAI9:21 9

SMAI10:22 10

SMAI11:23 11

SMAI12:24 12

Zykluszeitgruppe 2


SMAI1:25 1

SMAI2:26 2

SMAI3:27 3

SMAI4:28 4

SMAI5:29 5

SMAI6:30 6

SMAI7:31 7

SMAI8:32 8

SMAI9:33 9

SMAI10:34 10

SMAI11:35 11

SMAI12:36 12

Zykluszeitgruppe

AdDFTRefCh7

AdDFTRefCh4

IEC07000197 V2 DE

Abb. 305: Zwölf SMAI-Instanzen werden als Gruppe zu einer Zykluszeitzusammengefasst. SMAI-Blöcke sind im Gerät in drei verschiedenenZykluszeiten verfügbar. In den nachfolgenden Beispielen wird aufzwei Instanzen verwiesen.

Als Beispiel ist eine Situation mit adaptiver Frequenzverfolgung mit einerausgewählten Referenz für alle Instanzen dargestellt. In der Praxis kann jede Instanzan die Bedürfnisse der aktuellen Anwendung angepasst werden. Die adaptiveFrequenzverfolgung wird in den Geräten benötigt, die Bestandteil des Schutzsystems



von Synchronmaschinen sind und die während des An- und Herunterfahrens derMaschinen aktiv sind. In anderen Anwendungen ist der SMAI-ParameterDFTReference normalerweise auf InternalDFTRef gesetzt.

Beispiel 1


SMAI1:1BLOCKDFTSPFC^GRP1L1^GRP1L2^GRP1L3^GRP1N

SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000198 V3 EN

Abb. 306: Konfiguration für den Einsatz einer Instanz in Zykluszeitgruppe 1 alsDFT Referenz

Angenommen, die Instanz SMAI7:7 in der Zykluszeitgruppe 1 wurde in derKonfiguration zur Steuerung der Frequenzverfolgung ausgewählt . Es ist zu beachten,dass die ausgewählte Referenzinstanz (d. h. Frequenzverfolgungs-Master) einSpannungstyp sein muss. Es ist zu beachten, dass die Mitsystemspannung für dieFrequenzverfolgungsfunktion verwendet wird.

Für Zykluszeitgruppe 1 ergeben sich die folgenden Einstellungen (zur Nummerierungsiehe Abbildung 305):

SMAI1:1: DFTRefExtOut = DFTRefGrp7 zum Leiten der SMAI7:7 Referenz an denAusgang SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp7 für SMAI1:1 zum Einsatz vonSMAI7:7 als Referenz (siehe Abbildung 306) SMAI2:2 – SMAI12:12:DFTReference = DFTRefGrp7 für SMAI2:2 – SMAI12:12 zum Einsatz mit SMAI7:7als Referenz.

Für Zykluszeitgruppe 2 ergeben sich die folgenden Einstellungen:

SMAI1:13 – SMAI12:24: DFTReference = ExternalDFTRef zum Einsatz desEingangs DFTSPFC von SMAI1:13 als Referenz (SMAI7:7)




SMAI1:25 – SMAI12:36: DFTReference = ExternalDFTRef zur Verwendung desEingangs DFTSPFC als Referenz (SMAI7:7)

Beispiel 2



SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN


SPFCOUTAI3P

AI1AI2AI3AI4AIN

IEC07000199 V3 DE

Abb. 307: Konfiguration für den Einsatz einer Instanz in Zykluszeitgruppe 2 alsDFT Referenz.

Angenommen, die Instanz SMAI4:16 in der Zykluszeitgruppe 2 wurde in derKonfiguration ausgewählt, um die Frequenzverfolgung in allen Instanzen zukontrollieren. Es ist zu beachten, dass die ausgewählte Referenzinstanz (d. h.Frequenzverfolgungs-Master) ein Spannungstyp sein muss. Es ist zu beachten, dassdie Mitsystemspannung für die Frequenzverfolgungsfunktion verwendet wird.

Für Zykluszeitgruppe 1 ergeben sich die folgenden Einstellungen (zur Nummerierungsiehe Abbildung 305):



SMAI1:13: DFTRefExtOut = DFTRefGrp4 zum Leiten der SMAI4:16 Referenz anden Ausgang SPFCOUT, DFTReference = DFTRefGrp4 für SMAI1:13 zum Einsatzvon SMAI4:16 als Referenz (siehe Abbildung 307) SMAI2:14 – SMAI12:24:DFTReference = DFTRefGrp4 zum Einsatz von SMAI4:16 als Referenz.





20.15 Testmodus-Funktionalität TEST

20.15.1 Anwendung

Die Schutz- und Steuergeräte verfügen über viele integrierte Funktionen. Um dasVorgehen bei Prüfungen zu vereinfachen, bieten die IEDs die Möglichkeit,individuell einzelne, mehrere oder alle Funktionen zu blockieren.

Somit lässt es sich erkennen, wenn eine Funktion angeregt oder ausgelöst wird.Außerdem kann der Benutzer auch die Auslösung mehrerer verwandter Funktionenverfolgen, um die ordnungsgemäße Funktionsweise zu überwachen, Teile derKonfiguration zu überprüfen etc.

20.15.1.1 Testmodus gemäß IEC 61850-Protokoll

Der IEC 61850-Testmodus verfügt über verbesserte Testmöglichkeiten fürIEC 61850-Systeme. Vom Bediener an den IEC 61850 Mod gesendete Befehlebestimmen das Verhalten der Funktionen. Der Befehl kann über LHMI unterHauptmenü/Test/Funktion Testmodus oder fern von einem IEC 61850-Clientabgesetzt werden. Die möglichen Werte für IEC 61850 Mod sind im Handbuch derIEC 61850-Kommunikationsprotokolle Edition 1 und Edition 2 beschrieben.

Um den IEC 61850 Mod Parameter fern einzustellen, darf der PST-Parameter RemoteModControl nicht auf Aus eingestellt werden.Zulässige Werte sind Aus, Wartung oder Alle Ebenen. Der Wert Ausverhindert den Fernzugriff auf den Datenobjekt-Mod. Für Wartungmuss die Kategorie des Absenders (orCat) auf Wartung eingestelltsein und Alle Ebenen lässt alle orCat zu.

Der Mod des Root LD.LNN0 kann konfiguriert werden unter Hauptmenü/Test/Funktion Testmodus/Kommunikation/Stationskommunikation/IEC61850 LD0LLN0/LD0LLN0:1

Wenn der Mod auf dieser Ebene geändert wird, aktualisieren alle Komponenten unterdem logischen Gerät ihr Verhalten gemäß IEC 61850-7-4. Die unterstützten Werte fürIEC 61850 Mod sind im Handbuch der IEC 61850-KommunikationsprotokolleEdition 2 beschrieben. Der IEC 61850-Testmodus wird über über die Anrege-LEDauf der LHMI angezeigt.

Der Mod einer spezifischen Komponente kann konfiguriert werden unterHauptmenü/Test/Funktion Testmodus/Kommunikation/Stationskommunikation



Es ist möglich, dass das Verhalten unabhängig vom Modus auch durch andere Quellenbeeinflusst wird, wie durch das Einstecken des Prüfsteckers, den Verlust der SV unddie Gerätekonfiguration oder die LHMI. Wenn eine Funktion eines Geräts auf Auseingestellt ist, wird auch der entsprechende Parameter Beh auf Aus eingestellt. Derentsprechende Mod behält seinen aktuellen Zustand.

Wenn der Parameter Operation auf Aus eingestellt ist, wird das Verhalten auf Auseingestellt und kann nicht überschrieben werden. Wenn das Verhalten einer Funktionauf Aus eingestellt ist, wird die Funktion nicht ausgeführt.

Wenn IEC 61850 Mod einer Funktion auf Aus oder Blockierteingestellt ist, wird die Anrege-LED auf der LHMI auf Blinkengesetzt, um den anormalen Betrieb des Geräts anzuzeigen.

IEC 61850-7-4 gibt einen ausführlichen Überblick über alle Aspekte des Testmodusund andere Moduszustände und Verhaltensweisen.

• Wenn der Parameter Beh einer Komponente auf Test eingestellt ist, wird dieKomponente nicht blockiert und es werden alle Steuerbefehle mit einem Test-Bitakzeptiert.

• Wenn der Parameter Beh einer Komponente auf Test/Blockiert eingestellt ist,werden alle Steuerbefehle mit einem Test-Bit akzeptiert. Ausgänge zum Prozessüber eine Nicht-IEC 61850-Datenverbindung werden vom LN blockiert. Eswerden nur prozessbezogene Ausgänge an LNs in Verbindung mit Primärgerätenblockiert. Wenn ein XCBR vorliegt, werden die Ausgänge EXC_Open undEXC_Close blockiert.

• Wenn der Parameter Beh einer Komponente auf Blockiert eingestellt ist, werdenalle Steuerbefehle mit einem Test-Bit akzeptiert. Ausgänge zum Prozess übereine Nicht-IEC 61850-Datenverbindung werden vom LN blockiert. Darüberhinaus können die Komponenten blockiert werden, wenn deren Parameter Behauf Blockiert gesetzt ist. Dies kann erfolgen, wenn die Komponente einenBlockeingang hat. Der Blockstatus einer Komponente wird als Blk Ausgangunter dem Menü Test/Funktionsstatus angezeigt. Wenn der Blk Ausgang nichterscheint, kann die Komponente nicht blockiert werden.


Beachten Sie stets, dass es zwei Möglichkeiten gibt, um das Gerät in den ZustandTestmodus= Ein zu versetzen. Wenn sich das Gerät im normalen Betriebsmodusbefindet (TESTMODUS = Aus), jedoch für die Funktionen immer noch angezeigtwird, dass sich diese im Testmodus befinden, ist in der Konfiguration ggf. dasEingangssignal INPUT im Funktionsblock TESTMODUS aktiviert.



20.16 Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

20.16.1 Anwendung

Die Schutz- und Steuergeräte verfügen über viele integrierte Funktionen. Dieenthaltene Selbstüberwachung mit internem Ereignislisten-Funktionsblock liefertgute Möglichkeiten zur Überwachung des IED. Die Fehlersignale erleichtern dieAnalyse und die Ortung eines Fehlers.

Es steht sowohl eine Hardware- als auch eine Software-Überwachung zur Verfügung.Außerdem können mögliche Fehler über einen Hardware-Kontakt auf demStromversorgungsmodul und/oder über die Software-Kommunikation angezeigtwerden.

Interne Ereignisse werden über die eingebauten Überwachungsfunktionen generiert.Die Überwachungsfunktionen überwachen den Status von verschiedenen Modulenim IED und generieren im Fall eines Fehlers ein entsprechendes Ereignis. Ebensowird ein Ereignis generiert, wenn der Fehler behoben wurde.

Neben der eingebauten Überwachungsfunktion für die verschiedenen Module werdenauch dann Ereignisse generiert, wenn sich der Status der folgenden Komponentenändert:

• eingebaute Echtzeituhr (in Betrieb/funktionslos).• externe Zeitsynchronisation (in Betrieb/funktionslos).

Ereignisse werden auch generiert:

• wenn eine Einstellung im IED geändert wurde.

Interne Ereignisse sind mit einer Auflösung von 1 ms zeitmarkiert und werden in einerListe gespeichert. Diese Liste kann bis zu 40 Ereignisse speichern. Die Liste basiertauf dem FIFO-Prinzip: Wenn sie voll ist, wird das älteste Ereignis überschrieben. DerInhalt der Liste kann nicht modifiziert werden, es kann jedoch die gesamte Liste überdas Reset-Menü der LHMI gelöscht werden.

Die interne Ereignisliste liefert wertvolle Informationen, die im Rahmen derInbetriebnahme und zur Fehlersuche verwendet werden können.

Die Informationen können nur mithilfe des PCM600 Ereignisüberwachungssystemsabgerufen werden. Der PC kann entweder an den Frontanschluss oder an denrückseitigen Anschluss des Geräts angeschlossen werden.



20.17 Zeitsynchronisierung

20.17.1 Anwendung

Unter Anwendung der Zeitsynchronisierung wird eine allgemeine Zeitbasis für dieGeräte in einem Schutz- und Steuerungssystem geschaffen. Dadurch können dieEreignis- und Störungsdaten aller Geräte im System verglichen werden.

Die Zeitstempelung von internen Ereignissen und Störungen ist ein hervorragendesHilfsmittel für die Beurteilung von Fehlern. Ohne Zeitsynchronisierung sind nur dieEreignisse innerhalb des IED miteinander vergleichbar. Mit Zeitsynchronisierungkönnen bei der Beurteilung Ereignisse und Störungen innerhalb der gesamten Stationund sogar zwischen den Leitungsenden verglichen werden.

In einem Gerät kann die interne Zeit über verschiedene Quellen synchronisiertwerden:

• BIN (Binary Minute Pulse / binärer Minutenimpuls)• DNP• GPS• IEC103• SNTP• IRIG-B• SPA• LON• PPS

Weiterhin enthalten LON und SPA zwei Arten von Synchronisationsmeldungen:

• Einmal pro Minute wird eine Grobzeit-Nachricht mit Datum und Uhrzeit inkl.Jahr, Monat, Tag, Stunde, Minute, Sekunde und Millisekunde gesendet.

• Eine Feinzeit-Nachricht ergeht einmal pro Sekunde und enthält nur Sekundenund Millisekunden.

Über die Einstellung ist dem IED vorgegeben, welche davon zur Synchronisation desIED zu nutzen sind.

Es ist möglich, eine Reservezeitquelle für das GPS-Signal festzulegen, beispielsweiseSNTP. In diesem Fall wählt das Gerät bei einem schlechten GPS-Signal automatischSNTP als Zeitquelle. Zu einem gegebenen Zeitpunkt wird nur eine Zeitquelleverwendet.




SystemzeitDie Zeit wird mit Jahr, Monat, Tag, Stunde, Minute, Sekunde und Millisekundeeingestellt.

SynchronisierungDie Einstellparameter für die Echtzeituhr mit externer Zeitsynchronisierung (TIME)werden an der HMI oder im PCM600 festgelegt.

ZeitsynchronisierungDer für die Auswahl der Zeitsynchronisierungsquelle an der HMI erforderlicheParameter heißt Zeitsynchronisierung. Die Zeitsynchronisierungsquelle kann auchim PCM600 festgelegt werden. Die Einstellungsalternativen sind:

FineSyncSource – kann die folgenden Werte haben:

• Aus• SPA• LON• BIN (Binäre Minutenimpulse)• GPS• GPS+SPA• GPS+LON• GPS+BIN• SNTP• GPS+SNTP• GPS+IRIG-B• IRIG-B• PPS

CoarseSyncSrc – kann die folgenden Werte haben:

• Aus• SPA• LON• SNTP• DNP

Der Funktionseingang für die Minutenimpuls-Zeitsynchronisierung heißt"BININPUT".

Die Systemzeit kann manuell über das lokale Human Machine Interface (HMI) odereine Kommunikationsschnittstelle eingestellt werden. Die Zeitsynchronisierungsorgt für eine hohe Genauigkeit der Uhr (Sekunden und Millisekunden).

Mit dem Parameter SyncMaster kann festgelegt werden, ob das Gerät ein Master fürdie Zeitsynchronisierung in einem System mit in einem Kommunikationsnetz(IEC 61850-8-1) verbundenen Gerät ist oder nicht. Der Parameter SyncMaster kanndie folgenden Werte haben:



• Aus• SNTP-Server

Stellen Sie die Quelle der groben Zeitsynchronisierung(CoarseSyncSrc) auf Aus, wenn die GPS-Zeitsynchronisierung derLeitungsdifferentialfunktion verwendet wird. Stellen Sie die Quelleder feinen Zeitsynchronisierung (FineSyncSource) auf GPS. Damiterfolgt die gesamte Zeitsynchronisierung über GPS. In solchenSystemen soll ausschließlich GPS die Analogwerte synchronisieren.



Abschnitt 21 Anforderungen

21.1 Anforderungen an den Stromwandler

Die Leistungsfähigkeit einer Schutzfunktion hängt von der Qualität des gemessenenStromsignals ab. Die Sättigung der Stromwandler (CTs) verursacht eine Verzerrungder Stromsignale und kann zu Auslösefehlern oder unerwünschtem Auslösen einigerSchutzfunktionen führen. Daher kann die Sättigung der Stromwandler sowohl dieZuverlässigkeit als auch die Sicherheit des Schutzes beeinträchtigen. DiesesSchutzgerät wurde jedoch für ein korrektes Auslösen ausgelegt, das einen extremhohen Sättigungsgrad der Stromwandler toleriert.

21.1.1 Einteilung der Stromwandler

Um einen ordnungsgemäßen Betrieb zu gewährleisten, müssen Stromwandler in derLage sein, den Strom über eine Mindestzeitdauer korrekt zu reproduzieren, bevor dieSättigung des Stromwandlers beginnt. Um die Anforderung einer bestimmtenZeitdauer bis zur Sättigung zu erfüllen, müssen Stromwandler den nachfolgendbeschriebenen Anforderungen an eine minimale Bemessungsbürde bzw.resultierende Kniepunktspanung genügen.

Es gibt verschiedene Möglichkeiten für die Spezifikation von Stromwandlern.Konventionelle Stromwandler mit Magnetkern werden in der Regel nachinternationalen oder nationalen Normen beschrieben und gefertigt, in denen auchunterschiedliche Schutzklassen festgelegt sind. Es existieren viele unterschiedlicheNormen und zahlreiche Klassen. Grundsätzlich gibt es jedoch drei Arten vonStromwandlern:

• Stromwandler mit hoher Restmagnetisierung• Stromwandler mit niedriger Restmagnetisierung• Stromwandler ohne Restmagnetisierung

Stromwandler mit hoher Restmagnetisierung weist keine Begrenzung desRemanenzflusses auf. Sie besitzen einen Magnetkern ohne Luftspalt, so dass einRemanenzfluss beinahe unbegrenzt lange erhalten bleiben könnte. Bei solchenStromwandlern kann die Restmagnetisierung bis zu ca. 80 % des Sättigungsflussesbetragen. Typische Beispiele für Stromwandler mit hoher Restmagnetisierung sinddie Klassen P, PX und TPX nach IEC, die Klassen P und X nach BS (alte britischeNorm) sowie die Klassen C und K nach ANSI/IEEE.

Stromwandler mit niedriger Restmagnetisierung haben eine definierteBegrenzung des remanenten Remanenzflusses. Sie werden mit einem kleinenLuftspalt gefertigt, um die Restmagnetisierung auf ein Niveau von höchstens 10 % des

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 21Anforderungen


Sättigungsflusses zu verringern. Der kleine Luftspalt hat nur sehr begrenzteAuswirkungen auf die übrigen Eigenschaften des Stromwandlers. Die Klassen PXRund TPY nach IEC sind Stromwandler mit niedriger Restmagnetisierung.

Stromwandler ohne Restmagnetisierung haben einen praktischvernachlässigbaren Remanenzfluss. Sie besitzen relativ große Luftspalte, um dieRestmagnetisierung praktisch auf null zu reduzieren. Gleichzeitig verringern dieseLuftspalte die Auswirkungen der Gleichstromkomponente des primärenFehlerstroms. Die Luftspalte reduzieren allerdings die Messgenauigkeit im nichtgesättigten Betriebsbereich. Die Klasse TPZ nach IEC bezeichnet Stromwandler ohneRestmagnetisierung.

Die Kniepunktspannung wird in verschiedenen Normen und Klassen aufunterschiedliche Weise festgelegt. Ein approximativer Vergleich der Werteverschiedener Klassen ist jedoch möglich. Die äquivalente begrenzendeKniepunktspannung Eal entsprechend der Norm IEC 61869-2 dient zur Beschreibungder Stromwandleranforderungen für das Gerät. Die Anforderungen sind außerdemnach weiteren Normen definiert.

21.1.2 Bedingungen

Die Anforderungen sind ein Ergebnis der Untersuchungen in unserem Netzsimulator.Die Stromwandlermodelle sind repräsentativ für Stromwandler mit hoher undStromwandler mit niedriger Restmagnetisierung. Auf Stromwandler ohneRestmagnetisierung sind die Ergebnisse möglicherweise nicht in jedem Fallanwendbar (TPZ).

Die Leistungsfähigkeit der Schutzfunktionen wurde im Bereich symmetrischer bisvollkommen unsymmetrischer Fehlerströme überprüft. Bei den Tests wurdenPrimärzeitkonstanten von mindestens 120 ms berücksichtigt. Die nachstehendenStromanforderungen gelten daher sowohl für symmetrische als auch fürunsymmetrische Fehlerströme.

In Abhängigkeit von der jeweiligen Schutzfunktion beinhalteten die Tests Leiter-Erde-, Leiter-Leiter- und dreipoliger Fehler mit verschiedenen relevanten Fehlerorten– z.B. stationsnahe Fehler in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung, Fehler in Reichweitevon Zone 1, interne und externe Fehler. Die Zuverlässigkeit und Sicherheit desSchutzes wurde z.B. durch eine Überprüfung auf Verzögerungen, unerwünschteAuslösungen, Richtungsabhängigkeit, Überreichweite und Stabilität verifiziert.

Die Restmagnetisierung im Stromwandlerkern kann bei bestimmtenSchutzfunktionen unerwünschte Auslösungen oder geringfügige zusätzlicheVerzögerungen hervorrufen. Da unerwünschte Auslösungen definitiv nichtakzeptabel sind, wurde für sicherheitskritische Fehlerfälle – wie z.B. Fehler inRückwärtsrichtung und externe Fehler – die maximale Restmagnetisierungberücksichtigt. Angesichts der Tatsache, dass das Risiko zusätzlicher Verzögerungenbeinahe vernachlässigbar ist und kein Risiko eines Auslöseversagens besteht, wurdedie Restmagnetisierung bei der Überprüfung der Zuverlässigkeit nicht berücksichtigt.

Abschnitt 21 1MRK 502 051-UDE -Anforderungen


Die nachstehenden Anforderungen sind daher für alle normalen Anwendungsfälleumfassend gültig.

Es ist schwierig, allgemeine Empfehlungen für zusätzliche Toleranzen für dieRestmagnetisierung zu geben, um das geringe Risiko einer zusätzlichen Verzögerungzu vermeiden. Diese Zuschläge hängen von den Anforderungen in Bezug auf Leistungund Wirtschaftlichkeit ab. Bei Verwendung von Stromwandlern mit niedrigerRestmagnetisierung (z. B. TPY, PR) ist normalerweise keine zusätzliche Toleranzerforderlich. Bei Stromwandlern mit hoher Restmagnetisierung (z. B. P, PX, TPX) istbei der Entscheidung über eine zusätzliche Toleranz zu berücksichtigen, dass einegeringe Wahrscheinlichkeit für das Auftreten vollkommen unsymmetrischer Fehlerin Verbindung mit einer hohen Restmagnetisierung in Richtung des fehlerbedingtenFlusses besteht. Ein vollkommen unsymmetrischer Fehlerstrom wird erreicht, wennder Fehler ungefähr bei Nullspannung (0°) auftritt. Untersuchungen haben gezeigt,dass 95 % der Fehler im Netz bei einem Spannungswinkel zwischen 40° und 90°auftreten. Darüber hinaus existiert ein vollkommen unsymmetrischer Fehlerstromnicht in allen Leitern gleichzeitig.

21.1.3 Fehlerstrom

Die Anforderungen an Stromwandler basieren auf dem maximalen Fehlerstrom anunterschiedlichen Orten. Ein maximaler Fehlerstrom tritt bei dreipoligen Fehlern oderbei einpoligen Erdfehlern auf. Bei einem Erdfehler ist die Stromstärke höher als beieinem dreipoligen Fehler, wenn die Nullimpedanz in der Gesamtfehlerschleifeniedriger ist als die Mitimpedanz.

Bei der Berechnung der Anforderungen an Stromwandler ist der maximaleFehlerstrom für den jeweiligen Fehlerort zu verwenden. Daher sind beide Fehlerartenzu berücksichtigen.

21.1.4 Sekundärer Zuleitungswiderstand und Zusatzbürde

Die Spannung an den Sekundärklemmen des Stromwandlers wirkt sich direkt aufdessen Sättigung aus. Diese Spannung baut sich in einer Schleife auf, die dieSekundärleiter und die Bürde aller Relais im Stromkreis umfasst. Bei Erdfehlernumfasst die Schleife den fehlerhaften Leiter und die Erde als Rückleiter, d.h. in derRegel das Doppelte des Widerstands eines einzelnen Leiters. Bei dreipoligen Fehlernist der Nullstrom gleich null und es muss nur der Widerstand bis zu dem Punktberücksichtigt werden, an dem der fehlerhafte Leiter mit der gemeinsamen Erdeverbunden sind. Meist werden vieradrige Sekundärleitungen verwendet, so dass esnormalerweise ausreicht, für den Fall eines dreipoligen Fehlers nur einen einzelnenSekundärleiter zu berücksichtigen.

Folglich ist zur Berechnung für Leiter-Erde-Fehler der Schleifenwiderstand, d.h. dasDoppelte des Widerstands eines einzelnen Sekundärleiters zu verwenden, währendzur Berechnung für dreipolige Fehler normalerweise der Leiterwiderstand, d.h. derWiderstand eines einzelnen Sekundärleiters, verwendet werden kann.



Da die Bürde bei dreipoligen Fehlern erheblich von der Bürde bei Leiter-Erde-Fehlernabweichen kann, ist es wichtig, beide Fälle zu berücksichtigen. Sogar wenn der Leiter-Erde-Fehlerstrom kleiner ist als der Fehlerstrom bei dreipoligen Fehlern, kann inAbhängigkeit von der höheren Bürde der Leiter-Erde-Fehler die Dimensionierungdes Stromwandlers bestimmen.

In isolierten oder hochohmig geerdeten Netzen ist der Leiter-Erde-Fehler nicht der fürdie Dimensionierung ausschlaggebende Fehler. Daher kann der Berechnung indiesem Fall immer der Widerstand eines einzelnen Leiters der Sekundärleitungzugrunde gelegt werden.

21.1.5 Allgemeine Anforderungen an Stromwandler

Das Stromwandlerverhältnis wird hauptsächlich auf der Basis von Netzdaten wie z. B.der Maximallast und/oder dem maximalen Fehlerstrom gewählt. Es sollte überprüftwerden, ob der Strom zur Schutzeinrichtung höher ist als der minimale Auslösestromfür alle Fehler, die innerhalb des gewählten Stromwandlerverhältnisses erkanntwerden sollen. Zudem sollte sichergestellt werden, dass der maximal möglicheFehlerstrom die Grenzwerte des Geräts nicht überschreitet.

Aufgrund des Stromfehlers des Stromwandlers ist es evtl. nur begrenzt möglich, füreinen sensiblen Nullstromschutz eine sehr empfindliche Einstellung zu verwenden.Wenn für diesen Schutz eine sehr empfindliche Einstellung verwendet werden soll, istein Stromwandler mit einer Genauigkeitsklasse zu empfehlen, die beimPrimärnennstrom einen Stromfehler von weniger als ±1 % aufweist (z.B. Klasse 5P).Bei Verwendung eines Stromwandlers mit geringerer Genauigkeit ist es ratsam, beider Inbetriebnahme den tatsächlichen unerwünschten Nullstrom zu überprüfen.

21.1.6 Anforderungen an die Nennbürde bzw. Kniepunktspannung

In Bezug auf die Sättigung des Stromwandlers können alle Stromwandler mit hoherRemanenz und niedriger Remanenz, die die nachfolgend aufgeführtenAnforderungen der äquivalenten Kniepunktspannung Eal erfüllen, verwendet werden.Die Merkmale des Stromwandlertyps ohne Remanenz CT (TPZ) sind hinsichtlich desPhasenwinkelfehlers nicht gut definiert. Wenn für eine bestimmte Funktion keineausdrückliche Empfehlung genannt ist, wird empfohlen, bei ABB zu erfragen, ob derTyp ohne Remanenz verwendet werden kann.

Die unten angegebenen Stromwandleranforderungen für die unterschiedlichenFunktionen gelten für eine äquivalente begrenzende Kniepunktspannung Eal gemäßNorm IEC 61869-2. Die für andere Klassen und Normen geltendenStromwandleranforderungen sind am Ende dieses Abschnitts aufgeführt.



21.1.6.1 Anleitung zur Berechnung des Stromwandlers für denGeneratordifferentialschutz

Dieser Abschnitt dient zu Informationszwecken als praktische Anleitung zurDimensionierung von Stromwandlern für das Generatordifferentialschutzgerät.Dabei sind zwei Fälle interessant. Der erste Fall beschreibt, wie überprüft werdenkann, ob bestehende Stromwandler die Anforderungen für einem bestimmtenAnwendungsbereich erfüllen. Der andere Fall beschreibt, wie Herstellern vonStromwandlern die nötigen Stromwandlerdaten für den Anwendungsbereichbereitgestellt werden können. Nachfolgend ist für jeden Fall ein Beispiel angegeben.

~

GDP

Externer Fehler

Strom-wandler1

Strom-wandler2

Itf Itf


IEC11000215 V1 DE

Im Gerät gelten für das Generatordifferential und dieTransformatordifferentialfunktionen dieselben Stromwandleranforderungen. LautAnleitung müssen die Stromwandler über eine äquivalente begrenzendeKniepunktspannung Eal verfügen, die größer oder gleich der maximal erforderlichenäquivalenten Kniepunktspannung EalreqRat und EalreqExt ist; siehe unten:

( )30 NGal alreqRat sr ct w addbu

pr

IE E I R R R

I³ = × × + +


( )2 tfal alreqExt sr ct w addbu

pr

IE E I R R R

I³ = × × + +


Dabeigilt:

ING Der primäre Bemessungsstrom des Generators

Itf Maximaler Primärfehlerstrom durch Stromwandler für externe Fehler. Allgemein gilt zwar,dass sowohl dreiphasige Fehler als Leiter-Erde-Fehler zu berücksichtigen sind. In den meis‐ten Anwendungsbereichen für Generatoren ist das System jedoch hochohmig geerdet undder Leiter-Erde-Fehlerstrom ist niedrig, so dass für die Dimensionierung der dreiphasigeFehler ausschlaggebend ist.

Ipr Der primäre Bemessungsstrom des Stromwandlers



Isr Der sekundäre Bemessungsstrom des Stromwandlers

Rct Der sekundärer Wicklungswiderstand des Stromwandlers

Rw Der Widerstand der Sekundärleitung Für Leiter-Erde-Fehler muss der Schleifenwiderstandmit Leiter- und Neutralkabeln (doppelte Länge) und für dreiphasige Fehler der Leiterkabel(einfache Länge) verwendet werden.

Raddbu Die gesamte zusätzliche Bürde des Differentialrelais und möglichen weiteren Relais

Es wird davon ausgegangen, dass die Sekundärleitung und die zusätzliche Bürde fürbeide Beispiele identisch sind. Der Widerstand der Sekundärleitungen kann mittelsfolgendem Ausdruck berechnet werden:

wRIA

r= × W


Im Beispiel hat sowohl für CT1 als auch für CT2 die Sekundärleitung eine Länge von300 m. Die Querschnittsfläche ist 2,5 mm2. Der spezifische Widerstand von Kupferbei 75 °C beträgt 0,021 Ω m2/m.

Gleichung für diesen Wert:

3000.021 2.52.5

r= × = × = WwRIA


Die Summe für die gesamte zusätzliche Bürde für beide Stromwandler im Beispielbeträgt 0,3 Ω.

Berechnungsbeispiel 1Es soll überprüft werden, ob der vorhandene Stromwandler im folgendenAnwendungsbereich die Anforderungen an den REG670 Generatordifferentialschutzerfüllt.



~

GDP

Externer Fehler

Strom-wandler1

Strom-wandler2

Itf Itf


IEC11000215 V1 DE

Abb. 308:

Generator-Daten:

Bemessungsscheinleis‐tung:

90 MVA

Bemessungsspannung: 16 kV

Kurzschlussimpedanz: 25 %

Für die vorhandenen Stromwandler (CT1 und CT2) gelten folgende Daten:

• CT1: 4000/1 A, 5P10, 15 VA, der sekundäre Wicklungswiderstand Rct = 5 ΩBemessungsbürde:

= = = Wb 2sr

15 15R 151I

EQUATION2529 V2 DE (Gleichung 284)• CT2: 4000/1 A, Klasse PX, Bemessungs-Kniepunktspannung EMK Ek = 200 V,

Rct = 5 Ω

Aus den Daten kann Eal berechnet werden:

• CT1:

( ) ( )= × × + = × × + =al sr ct bE ALF I R R 10 1 5 15 200 V


wobei ALF für den Fehlergrenzfaktor des Stromwandlers steht.• CT2:

= = =kal

E 200E 250 V0.8 0.8




Zu berechnen sind hier der Bemessungsstrom des Generators und der Fehlerstrom füreinen externen dreipoligen Kurzschluss.

= = =× ×n

NGn

S 90I 3.25 kA3 U 3 16


= = =NGtf

g

I 3.25I 13.0 kAX 0.25


Jetzt wird die erforderliche Kniepunktspannung gemäß der Gleichung 280 und 281berechnet. Da das 16-kV-Netz hochohmig geerdet ist, muss bei der Bürde nur dieeinfache Länge der Sekundärleitung berücksichtigt werden.

Überprüfung von CT1 und CT2:Die Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzende KniepunktspannungEal verfügen, die größer oder gleich der maximal erforderlichen äquivalentenKniepunktspannung EalreqRat und EalreqExt ist; siehe unten:

( ) ( )³ = × × + + = × × × + + =NGal alreqRat sr ct w addbu

pr

I 3250E E 30 I R R R 30 1 5 2.5 0.3 190 VI 4000


( ) ( )³ = × × + + = × × × + + =tfal alreqExt sr ct w addbu

pr

I 13000E E 2 I R R R 2 1 5 2.5 0.3 51 VI 4000


In diesem Anwendungsbeispiel wird deutlich, dass die Stromwandler eineäquivalente Kniepunktspannung Eal aufweisen müssen, die größer oder gleich 190 Vist. Da für den vorhandenen CT1 für Eal = 200 V und den CT2 für Eal = 250 Vberechnet wurde, kann davon ausgegangen werden, dass die Stromwandler dieAnforderungen an den Generatordifferentialschutz im REG670 erfüllen.

Berechnungsbeispiel 2Dieser Berechnung liegt dasselbe obige Beispiel zugrunde (Berechnungsbeispiel 1),mit dem Unterschied, dass jetzt die Stromwandlerdaten unbekannt sind und demHersteller des Stromwandlers die erforderlichen Stromwandlerdaten bereitgestelltwerden sollen.

Zu berechnen sind hier der Bemessungsstrom des Generators und der Fehlerstrom füreinen externen dreipoligen Kurzschluss.

= = =× ×n

NGn

S 90I 3.25 kA3 U 3 16




= = =NGtf

g

I 3.25I 13.0 kAX 0.25


CT1 und CT2 sollen identisch sein (entspricht nicht notwendigerweise denAnforderungen). Das Stromwandlerverhältnis soll 4000/1 A sein und die Bürdeentspricht der in Beispiel 1. So Rw = 2,5 Ω (einfache Länge) und die gesamtezusätzliche Bürde Raddbu = 0,3 Ω für beide Stromwandler. Da derSekundärwicklungswiderstand des Stromwandlers Rct unbekannt ist, muss dafür einrealistischer Wert geschätzt werden. Der Wert kann sehr stark von der Auslegung desStromwandlers abhängen, ein realistischer Wert liegt jedoch im Bereich von 20 und80 % der Bemessungsbürde. Daher ist zuerst die Bemessungsbürde desStromwandlers festzulegen.

Maximalwerte für die Bürde des Stromwandlers sind:

= + = + = Wbmax w addbuR R R 2.5 0.3 2.8EQUATION2536 V2 DE (Gleichung 293)

Es ist häufig aus wirtschaftlicher Sicht von Vorteil, eine niedrige Bemessungsbürdeund einen höheren Überstromfaktor anzugeben als umgekehrt. Im vorliegenden Fallkönnte folgender Wert für die Bemessungsbürde sinnvoll sein: Rb = 5 Ω (5 VA). Jetztwird für den Sekundärwicklungswiderstand des Stromwandlers folgender Wertangenommen: 60 % von Rb. Rct = 3 Ω.

Jetzt wird die erforderliche Kniepunktspannung gemäß der Gleichung 280 und 281berechnet. Da das 16-kV-Netz hochohmig geerdet ist, muss bei der Bürde nur dieeinfache Länge der Sekundärleitung berücksichtigt werden.

Dimensionierung von CT1 und CT2:Die Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzende KniepunktspannungEal verfügen, die größer oder gleich der maximal erforderlichen äquivalentenKniepunktspannung EalreqRat und EalreqExt ist; siehe unten:

( ) ( )³ = × × + + = × × × + + =NGal alreqRat sr ct w addbu

pr

I 3250E E 30 I R R R 30 1 3 2.5 0.3 142 VI 4000


( ) ( )³ = × × + + = × × × + + =tfal alreqExt sr ct w addbu

pr

I 13000E E 2 I R R R 2 1 3 2.5 0.3 38VI 4000


Daraus lässt sich für den Stromwandler ein Wert von Eal > 142 V ableiten. EinStromwandler der Klasse 5P beispielsweise mit einer Bemessungsbürde von 5 VAund RCT < 3 Ω müsste folgende Anforderungen erfüllen:

( ) ( )³ = × × + = × × +al sr ct bE 142 ALF I R R ALF 1 3 5




( )³ =

+142ALF 17.83 5


Stromwandler mit den folgenden Daten erfüllen die Anforderungen an denGeneratordifferentialschutz in diesem Anwendungsbeispiel:

• Klasse 5P20 (5P18), 5 VA und Rct < 3 Ω.

Dabei ist zu beachten, dass zwar die Bemessungsbürde dieses Stromwandlers für5 VA angegeben ist, es allerdings nicht möglich ist, mit einer tatsächlichen Bürde vonmehr als 2,8 Ω die Anforderungen des Stromwandlers noch zu erfüllen.

Natürlich kann auch ein Stromwandler anderer Klassen angegeben werden. EinStromwandler mit folgenden Daten erfüllt ebenfalls die Anforderungen:

• Klasse PX, RCT < 3 Ω und Kniepunktspannung EMK

³ × = × =k alE 0.8 E 0.8 142 114 VEQUATION2541 V2 DE (Gleichung 298)

Alternativ könnte es sinnvoll sein, dem Hersteller des Stromwandlers Datenentsprechend der Gleichung 299 bereitzustellen:

( ) ( )³ = × × + + = × × × +NGal alreqRat sr ct w addbu ct

pr

I 3250E E 30 I R R R 30 1 R 2,8I 4000


( )³ × ×

+ +

³ × × =+

al NGsr

CT w addbu pr

al

CT

E I30 IR R R I

E 325030 1 24.4R 2.8 4000


Damit kann der Hersteller des Stromwandlers möglicherweise das Verhältniszwischen dem Widerstand der Stromwandlerwicklung und dem Bereich desEisenkerns optimieren.

Bei einem Stromwandler der Klasse PX muss das Verhältnis zwischen derKniepunktspannung Ek und Rct folgender Gleichung entsprechen:

( )³ ³

× + +k k

ct ct

E E24.4 or 19.50.8 R 2.8 R 2.8




21.1.6.2 Transformatordifferentialschutz

Die Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzende KniepunktspannungEal verfügen, die größer als die maximal erforderliche äquivalenteKniepunktspannung Ealreq ist; siehe unten:

sr Ral alreq rt ct L 2

pr r

I SE E 30 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


sr Ral alreq tf ct L 2

pr r

I SE E 2 I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


wobei

Irt Der Primärbemessungsstrom des Leistungstransformators (A)

Itf Maximaler primärer basisfrequenter Strom, der durch die beiden Hauptstromt‐ransformatoren und den Leistungstransformator (A) fließt

Ipr Der Primärbemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Isr Der Sekundärbemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Ir Der Bemessungsstrom des Schutz-IED (A)

Rct Der Sekundärwiderstand des Stromwandlers (W)

RL Der Widerstand der Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand (W). DerSchleifenwiderstand der Zuleitung und der Rückleitung muss für Fehler in starrgeerdeten Netzen verwendet werden. Der Widerstand der Zuleitung allein mussfür Fehler in hochohmig geerdeten Netzen verwendet werden.

SR Die Bürde eines Gerätestromeingangskanals (VA). SR=0.020 VA/Kanal für Ir=1 Aund SR=0.150 VA/Kanal für Ir=5 A

In Unterstationen mit Anordnungen mit Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Doppel-Leistungsschalter mit Doppelsammelschienen kann der Fehlerstrom durch zweiHauptstromtransformatoren für den Transformatordifferentialschutz fließen ohnedurch den Leistungstransformator zu fließen. In solchen Fällen, und wenn beideStromwandler dieselben Verhältnis- und Magnetisierungseigenschaften besitzen,müssen die Stromwandler die Gleichungen 302 und 304 erfüllen.

sr Ral alreq f ct L 2

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


wobei

If Maximaler primärer basisfrequenter Strom, der durch die beiden Hauptstromtransformatoren,aber nicht durch den Leistungstransformator (A) fließt



21.1.6.3 Selektiver Erdfehlerschutz (niederohmiges Differential)

Die Anforderungen sind getrennt für starr geerdete und über Impedanz geerdeteTransformatoren angegeben. Die Anforderungen für über Impedanz geerdeteTransformatoren für Leiter-Stromwandler richten sich danach, ob drei separateStromwandler parallel geschaltet sind oder ein Kabelstromwandler alle drei Leitereinschließt.

Sternpunkt-Stromwandler und Leiter-Stromwandler für starr geerdeteTransformatorenSternpunkt- und Leiter-Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzendeKniepunktspannung Eal verfügen, die größer oder gleich der maximal erforderlichenäquivalenten Kniepunktspannung Ealreq ist; siehe unten:

230 sr Ral alreq rt ct L

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷

è øEQUATION2237 V2 DE (Gleichung 305)

22 sr Ral alreq etf ct L

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


Dabei gilt:

Irt Der primäre Bemessungsstrom des Leistungstransformators (A)

Ietf Maximaler primärer Grundfrequenz-Leiter-Erde-Fehlerstrom, der die Stromwandlerund den Sternpunkt des Leistungswandlers (A) passiert

Ipr Der primäre Bemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Isr Der sekundäre Bemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Ir Der Bemessungsstrom des Schutzgeräts (A)

Rct Der Sekundärwiderstand des Stromwandlers ()

RL Der Widerstand der Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand (Ω). DerSchleifenwiderstand mit Leiter- und Neutralleitern muss verwendet werden.

SR Die Bürde eines REx670-Stromeingangskanals (VA). SR=0,020 VA / Kanal für IR = 1A und SR = 0,150 VA / Kanal für IR = 5 A

In Unterstationen mit Anordnungen mit Anderthalb-Leistungsschalter- oder Doppel-Leistungsschalter mit Doppelsammelschienen kann der Fehlerstrom durch zweiHauptleiter-Stromtransformatoren für den selektiven Erdfehlerschutz fließen, ohneden Leistungstransformator zu passieren. In solchen Fällen, und wenn beideStromwandler dieselben Verhältnis- und Magnetisierungseigenschaften besitzen,müssen die Stromwandler Anforderung (12) und Anforderung (14) erfüllen; sieheunten:



2sr R

al alreq ef ct Lpr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


Dabeigilt:

Ief Maximaler primärer Grundfrequenz-Leiter-Erde-Fehlerstrom, der die zwei Hauptstrom‐wandler passiert, ohne durch den Sternpunkt des Leistungswandlers (A) zu fließen

Sternpunkt-Stromwandler und Leiter-Stromwandler für über Impedanzgeerdete TransformatorenSternpunkt- und Leiter-Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzendeKniepunktspannung Eal verfügen, die größer oder gleich der erforderlichenäquivalenten Kniepunktspannung Ealreq ist; siehe unten:

23 sr Ral alreq etf ct L

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷


Dabei gilt:

Ietf Maximaler primärer Grundfrequenz-Leiter-Erde-Fehlerstrom, der die Stromwand‐ler und den Sternpunkt des Leistungswandlers (A) passiert

Ipr Der primäre Bemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Isr Der sekundäre Bemessungsstrom des Stromwandlers (A)

Ir Der Bemessungsstrom des Schutzgeräts (A)

Rct Der Sekundärwiderstand des Stromwandlers (Ω)

RL Der Widerstand der Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand (Ω). DerSchleifenwiderstand mit Leiter- und Neutralkabeln muss verwendet werden.

SR Die Bürde eines REx670-Stromeingangskanals (VA). SR = 0,020 VA / Kanal für Ir= 1 A und SR = 0,150 VA / Kanal für Ir = 5 A

Wenn drei separate Stromwandler parallel (Holm-Green-Anschluss) an derLeiterseite angeschlossen sind, müssen zusätzlich folgende Anforderungen erfülltsein.

Die drei separaten Leiter-Stromwandler müssen über eine äquivalente begrenzendeKniepunktspannung Eal verfügen, die größer oder gleich der maximal erforderlichenäquivalenten Kniepunktspannung Ealreq ist; siehe unten:

22 sr Ral alreq tf ct Lsw

pr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × × + +ç ÷




Dabei gilt:

Itf Maximaler primärer Grundfrequenz-Dreiphasen-Fehlerstrom, der die Stromwand‐ler und den Leistungswandler (A) passiert.

RLsw Der Widerstand der einzelnen Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand(Ω).

In geerdeten Netzen mit Impedanzschutz ist der Leiter-Erde-Fehlerstrom häufigrelativ gering und gemäß den Anforderungen können kleine Stromwandlerausreichen. Wenn im Nullsystemstrom auf Leiterseite des Transformators jedoch derStromfluss von mehr als einem Stromwandler (Kabelstromwandler oderAnordnungen separater Stromwandler per Holm-Green-Schaltung) zusammenläuft,z. B. in Unterstationen mit Anordnungen mit Anderthalb-Leistungsschaltern oderDoppel-Leistungsschaltern mit Doppelsammelschienen oder bei einemTransformator mit T-Verbindung zu mehreren Sammelschienen, besteht das Risiko,dass die Stromwandler einem höheren Fehlerstrom als dem oben beschriebenenLeiter-Erde-Fehlerstrom ausgesetzt sind. Beispiele für solche Fälle könnenDoppelerdfehler oder Leiter-Leiter-Fehler mit hohem Fehlerstrom undasymmetrischer Verteilung des Leiterstroms zwischen den Stromwandlern sein. Eskann zu hohen Abweichungen bei der Stärke des Nullsystemfehlerstroms kommenund häufig ist es schwierig, die einzelnen Fälle zu berechnen oder richtigeinzuschätzen. Um diese Fälle abzudecken, müssen die Stromwandler auf Leiterseitefür die Summe des Nullsystemstroms von mehr als einem Stromwandler dienachfolgenden Anforderungen (17) erfüllen:

2sr R

al alreq f ct Lpr r

I SE E I R RI I

æ ö³ = × × + +ç ÷


Dabei gilt:

If Maximaler primärer Grundfrequenz-Dreiphasen-Fehlerstrom, der die Stromwandler(A) passiert.

RL Der Widerstand der Sekundärleitung und der zusätzliche Lastwiderstand (Ω). DerSchleifenwiderstand mit Leiter- und Neutralkabeln muss verwendet werden.

21.1.7 Anforderungen an Stromwandler gemäß anderer Normen

Für die Verwendung zusammen mit Geräten kommen alle Arten konventionellerStromwandler mit Magnetkern infrage, sofern sie die oben beschriebenenAnforderungen an die äquivalente begrenzende Kniepunktspannung Eal gemäß NormIEC 61869-2 erfüllen. Anhand verschiedener Normen und den verfügbaren Daten zuRelaisanwendungen lässt sich näherungsweise eine mit al vergleichbareKniepunktspannung des Stromwandlers berechnen. Durch den Vergleich diesesWerts mit der äquivalenten Kniepunktspannung Ealreq kann beurteilt werden, ob derStromwandler die Anforderungen erfüllt. Im Folgenden sind die Anforderungengemäß einigen weiteren Normen angegeben.



21.1.7.1 Stromwandler gemäß IEC 61869-2, Klasse P, PR

Ein Stromwandler gemäß IEC 61869-2 wird spezifiziert durch die begrenzendeSekundär-EMK Ealf. Der Wert von Ealf ist etwa gleich dem entsprechenden Eal. Dahermüssen Stromwandler der Klassen P und PR eine begrenzende Sekundär-EMK Ealfaufweisen, die folgende Bedingung erfüllt:

2max alreqE max E>EQUATION1383 V3 EN (Gleichung 310)

21.1.7.2 Stromwandler entsprechend IEC 61869-2, Klasse PX, PXR (und alteNorm IEC 60044-6, Klasse TPS sowie alte britische Norm, Klasse X)

Stromwandler dieser Klassen werden fast ebenso so durch eine Bemessungs-Kniepunktspannung EMK Eknee (Ek für Klasse PX und PXR, EkneeBS für Klasse X unddie sekundäre Begrenzungsspannung Ual für TPS) definiert. Gemäß IEC 61869-2liegt der Wert von Eknee unter dem entsprechenden Wert für Eal. Es ist nicht möglich,eine allgemeine Beziehung zwischen Eknee und Eal herzustellen; in der Regel liegtEknee jedoch bei etwa 80 % von Eal. Daher müssen Stromwandler der Klassen PX,PXR, X und TPS über eine Bemessungs-Kniepunktspannung EMK Eknee verfügen,die die folgenden Bedingungen erfüllt:

( )knee k kneeBS al alreqE E E U 0.8 maximum of E» » » > ×


21.1.7.3 Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE

Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE werden teilweise unterschiedlichbeschrieben. Eine Bemessungs-Sekundärklemmenspannung UANSI wird für einenStromwandler der Klasse C angegeben. UANSI ist die Sekundärklemmenspannung,die der Stromwandler bei 20-fachem angegebenem Sekundärbemessungsstrom ohneÜberschreitung der 10 %igen Verhältniskorrektur an eine Standardlast leitet. Esbesteht eine Reihe standardisierter UANSI-Werte, z. B. UANSI entspricht 400 V füreinen C400 Stromwandler. Eine entsprechende begrenzende KniepunktspannungEalANSI kann wie folgt geschätzt werden:

alANSI sr ct ANSI sr ct sr bANSIE 20 I R U 20 I R 20 I Z= × × + = × × + × ×


wobei

ZbANSI Die Impedanz (d. h. komplexe Menge) der Standard-ANSI-Last für die besondere Klasse C (W)

UANSI Die Sekundärklemmenspannung für die besondere C Klasse (V)



Stromwandler entsprechend der Klasse C bedürfen einer berechneten äquivalentenKniepunktspannung EalANSI, die folgende Bedingung erfüllt:

alANSI alreqE maximum of E>


Ein Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE wird zudem durch dieKniepunktspannung UkneeANSI bestimmt, die grafisch aus einer Erregungskurvedefiniert wird. Die Kniepunktspannung UkneeANSI besitzt gewöhnlich einenniedrigeren Wert als die Kniepunktspannung EMK entsprechend IEC und BS.UkneeANSI kann nach IEC 61869-2 näherungsweise auf 75 % der entsprechenden Ealgeschätzt werden. Daher benötigen die Stromwandler entsprechend ANSI/IEEE eineKniepunktspannung UkneeANSI, die die folgenden Bedingungen erfüllt:

kneeANSI alreqV 0.75 (max imum of E )> ×EQUATION2101 V2 EN (Gleichung 314)

21.2 Anforderungen an Spannungswandler

Die Leistungsfähigkeit einer Schutzfunktion hängt von der Qualität des gemessenenEingangssignals ab. Transienten, die durch kapazitive Spannungswandler (CVTs)verursacht werden, können bestimmte Schutzfunktionen beeinträchtigen.

Es können induktive oder kapazitive Spannungswandler verwendet werden.

Kapazitive Spannungswandler (CVTs) müssen die Anforderungen der NormIEC 61869-5 bezüglich Ferroresonanz und Transienten erfüllen. Die Anforderungenan CVTs in Hinblick auf Ferroresonanz sind in Abschnitt 6.502 der Norm festgelegt.

Das Einschwingverhalten in den drei verschiedenen Standardklassen T1, T2 und T3beschreibt Abschnitt 6.503 der Norm. Es können CVTs aller Klassen verwendetwerden.

Das Selektivschutz-IED verfügt über effektive Filter für diese Transienten , die einensicheren und ordnungsgemäßen Betrieb in Verbindung mit CVTs gewährleisten.

21.3 Anforderungen an den SNTP-Server

Der zu verwendende SNTP-Server ist an das lokale Netz anzuschließen, also nichtmehr als 4 bis 5 Switches/Router vom IED entfernt. Der SNTP-Server muss für seineAufgabe dediziert oder zumindest mit einem Echtzeit-Betriebssystem ausgestattetsein, darf also nicht schlicht ein PC mit SNTP-Server-Software sein. Der SNTP-Server muss stabil sein, also entweder synchronisiert mit einer stabilen Quelle wie



GPS oder lokal, also ohne Synchronisierung. Die Verwendung eines lokalen SNTP-Servers (also ohne Synchronisierung) als primärer oder sekundärer Server in einerredundanten Konfiguration wird nicht empfohlen.



Abschnitt 22 Glossar

AC Alternating Current - Wechselstrom

ACC Actual channel - Aktueller Kanal

ACT Applikationskonfigurations-Tool im PCM600

A/D-Konverter Analog-Digital-Wandler

ADBS Amplitude deadband supervision -Amplitudenüberwachung der Totzone

ADM Analog-Digital-Umwandlungsmodul mitZeitsynchronisierung

AI Analog Input - Analogeingang

ANSI American National Standards Institute - AmerikanischeNorm

AR Auto-Reclosing - Automatische Wiedereinschaltung(AWE)

ASCT Auxiliary Summation Current Transformer -Hilfssummenstromwandler

ASD Adaptive Signal Detection - Adaptive Signalerkennung

ASDU Application Service Data Unit - Applikations-Service-Dateneinheit

AWG American Wire Gauge Standard - Amerikanische Norm fürDrahtquerschnitte

BBP Busbar Protection - Sammelschienenschutz

BFOC/2,5 Bayonet fibre optic connector - Bajonett-Steckverbinder fürGlasfaserleiter

BFP Breaker Failure Protection - Schalterversagerschutz

BI Binary Input - Binärer Eingang

BIM Binary Input Module - Binäres Eingangsmodul

BOM Binary Output Module - Binäres Ausgangsmodul

BOS Binary Outputs Status - Binärausgangsstatus

BR External Bistable Relay - Externes bistabiles Relais

BS British Standard - Britische Norm

BSR Binary signal transfer function, receiver blocks -Binärsignaltransfer-Funktion, Empfangssperren

1MRK 502 051-UDE - Abschnitt 22Glossar


BST Binary signal transfer function, transmit blocks -Binärsignaltransfer-Funktion, Sendesperren

C37.94 IEEE/ANSI-Protokoll, wird beim Senden vonBinärsignalen zwischen IED verwendet

CAN Controller Area Network - ISO-Norm (ISO 11898) für dieserielle Kommunikation

CB Circuit Breaker - Leistungsschalter

CBM Combined Backplane Module - KombiniertesRückwandplatinenmodul

CCITT Consultative Committee for International Telegraph andTelephony - Internationaler Ausschuss vonFernmeldeverwaltungen und -gesellschaften zurAusarbeitung von Normungsvorschlägen. Ein von denVereinten Nationen gesponsertes Normierungsgremiuminnerhalb der International Telecommunications Union.

CCM CAN carrier module - CAN-Trägermodul

CCVT Capacitive Coupled Voltage Transformer - Kapazitativgekoppelter Spannungswandler

Klasse C Schutzstromwandlerklasse gemäß IEEE/ANSI

CMPPS Kombinierte Megapulse pro Sekunde

CMT Communication Management Tool in PCM600 -Kommunikation Management Tool in PCM600

CO-Zyklus Close-Open Cycle - Ein- Aus-Zyklus bei der automatischenWiedereinschaltung

Kodirektional Methode der Übertragung von G.703 über einekompensierte Leitung. Enthält zwei verdrillteDoppelleitungen, die es ermöglichen, Informationen inbeide Richtungen zu übertragen.

COM Command - Befehl

COMTRADE Standardformat des transienten Datenaustauschformats vonStörschreibern gemäß IEEE/ANSI C37.111, 1999 /IEC60255-24

Kontra-gerichtet Art der Übertragung von G.703 über eine symmetrischeLeitung. Umfasst vier verdrillte Paare, von denen zwei fürdie Übertragung von Daten in beide Richtungen und zweifür die Übertragung von Taktsignalen verwendet werden.

COT Cause of Transmission - Übertragungsursache

CPU Central Processing Unit - Prozessor

CR Carrier Receive - Empfangssignal fürSignalvergleichschema

CRC Cyclic Redundancy Check - Zyklische Redundanzprüfung

Abschnitt 22 1MRK 502 051-UDE -Glossar


CROB Control Relay Output Block - Steuerung desAusgangsrelaisblocks

CS Carrier Send - Sendesignal für Signalvergleichschema

CT Current Transformer - Stromwandler

CU Communication unit - Kommunikationseinheit

CVT oder CCVT Capacitive Voltage Transformer - KapazitiverSpannungswandler

DAR Delayed Autoreclosing - Verzögerte automatischeWiedereinschaltung

DARPA Defense Advanced Research Projects Agency (der US-amerikanische Entwickler des TCP/IP-Protokolls usw.)

DBDL Dead Bus Dead Line - Netzwiederaufbau überspannungslose Sammelschiene und Leitung

DBLL Dead Bus Live Line - Netzwiederaufbau überspannungslose Sammelschiene und unter Spannungstehende Leitung

DC Direct Current - Gleichstrom

DFC Data Flow Control - Datenstromsteuerung

DFT Discrete Fourier Transformation - Diskrete FourierTransformation

DHCP Dynamic Host Configuration Protocol

DIP-Schalter Ein auf einer Leiterplatte montierter kleiner Schalter.

DI Digital Input - Binäreingang

DLLB Dead Line Live Bus - Netzwiederaufbau überspannungslose Leitung und unter Spannung stehendeSammelschiene

DNP Distributed Network Protocol gemäß IEEE-Standard1815-2012

DR Disturbance Recorder - Störschreiber

DRAM Dynamic Random Access Memory - DynamischerArbeitsspeicher

DRH Disturbance Report Handler -Stördatenaufzeichnungsroutine

DSP Digital Signal Processor - Digitaler Signalprozessor

DTT Direct Transfer Trip - Direkte Mitnahme beimSignalvergleichsschutz

EHV-Netz Extra High Voltage system - Höchstspannungsnetze

EIA Electronic Industries Association



EMC Electromagnetic Compatibility - ElektromagnetischeVerträglichkeit

EMF Electromotive Force - Elektromotorische Kraft

EMI Electromagnetic Interference - ElektromagnetischeInterferenz

EnFP End Fault Protection - Endfehlerschutz

EPA Enhanced Performance Architecture

ESD Electrostatic Discharge - Elektrostatische Entladung

F-SMA Typ eines Glasfaserleiter-Steckverbinders

FAN Fault number - Fehlernummer

FCB Frame Count Bit - Flusssteuer-Bit

FOX 20 Modulares 20-Kanal-Telekommunikationssystem fürSprach-, Daten- und Schutzsignale

FOX 512/515 Zugangs-Multiplexer

FOX 6Plus Kompakter Zeitmultiplexer für die Übertragung von bis zusieben Duplexkanälen mit digitalen Daten über optischeFasern

FUN Function type - Funktionstyp

G.703 Elektrische und funktionelle Bezeichnung für digitaleLeitungen wie sie von den lokalen Telefongesellschaftenverwendet werden. Können über kompensierte und nichtkompensierte Leitungen transportiert werden.

GCM Communication interface module with carrier of GPSreceiver module - Kommunikationsschnittstellenmodul mitTräger von GPS-Empfängermodul

GDE Graphical display editor within PCM600 - GrafischerDisplay-Editor im PCM600

GI General Interrogation Command - AllgemeinerAbfragebefehl

GIS Gas-Insulated Switchgear - Gasisolierte Schaltanlage

GOOSE Generic Object-Oriented Substation Event - Generischesobjektorientiertes Schaltanlagenereignis

GPS Global Positioning System - GlobalesPositionsbestimmungssystem

GSAL Generic Security Application - AllgemeineSicherheitsanwendung

GTM GPS Time Module - GPS-Zeitmodul

HDLC-Protokoll High level data link control (Netzwerkprotokoll), beruht aufdem HDLC-Standard



HFBR-Steckverbindertyp

Lichtwellenleiter-Steckverbinder

HMI Human Machine Interface - Mensch/Maschine-Schnittstelle

HSAR High Speed Auto-Reclosing - Schnelle Wiedereinschaltung

HV High Voltage - Hochspannung

HVDC High-Voltage Direct Current - Hochspannung Gleichstrom

ICT Installations- und Inbetriebnahme-Tool für REG670-Einspeiseschutz

IDBS Integrating Deadband Supervision - IntegrierendeÜberwachung des Totbandes

IEC International Electrical Committee - InternationaleElektrotechnische Kommission

IEC 60044-6 IEC-Norm, Instrumentenwandler – Teil 6: Anforderungenan das transiente Verhalten von Stromwandlern fürSchutzzwecke

IEC 60870-5-103 Kommunikationsstandard für Schutztechnik; ein seriellesMaster/Slave-Protokoll für die Punkt-Punkt-Kommunikation

IEC 61850 Substation Automation Communication Standard - Normfür Stationsautomatisierung

IEC 61850–8–1 Kommunikationsprotokoll-Standard

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

IEEE 802.12 Ein Netztechnologie-Standard, der 100 Mbits/s beiverdrillten Doppelleitungen bzw. Lichtwellenleitern bietet.

IEEE P1386.1 PMC (PCI Mezzanine Card)-Standard für lokaleBusmodule. Bezieht sich auf den CMC-Standard (IEEEP1386, auch bekannt als Common Mezzanine Card) fürMechanik und die PCI-Spezifikationen der PCI SIG(Special Interest Group) für die elektrische EMF ElectroMotive Force - Kraft der Elektronenbewegung.

IEEE 1686 Standard für Unterstations-IEDs - Cyber-Sicherheitsfunktionen

IED Intelligent Electronic Device - Intelligentes elektronischesGerät

I-GIS Intelligent Gas-Insulated Switchgear - Intelligentegasisolierte Schaltanlagen

IOM Binary Input/Output module - Binäres Eingangs-/Ausgangsmodul

Instanz Sind im IED verschiedene Fälle derselben Funktionverfügbar, werden sie als Komponente dieser Funktion



bezeichnet. Eine Instanz einer Funktion ist mit eineranderen der selben Art identisch, hat aber eineunterschiedliche Nummer in den IED-Benutzerschnittstellen. Das Wort Instanz wird manchmaldefiniert als eine Informationseinheit, die für einen Typsteht. So steht eine Instanz einer Funktion im IED für einenFunktionstyp.

IP 1. Internetprotokoll, die Vermittlungsschicht für dieTCP/IP-Protokollsuite, die in Ethernet-Netzwerken weitverbreitet ist. IP ist ein verbindungsloses,paketvermittelndes Protokoll, das nach dem Best-Effort-Prinzip arbeitet. Es bietet Paketrouting, Fragmentierungund Reassembling über die Sicherungsschicht.2. Schutzgrad gemäß IEC 60529

IP 20 Schutzgrad gemäß IEC 60529, Klasse 20



IRF Internal Failure Signal - Internes Fehlersignal

IRIG-B: InterRange Instrumentation Group, Zeitcode-Format B,Standard 200

ITU International Telecommunications Union - InternationaleFernmeldeunion

LAN Local Area Network - Lokales Netzwerk

LIB 520 Hochspannungs-Software-Modul

LCD Liquid Crystal Display - Flüssigkristallanzeige

LDCM Line Differential Communication Module -Kommunikationsmodul für den Leitungsdifferentialschutz

LDD Local Detection Device - Lokales Erkennungsgerät

LED Light-Emitting Diode - Leuchtdiode

LNT LON Network Tool - LON-Netzwerktool

LON Local Operating Network - Bezeichnung eines Protokolls inder Stationsautomatisierung

MCB Miniature Circuit Breaker - Sicherungsautomat

MCM Mezzanine Carrier Module - Mezzanine-Trägermodul

MIM Milli-Ampere Module - Milli-Ampere-Modul

MPM Main Processing Module - Hauptverarbeitungsmodul

MVAL Measurement Value - Messwert

MVB Multifunction Vehicle Bus - Multifunktions-Fahrzeugbus -Standardisierter serieller Bus, der ursprünglich für dieNutzung in Zügen entwickelt worden war



NCC Network Control Centre - Netzleitstelle

NOF Number of grid faults - Anzahl der Netzfehler

NUM Numerical Module - Numerisches Modul

OCO-Zyklus Open-Close-Open cycle - Aus-Ein-Aus-Zyklus bei derautomatischen Wiedereinschaltung

OCP Overcurrent Protection - Überstromschutz

OEM Optical Ethernet module - Optisches Ethernet-Modul

OLTC On Load Tap Changer - Stufenschalter

OTEV Other Event - Aufzeichnung von Stördaten, die durch einanderes Ereignis als Anregung/Anlauf ausgelöst wurde

OV Overvoltage - Überspannung

Überreichweite bzw.Übergreifen

Ein Begriff, der verwendet wird, um zu beschreiben, wie dasRelais während einer Fehlerbedingung reagiert. So liegtz. B. beim Distanzschutz eine Überreichweite vor, wenn beieinem Fehler außerhalb der eingestellten Reichweite derDistanzschutz dennoch eine Auslösung generiert.

PCI Peripheral Component Interconnect - ein lokaler Datenbus

PCM Pulse Code Modulation - Pulscode-Modulation

PCM600 Protection and Control IED Manager - IED-ManagerSchutz und Steuerung

PC-MIP Mezzanine-Kartenstandard

PMC PCI Mezzanine Card - PCI-Mezzanine-Karte

POR Permissive Overreach - Signalvergleichsverfahren mitÜberreichweite bzw. Übergreifen

POTT Permissive Overreach Transfer Trip - Freigabe- bzw.Blockierverfahren beim Signalvergleichsschutz

Prozessbus Auf der Prozessebene genutzter Bus bzw. genutztes LAN,d.h. in unmittelbarer Nähe der gemessenen und/odergesteuerten Komponenten.

PSM Power Supply Module - Stromversorgungsmodul

PST Parameter Setting Tool within PCM600 - Tool für dieParametereinstellung in PCM600

PT-Übersetzungsverhältnis

Potential transformer - Spannungswandler-Übersetzungsverhältnis

PUTT Permissive Underreach Transfer Trip - Mitnahmeschaltungbeim Signalvergleichsschutz

RASC Synchrocheck-Relais, COMBIFLEX



RCA Relay Characteristic Angle - charakteristischer Winkel fürdie Richtungsbestimmung

RISC Reduced Instruction Set Computer - Rechner mitreduziertem Anweisungssatz

RMS-Wert Root Mean Square value - Effektivwert

RS 422 Eine serielle Schnittstelle für die Datenübertragung inPunkt-Punkt-Verbindungen.

RS 485 Serielle Verbindung gemäß EIA-Standard RS 485

RTC Real Time Clock - Echtzeituhr

RTU Remote Terminal Unit - Fernwirkunterstation

SA Substation Automation - Automatisierung von elektrischenSchaltanlagen

SBO Select-before-operate - Auswahl vor Ausführung

SC Switch or push button to close - Schalter oder Drucktasterzum Schließen

SCL Short Circuit Location - Kurzschlussstelle

SCS Station Control System - Stationssteuerungssystem

SCADA Supervisory Control And Data Aquisition system - Systemfür Überwachung, Steuerung und Datensammlung inAnlagen

SCT System configuration tool according to standard IEC 61850- Tool für die Systemkonfiguration gemäß IEC-Standard61850

SDU Service data unit - Service-Dateneinheit

SLM Serial communication module - SeriellesKommunikationsmodul

SMA-Steckverbinder Subminiatur-Version A. Ein Gewindesteckverbinder mitkonstanter Impedanz.

SMT Signal Matrix Tool within PCM600 - Signalmatrix-Tool imPCM600

SMS Station Monitoring System - Stationsüberwachungssystem

SNTP Simple Network Time Protocol – wird für dieSynchronisierung von Rechneruhren in lokalenNetzwerken genutzt. Damit wird die Notwendigkeit, inallen eingebundenen Systemen eines Netzwerkesgenaugehende Hardware-Uhren haben zu müssen,verringert. Statt dessen kann jeder eingebundene Knotenmit einer entlegenen Uhr, die die geforderte Genauigkeitbietet, synchronisiert werden.

SOF Status Of Fault - Fehlerstatus



SPA Strömberg Protection Acquisition, kurz SPA - ein seriellesMaster/Slave Protokoll für Punkt-zu-Punkt-Verkehr

SRY Switch for CB ready condition - Schalter für den Zustand"Leistungsschalter bereit"

ST Schalter oder Drucktaster zum Auslösen

Sternpunkt Sternpunkt eines Leistungstransformators, in dem die 3Leiter des elektrischen Netzes zusammengeführt werden.

SVC Static VAr Compensation - Statische VAr-Kompensation

TC Trip Coil - Ausspule

TCS Trip Circuit Supervision - Auskreis-Überwachung

TCP Transmission Control Protocol -Übertragungskontrollprotokoll. Das gängigsteTransportschichtprotokoll, das im Ethernet und Internetverwendet wird.

TCP/IP Transmission Control Protocol over Internet Protocol. Dieals Quasi-Standard in 4.2BSD Unix eingebundenenEthernetprotokolle. TCP/IP wurde von DARPA für dieInternetarbeit entwickelt und umfasst sowohlVermittlungsschicht- als auch Transportschichtprotokolle.Während TCP und IP zwei Protokolle auf spezifischenProtokollschichten spezifizieren, wird TCP/IP oftverwendet, um auf die gesamte darauf beruhendeProtokollsuite des US Department of Defense zu verweisen,einschließlich Telnet, FTP, UDP und RDP.

TEF Time delayed earth-fault protection function -Zeitverzögerte Erdfehlerschutzfunktion

TM Transmit (disturbance data) - Übertragung (von Stördaten)

TNC-Steckverbinder Neill Concelman mit Außengewinde, eine konstanteImpedanzversion eines BNC-Steckverbinders mitAußengewinde

TP Trip (recorded fault) - Auslösung (aufgezeichneter Fehler)

TPZ, TPY, TPX, TPS Stromwandler-Klassen gemäß IEC

TRM Transformer Module - Wandler-Eingangsmodul.Transformiert Ströme und Spannungen in Pegel, die für dieweitere Signalverarbeitung geeignet sind.

TYP Type identification - Typ-Identifikation

UMT User Management Tool - Tool für Benutzermanagement

Unterreichweite Ein Begriff, der verwendet wird, um zu beschreiben, wie dasRelais während einer Fehlerbedingung reagiert. So liegtz. B. beim Distanzschutz eine Unterreichweite vor, wennbei einem Fehler innerhalb der eingestellten Reichweite der



Distanzschutz dennoch keine Auslösung generiert. Sieheauch Überreichweite.

UTC Coordinated Universal Time - Koordinierte Weltzeit. VomBureau International des Poids et Mesures (BIPM)errechnete, Zeitskala, die die Basis für eine koordinierteVerbreitung von Normalfrequenzen und Zeitsignalenbildet. UTC wird abgeleitet von der InternationalenAtomzeit (TAI) durch die Addition von ganzzahligen"Schaltsekunden" zur Synchronisation mit Weltzeit 1(UT1), was so die Exzentrizität des Erdkreises und dieRotationsachsenneigung (23,5 Grad) zulässt, aber weiterhindie irreguläre Erdrotation anzeigt, auf der UT1 basiert. DieKoordinierte Weltzeit wird unter Verwendung einer 24-Stunden-Uhr und des Gregorianischen Kalendersausgedrückt. Sie wird für die Flug- und Schiffsnavigationverwendet, wo sie manchmal auch unter dem militärischenNamen "Zulu-Zeit" bekannt ist. "Zulu" steht imphonetischen Alphabet für "Z", was für den Null-Längengrad steht.

UV Undervoltage - Unterspannung

WEI Weak End Infeed-Logik - schwache Einspeisung

VT Voltage Transformer - Spannungswandler

X.21 Eine digitale Signalisierungsschnittstelle, die vorrangig fürTelekom-Technik genutzt wird.

3IO Dreifacher Null-Strom. Auch bekannt als Summenstromoder Erdfehlerstrom

3UO Dreifache Nullspannung. Wird oft als Summenspannungbezeichnet.



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Generatorschutz REG670 2.0 IEC Anwendungs-Handbuch · 2018-05-10 · Prüfung seitens ABB in...

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