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Vorwort
i
Inhaltsverzeichnis
v
Einführung
SIPROTEC
Differentialschutz
7UT612
V4.0
Funktionen
Montage und Inbetriebsetzung
Technische Daten
Anhang
Handbuch
Index
C53000–G1100–C148–1
1
2
3
4
A
Haftungsausschluss
Copyright
Wir haben den Inhalt der Druckschrift auf Übereinstimmung mit der beschriebenen Hard- und Software geprüft.
Dennoch können Abweichungen nicht ausgeschlossen
werden, so dass wir für die vollständige Übereinstimmung keine Gewähr übernehmen.
Die Angaben in diesem Handbuch werden regelmäßig
überprüft, und notwendige Korrekturen sind in den nachfolgenden Auflagen enthalten. Für Verbesserungsvorschläge sind wir dankbar.
Technische Änderungen bleiben, auch ohne Ankündigung, vorbehalten.
4.00.01
Copyright © Siemens AG 2002. All rights reserved.
Weitergabe und Vervielfältigung dieser Unterlage, Verwertung und Mitteilung ihres Inhalts ist nicht gestattet, soweit nicht ausdrücklich zugestanden.
Zuwiderhandlungen verpflichten zu Schadenersatz. Alle Rechte vorbehalten, insbesondere für den Fall der Patenterteilung oder GM–Eintragung.
Eingetragene Marken
SIPROTEC, SINAUT, SICAM und DIGSI sind eingetragene Marken der
SIEMENS AG. Die übrigen Bezeichnungen in diesem Handbuch können
Marken sein, deren Benutzung durch Dritte für deren Zwecke die Rechte
der Inhaber verletzen können.
Siemens Aktiengesellschaft Buch-Nr. C53000–G1100–C148–1
Vorwort
Zweck des Handbuchs
Dieses Handbuch beschreibt die Anwendungen, Funktionen, Montage und Inbetriebsetzung des Gerätes. Insbesondere finden Sie:
• Beschreibung der Gerätefunktionen und Einstellmöglichkeiten → Kapitel 2;
• Hinweise zur Montage und Inbetriebsetzung → Kapitel 3;
• Zusammenstellung der Technischen Daten → Kapitel 4;
• sowie eine Zusammenfassung der wichtigsten Daten für den erfahreneren Anwender im Anhang.
Allgemeine Angaben zur Bedienung und Projektierung von SIPROTEC® 4–Geräten
entnehmen Sie bitte dem SIPROTEC® 4–Systemhandbuch (Bestell–Nr. E50417–
H1100–C151).
Zielgruppe
Schutzingenieure, Inbetriebsetzer, Personen, die mit der Einstellung, Prüfung und
Wartung von Selektivschutz-, Automatik- und Steuerungseinrichtungen betraut sind
und Betriebspersonal in elektrischen Anlagen und Kraftwerken.
Gültigkeitsbereich
des Handbuchs
Dieses Handbuch ist gültig für: Differentialschutz SIPROTEC® 7UT612; Firmware–
Version 4.0.
Angaben zur Konformität
Das Produkt entspricht den Bestimmungen der Richtlinie des Rates der Europäischen
Gemeinschaften zur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über die
elektromagnetische Verträglichkeit (EMV–Richtlinie 89/336/EWG) und betreffend
elektrische Betriebsmittel zur Verwendung innerhalb bestimmter Spannungsgrenzen
(Niederspannungsrichtlinie 73/23/EWG).
Diese Konformität ist das Ergebnis einer Prüfung, die durch die Siemens AG gemäß
Artikel 10 der Richtlinie in Übereinstimmung mit den Fachgrundnormen EN 50081
und EN 50082 für die EMV–Richtlinie und der Norm EN 60255–6 für die Niederspannungsrichtlinie durchgeführt worden ist.
Das Gerät ist für den Einsatz im Industriebereich gemäß EMV–Norm entwickelt und
hergestellt worden.
Das Erzeugnis steht im Einklang mit der internationalen Norm der Reihe IEC 60 255
und der nationalen Norm DIN 57 435/Teil 303 (entspr. VDE 0435/Teil 303).
Weitere Normen
ANSI C37.90.*
Weitere
Unterstützung
Bei Fragen zum System SIPROTEC® 4 wenden Sie sich bitte an Ihren Siemens–Vertriebspartner.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
i
Vorwort
Kurse
Das individuelle Kursangebot entnehmen Sie bitte unserem Kurskatalog oder erfragen Sie bei unserem Trainingscenter in Nürnberg.
Hinweise und Warnungen
Die Hinweise und Warnungen in diesem Handbuch sind zu Ihrer Sicherheit und einer
angemessenen Lebensdauer des Gerätes zu beachten.
Folgende Signalbegriffe und Standarddefinitionen werden dabei verwendet:
GEFAHR
bedeutet, dass Tod, schwere Körperverletzung oder erheblicher Sachschaden eintreten werden, wenn die entsprechenden Vorsichtsmaßnahmen nicht getroffen werden.
Warnung
bedeutet, dass Tod, schwere Körperverletzung oder erheblicher Sachschaden eintreten können, wenn die entsprechenden Vorsichtsmaßnahmen nicht getroffen werden.
Vorsicht
bedeutet, dass eine leichte Körperverletzung oder ein Sachschaden eintreten kann,
wenn die entsprechenden Vorsichtsmaßnahmen nicht getroffen werden. Dies gilt insbesondere auch für Schäden am oder im Gerät selber und daraus resultierende Folgeschäden.
Hinweis
ist eine wichtige Information über das Produkt oder den jeweiligen Teil des Handbuches, auf die besonders aufmerksam gemacht werden soll.
Warnung!
Beim Betrieb elektrischer Geräte stehen zwangsläufig bestimmte Teile dieser Geräte
unter gefährlicher Spannung. Es können deshalb schwere Körperverletzung oder
Sachschaden auftreten, wenn nicht fachgerecht gehandelt wird.
Nur entsprechend qualifiziertes Personal soll an diesem Gerät oder in dessen Nähe
arbeiten. Dieses muss gründlich mit allen Warnungen und Instandhaltungsmaßnahmen gemäß diesem Handbuch sowie mit den Sicherheitsvorschriften vertraut sein.
Der einwandfreie und sichere Betrieb des Gerätes setzt sachgemäßen Transport,
fachgerechte Lagerung, Aufstellung und Montage, sowie sorgfältige Bedienung und
Instandhaltung unter Beachtung der Warnungen und Hinweise des Handbuches voraus.
Insbesondere sind die Allgemeinen Errichtungs- und Sicherheitsvorschriften für das
Arbeiten an Starkstromanlagen (z.B. DIN, VDE, EN, IEC oder andere nationale und
internationale Vorschriften) zu beachten. Nichtbeachtung können Tod, Körperverletzung oder erheblichen Sachschaden zur Folge haben.
QUALIFIZIERTES PERSONAL
im Sinne dieses Handbuches bzw. der Warnhinweise auf dem Produkt selbst sind
Personen, die mit Aufstellung, Montage, Inbetriebsetzung und Betrieb des Gerätes
vertraut sind und über die ihrer Tätigkeit entsprechenden Qualifikationen verfügen,
wie z.B.
• Ausbildung und Unterweisung bzw. Berechtigung, Geräte/Systeme gemäß den
Standards der Sicherheitstechnik ein- und auszuschalten, zu erden und zu kennzeichnen.
• Ausbildung oder Unterweisung gemäß den Standards der Sicherheitstechnik in
Pflege und Gebrauch angemessener Sicherheitsausrüstung.
ii
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Vorwort
• Schulung in Erster Hilfe.
Typografische und
Zeichenkonventionen
Zur Kennzeichnung von Begriffen, die im Textfluss wörtliche Informationen des Gerätes oder für das Gerät bezeichnen, werden folgende Schriftarten verwendet:
Qh…h€r‡r…h€r, also Bezeichner für Konfigurations- und Funktionsparameter, die
im Display des Gerätes oder auf dem Bildschirm des Personalcomputers (mit DIGSI)
wörtlich erscheinen, sind im Text durch Fettdruck in Monoschrift (gleichmäßige Zeichenbreite) gekennzeichnet. Das gleiche gilt für Überschriften von Auswahlmenüs.
Qh…h€r‡r…“ˆ†‡lqr, also mögliche Einstellungen von Textparametern, die im Display des Gerätes oder auf dem Bildschirm des Personalcomputers (mit DIGSI® 4)
wörtlich erscheinen, sind im Text zusätzlich kursiv geschrieben. Das gleiche gilt für
Optionen in Auswahlmenüs.
„Hryqˆtr“, also Bezeichner für Informationen, die das Gerät ausgibt oder von anderen Geräten oder Schaltmitteln benötigt, sind im Text in Monoschrift (gleichmäßige
Zeichenbreite) geschrieben und zusätzlich in Anführungszeichen gesetzt.
In Zeichnungen, in denen sich die Art des Bezeichners aus der Darstellung von selbst
ergibt, kann von vorstehenden Konventionen abgewichen sein.
Folgende Symbolik ist in Zeichnungen verwendet:
Erdfehler
geräteinternes logisches Eingangssignal
Erdfehler
UL1–L2
geräteinternes logisches Ausgangssignal
eingehendes internes Signal einer analogen Größe
FNr
>Freigabe
FNr
Ger. Aus
externes binäres Eingangssignal mit Funktionsnummer FNr
(Binäreingabe, Eingangsmeldung)
externes binäres Ausgangssignal mit Funktionsnummer FNr
(Meldung des Gerätes)
Parameteradresse
Parametername
!"# AVIFUDPI
(LQ
Beispiel eines Parameterschalters AVIFUDPI mit der Adresse !"#
und den möglichen Zuständen @v und 6ˆ†
$XV
Parameterzustände
Im übrigen werden weitgehend die Schaltzeichen gemäß IEC 60 617–12 und
IEC 60 617–13 oder daraus hergeleitete verwendet. Die häufigsten Symbole sind folgende:
analoge Eingangsgröße
≥1
ODER–Verknüpfung von Eingangsgrößen
&
UND–Verknüpfung von Eingangsgrößen
Invertierung des Signals
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
iii
Vorwort
=1
Exklusives ODER (Antivalenz): Ausgang aktiv, wenn nur einer
der Eingänge aktiv ist
=
Koinzidenz: Ausgang aktiv, wenn beide Eingänge gleichzeitig
aktiv oder inaktiv sind
≥1
Dynamische Eingangssignale (flankengesteuert)
oben mit positiver, unten mit negativer Flanke
Bildung eines analogen Ausgangssignals
aus mehreren analogen Eingangssignalen
!% Dƒu33
Grenzwertstufe mit Parameteradresse und Parameternamen
Iph>
!%
UÃDƒu33
T
0
0
T
Zeitglied (Ansprechverzögerung T, einstellbar)
mit Parameteradresse und Parameternamen
Zeitglied (Rückfallverzögerung T, nicht einstellbar)
Flankengesteuerte Zeitstufe mit der Wirkzeit T
T
S
Q
R
Q
Statischer Speicher (RS–Flipflop) mit Setzeingang (S),
Rücksetzeingang (R), Ausgang (Q) und invertiertem Ausgang (Q)
n
iv
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Inhaltsverzeichnis
Vorwort .................................................................................................................................................. i
Inhaltsverzeichnis................................................................................................................................ v
1
2
Einführung............................................................................................................................................ 1
1.1
Gesamtfunktion ...................................................................................................................... 2
1.2
Anwendungsbereiche ............................................................................................................. 5
1.3
Eigenschaften ........................................................................................................................ 7
Funktionen ......................................................................................................................................... 13
2.1
Allgemeines .......................................................................................................................... 14
2.1.1
Konfiguration des Funktionsumfangs ................................................................................... 14
2.1.2
2.1.2.1
2.1.2.2
Allgemeine Anlagendaten (Anlagendaten 1) ........................................................................ 20
Parameterübersicht ............................................................................................................. . 28
Informationsübersicht ........................................................................................................... 30
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
Einstellgruppen..................................................................................................................... 30
Parameterübersicht .............................................................................................................. 31
Informationsübersicht ........................................................................................................... 31
2.1.4
2.1.4.1
Allgemeine Schutzdaten (Anlagendaten 2) .......................................................................... 32
Informationsübersicht ........................................................................................................... 32
2.2
Differentialschutz .................................................................................................................. 33
2.2.1
Funktionsbeschreibung des Differentialschutzes ................................................................. 33
2.2.2
Differentialschutz für Transformatoren ................................................................................. 42
2.2.3
Differentialschutz für Generatoren, Motoren und Längsdrosseln ......................................... 48
2.2.4
Differentialschutz für Querdrosseln ...................................................................................... 49
2.2.5
Differentialschutz für Kleinstsammelschienen und kurze Leitungen .................................... 50
2.2.6
Einphasiger Differentialschutz für Sammelschienen ............................................................ 52
2.2.7
Einstellhinweise .................................................................................................................... 56
2.2.8
Parameterübersicht .............................................................................................................. 61
2.2.9
Informationsübersicht ........................................................................................................... 62
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
v
Inhaltsverzeichnis
vi
2.3
Erdfehlerdifferentialschutz .................................................................................................... 64
2.3.1
Funktionsbeschreibung......................................................................................................... 66
2.3.2
Einstellhinweise .................................................................................................................... 71
2.3.3
Parameterübersicht ............................................................................................................. . 72
2.3.4
Informationsübersicht ........................................................................................................... 72
2.4
Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme ................................................................ 73
2.4.1
2.4.1.1
2.4.1.2
2.4.1.3
2.4.1.4
2.4.1.5
2.4.1.6
Funktionsbeschreibung......................................................................................................... 73
Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) .......................................................................... 73
Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)............................................................................... 76
Hand-Einschaltung ............................................................................................................... 79
Dynamische Ansprechwertumschaltung............................................................................... 79
Einschaltstabilisierung .......................................................................................................... 79
Schneller Sammelschienenschutz durch rückwärtige Verriegelung ..................................... 81
2.4.2
2.4.2.1
2.4.2.2
Einstellhinweise .................................................................................................................... 82
Phasenstromstufen............................................................................................................... 82
Nullstromstufen..................................................................................................................... 89
2.4.3
Parameterübersicht .............................................................................................................. 92
2.4.4
Informationsübersicht ........................................................................................................... 94
2.5
Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom) .......................................................... 97
2.5.1
2.5.1.1
2.5.1.2
2.5.1.3
2.5.1.4
2.5.1.5
Funktionsbeschreibung......................................................................................................... 97
Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) .......................................................................... 97
Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)............................................................................... 99
Hand-Einschaltung ............................................................................................................. 101
Dynamische Ansprechwertumschaltung............................................................................. 101
Einschaltstabilisierung ........................................................................................................ 101
2.5.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 102
2.5.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 105
2.5.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 107
2.6
Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz...................................... 108
2.6.1
Funktionsbeschreibung....................................................................................................... 108
2.6.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 111
2.6.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 111
2.6.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 112
2.7
Einphasiger Überstromzeitschutz ....................................................................................... 113
2.7.1
Funktionsbeschreibung....................................................................................................... 113
2.7.2
Hochimpedanz-Differentialschutz ....................................................................................... 115
2.7.3
Kesselschutz....................................................................................................................... 117
2.7.4
Einstellhinweise .................................................................................................................. 118
2.7.5
Parameterübersicht ............................................................................................................ 121
2.7.6
Informationsübersicht ......................................................................................................... 122
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Inhaltsverzeichnis
2.8
Schieflastschutz ................................................................................................................. 123
2.8.1
2.8.1.1
2.8.1.2
Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 123
Unabhängige Stufen (UMZ)................................................................................................ 123
Abhängige Stufe (AMZ) ...................................................................................................... 124
2.8.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 126
2.8.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 129
2.8.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 130
2.9
Thermischer Überlastschutz............................................................................................... 131
2.9.1
Überlastschutz mit thermischem Abbild ............................................................................. 131
2.9.2
Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativen Alterung .............................................. 133
2.9.3
Einstellhinweise .................................................................................................................. 137
2.9.4
Parameterübersicht ............................................................................................................ 141
2.9.5
Informationsübersicht ......................................................................................................... 142
2.10
Thermoboxen für Überlastschutz ....................................................................................... 143
2.10.1
Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 143
2.10.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 143
2.10.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 145
2.10.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 149
2.11
Leistungsschalterversagerschutz ....................................................................................... 151
2.11.1
Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 151
2.11.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 154
2.11.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 155
2.11.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 155
2.12
Externe Einkopplungen ...................................................................................................... 156
2.12.1
Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 156
2.12.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 157
2.12.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 157
2.12.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 158
2.13
Überwachungsfunktionen ................................................................................................... 159
2.13.1
2.13.1.1
2.13.1.2
2.13.1.3
2.13.1.4
2.13.1.5
2.13.1.6
2.13.1.7
Funktionsbeschreibung ...................................................................................................... 159
Hardware-Überwachungen................................................................................................. 159
Software-Überwachungen ................................................................................................. . 160
Überwachungen der Messgrößen ...................................................................................... 160
Auslösekreisüberwachung.................................................................................................. 161
Fehlerreaktionen ................................................................................................................ 164
Sammelmeldungen............................................................................................................. 165
Parametrierfehler................................................................................................................ 166
2.13.2
Einstellhinweise .................................................................................................................. 166
2.13.3
Parameterübersicht ............................................................................................................ 167
2.13.4
Informationsübersicht ......................................................................................................... 167
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
vii
Inhaltsverzeichnis
2.14
Funktionssteuerung ............................................................................................................ 169
2.14.1
Anregelogik des Gesamtgerätes ........................................................................................ 169
2.14.2
Auslöselogik des Gesamtgerätes ....................................................................................... 170
2.14.3
Einstellhinweise .................................................................................................................. 171
2.14.4
Parameterübersicht ............................................................................................................ 172
2.14.5
Informationsübersicht ......................................................................................................... 172
2.15
Zusatzfunktionen ................................................................................................................ 173
2.15.1
2.15.1.1
2.15.1.2
2.15.1.3
2.15.1.4
2.15.1.5
2.15.1.6
Meldeverarbeitung .............................................................................................................. 173
Allgemeines ........................................................................................................................ 173
Betriebsmeldungen............................................................................................................. 175
Störfallmeldungen............................................................................................................... 175
Spontane Meldungen ......................................................................................................... 176
Generalabfrage................................................................................................................... 176
Schaltstatistik...................................................................................................................... 176
2.15.2
Betriebsmessung ................................................................................................................ 177
2.15.3
Störwertspeicherung........................................................................................................... 181
2.15.4
Einstellhinweise .................................................................................................................. 181
2.15.5
Parameterübersicht ............................................................................................................ 182
2.15.6
Informationsübersicht ......................................................................................................... 183
2.16
Befehlsbearbeitung............................................................................................................. 187
2.16.1
Befehlstypen ....................................................................................................................... 187
2.16.2
Ablauf im Befehlspfad......................................................................................................... 188
2.16.3 Schaltfehlerschutz .............................................................................................................. 189
2.16.3.1 Verriegeltes/entriegeltes Schalten ..................................................................................... 189
3
viii
2.16.4
Befehlsprotokollierung /-quittung......................................................................................... 192
2.16.5
Informationsübersicht ......................................................................................................... 193
Montage und Inbetriebsetzung ....................................................................................................... 195
3.1
Montage und Anschluss ..................................................................................................... 196
3.1.1
Montage.............................................................................................................................. 196
3.1.2
Anschlussvarianten............................................................................................................. 199
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
3.1.3.4
3.1.3.5
Anpassung der Hardware ................................................................................................... 203
Allgemeines ........................................................................................................................ 203
Demontage des Gerätes..................................................................................................... 205
Schaltelemente auf Leiterplatten ........................................................................................ 207
Schnittstellenmodule........................................................................................................... 211
Zusammenbau des Gerätes ............................................................................................... 215
3.2
Kontrolle der Anschlüsse .................................................................................................... 216
3.2.1
Kontrolle der Datenverbindung der seriellen Schnittstellen ................................................ 216
3.2.2
Kontrolle der Anlagenanschlüsse ....................................................................................... 218
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Inhaltsverzeichnis
4
3.3
Inbetriebsetzung ................................................................................................................. 220
3.3.1
Testbetrieb und Übertragungssperre ein- und ausschalten ............................................... 221
3.3.2
Systemschnittstelle testen .................................................................................................. 221
3.3.3
Schaltzustände der binären Ein-/Ausgänge prüfen ............................................................ 223
3.3.4
Überprüfung der Einstellkonsistenz.................................................................................... 225
3.3.5
Prüfungen für den Leistungsschalterversagerschutz ......................................................... 226
3.3.6
Symmetrische Stromprüfung am Schutzobjekt .................................................................. 228
3.3.7
Nullstromprüfung am Schutzobjekt..................................................................................... 234
3.3.8
Prüfungen für den Sammelschienenschutz........................................................................ 238
3.3.9
Prüfung für den Stromeingang I8 ........................................................................................ 240
3.3.10
Anwenderdefinierbare Funktionen...................................................................................... 240
3.3.11
Prüfung der Stabilität und Anlegen eines Test-Messschriebes .......................................... 241
3.4
Bereitschalten des Gerätes ................................................................................................ 243
Technische Daten ............................................................................................................................ 245
4.1
Allgemeine Gerätedaten..................................................................................................... 246
4.1.1
Analoge Eingänge .............................................................................................................. 246
4.1.2
Hilfsspannung..................................................................................................................... 246
4.1.3
Binäre Ein- und Ausgänge ................................................................................................. 247
4.1.4
Kommunikationsschnittstellen ............................................................................................ 248
4.1.5
Elektrische Prüfungen ........................................................................................................ 251
4.1.6
Mechanische Prüfungen..................................................................................................... 253
4.1.7
Klimabeanspruchungen...................................................................................................... 254
4.1.8
Einsatzbedingungen ........................................................................................................... 254
4.1.9
Konstruktive Ausführungen ................................................................................................ 254
4.2
Differentialschutz ................................................................................................................ 256
4.2.1
Allgemein............................................................................................................................ 256
4.2.2
Transformatoren ................................................................................................................. 257
4.2.3
Generatoren, Motoren, Drosseln ........................................................................................ 259
4.2.4
Sammelschienen, Knoten, kurze Leitungen ....................................................................... 260
4.3
Erdfehlerdifferentialschutz .................................................................................................. 261
4.4
Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme .............................................................. 262
4.5
Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom) ........................................................ 269
4.6
Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz ..................................... 270
4.7
Einphasiger Überstromzeitschutz....................................................................................... 271
4.8
Schieflastschutz ................................................................................................................. 272
4.9
Thermischer Überlastschutz............................................................................................... 273
4.9.1
Überlastschutz mit thermischem Abbild ............................................................................. 273
4.9.2
Heißpunktberechnung mit Lebensdauerermittlung............................................................. 275
4.10
Thermoboxen für Überlastschutz ....................................................................................... 275
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
ix
Inhaltsverzeichnis
A
4.11
Leistungsschalterversagerschutz ....................................................................................... 276
4.12
Externe Einkopplungen....................................................................................................... 276
4.13
Überwachungsfunktionen ................................................................................................... 277
4.14
Zusatzfunktionen ................................................................................................................ 278
4.15
Abmessungen..................................................................................................................... 280
Anhang.............................................................................................................................................. 283
A.1
Bestelldaten und Zubehör .................................................................................................. 284
A.1.1
Zubehör .............................................................................................................................. 286
A.2
Übersichtspläne .................................................................................................................. 289
A.2.1
Gehäuse für Schalttafel- und Schrankeinbau ..................................................................... 289
A.2.2
Gehäuse für Schalttafelaufbau ........................................................................................... 290
A.3
Anschlussbeispiele ............................................................................................................. 291
A.4
Zuordnung der Schutzfunktionen zu Schutzobjekten ......................................................... 302
A.5
Voreinstellungen ................................................................................................................. 303
A.6
Protokollabhängige Funktionen ......................................................................................... 305
A.7
Parameterübersicht .......................................................................................................... .. 306
A.8
Informationslisten................................................................................................................ 318
A.9
Messwertliste ...................................................................................................................... 335
Index.................................................................................................................................................. 339
n
x
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
1
Einführung
In diesem Kapitel wird Ihnen das Gerät SIPROTEC® 7UT612 vorgestellt. Sie erhalten
einen Überblick über Anwendungsbereiche, Eigenschaften und Funktionsumfang des
7UT612.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
1.1
Gesamtfunktion
2
1.2
Anwendungsbereiche
5
1.3
Eigenschaften
7
1
1 Einführung
1.1
Gesamtfunktion
Der digitale Differentialschutz SIPROTEC® 7UT612 ist mit einem leistungsfähigen Mikroprozessorsystem ausgestattet. Damit werden alle Aufgaben von der Erfassung der
Messgrößen bis hin zur Kommandogabe an die Leistungsschalter voll digital verarbeitet. Bild 1-1 zeigt die Grundstruktur des Gerätes.
Analogeingänge
Die Messeingänge ME transformieren die von den Messwandlern kommenden Ströme und passen sie an den internen Verarbeitungspegel des Gerätes an. Das Gerät
verfügt über insgesamt 8 Stromeingänge. Je 3 Stromeingänge sind für die Eingabe
der Leiterströme an den Begrenzungsseiten des Schutzbereiches vorgesehen, ein
weiterer (I7) kann für einen beliebigen Strom, z.B. den Erdstrom in der Zuführung der
Sternpunkterdung einer Transformatorwicklung, verwendet werden. Der Eingang I8
ist für besonders hohe Empfindlichkeit ausgelegt. Dies erlaubt z.B. die Erfassung geringer Kesselströme bei Transformatoren oder (mit äußerem Vorwiderstand) die Erfassung einer Spannung (z.B. für Hochimpedanzmessverfahren).
ME
EV
AD
µC
∩
IL1S1
AV
Error
Run
IL2S1
Ausgangsrelais
(rangierbar)
IL3S1
IL1S2
LEDs
auf der
Frontkappe
(rangierbar)
IL2S2
IL3S2
µC
I7
#
I8
7 8 9
4 5 6
örtliches
Bedienfeld
ESC
ENTER
1 2 3
. 0 +/-
Binäreingänge (rangierbar)
SV
UH
Bild 1-1
2
Hilfsspannung
Display auf
der Frontkappe
Bedienschnittstelle
zum PC
Serviceschnittstelle
PC/Modem/
Thermobox
Systemschnittstelle
Leitzentrale
Zeitsynchronisation
z.B.
DCF 77
IRIG B
Hardware-Struktur des digitalen Differentialschutzes 7UT612 — Beispiel für einen Zweiwicklungs-Transformator mit den Seiten S1 und S2
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1.1 Gesamtfunktion
Die Analoggrößen werden an die Eingangsverstärkergruppe EV weitergeleitet.
Die Eingangsverstärkergruppe EV sorgt für einen hochohmigen Abschluss der Eingangsgrößen und enthält Filter, die hinsichtlich Bandbreite und Verarbeitungsgeschwindigkeit auf die Messwertverarbeitung optimiert sind.
Die Analog-/Digitalwandlergruppe AD enthält Multiplexer, Analog/Digitalwandler und
Speicherbausteine für die Datenübergabe an den Mikrocomputer.
Mikrocomputersystem
Im Mikrocomputersystem µC werden neben Steuerung der Messgrößen die eigentlichen Schutz- und Steuerfunktionen bearbeitet. Hierzu gehören insbesondere:
− Filterung und Aufbereitung der Messgrößen,
− ständige Überwachung der Messgrößen,
− Überwachung der Anregebedingungen für die einzelnen Schutzfunktionen,
− Aufbereitung der Messgrößen: Umrechnung der Ströme gemäß Schaltgruppe des
zu schützenden Transformators (bei Verwendung als Transformatordifferentialschutz) und Anpassung der Stromamplituden,
− Bildung der Differential- und Stabilisierungsgrößen,
− Frequenzanalyse der Leiterströme und Differentialmessgrößen,
− Berechnung der Effektivwerte der Ströme für die Überlasterfassung und Nachführung der Übertemperatur des Schutzobjektes,
− Abfrage von Grenzwerten und Zeitabläufen,
− Steuerung von Signalen für die logischen Funktionen,
− Entscheidung über die Auslösekommandos,
− Speicherung von Meldungen, Störfalldaten und Störwerten für die Fehleranalyse,
− Verwaltung des Betriebssystems und dessen Funktionen, wie z.B. Datenspeicherung, Echtzeituhr, Kommunikation, Schnittstellen, etc.
Informationen werden über Ausgangsverstärker AV zur Verfügung gestellt.
Binärein- und
-ausgänge
Binäre Ein- und Ausgaben vom und zum Computersystem werden über die Ein/Ausgabe–Bausteine (Ein- und Ausgänge) geleitet. Von hier erhält das System Informationen aus der Anlage (z.B. Fernrückstellung) oder von anderen Geräten (z.B. Blockierbefehle). Ausgaben sind vor allem die Kommandos zu den Schaltgeräten und die
Meldungen für die Fernsignalisierung wichtiger Ereignisse und Zustände.
Frontelemente
Optische Anzeigen (LED) und ein Anzeigefeld (LC–Display) auf der Front geben Auskunft über die Funktion des Gerätes und melden Ereignisse, Zustände und Messwerte.
Integrierte Steuer- und Zifferntasten in Verbindung mit dem LC–Display ermöglichen
die Kommunikation mit dem Gerät vor Ort. Hierüber können alle Informationen des
Gerätes, wie Projektierungs- und Einstellparameter, Betriebs- und Störfallmeldungen,
Messwerte abgerufen werden (siehe auch SIPROTEC® 4–Systemhandbuch, Best.Nr. E50417–H1100–C151) und Einstellparameter geändert werden (siehe auch Kapitel 2).
Bei Gerät mit Steuerfunktionen ist auch Anlagensteuerung von der Frontkappe möglich.
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1 Einführung
Serielle Schnittstellen
Über die serielle Bedienschnittstelle in der Frontkappe kann die Kommunikation mit
einem Personalcomputer unter Verwendung des Bedienprogramms DIGSI® 4 erfolgen. Hiermit ist eine bequeme Bedienung aller Funktionen des Gerätes möglich.
Über die serielle Serviceschnittstelle kann man ebenfalls mit einem Personalcomputer
unter Verwendung von DIGSI ® 4 mit dem Gerät kommunizieren. Diese ist besonders
für feste Verdrahtung der Geräte mit dem PC oder Bedienung über ein Modem geeignet.
Über die serielle Systemschnittstelle können alle Gerätedaten zu einem zentralen
Auswertegerät oder einer Leitstelle übertragen werden. Je nach Anwendung kann diese Schnittstelle mit unterschiedlichen physikalischen Übertragungsverfahren und unterschiedlichen Protokollen versehen sein.
Eine weitere Schnittstelle ist für die Zeitsynchronisation der internen Uhr durch externe Synchronisationsquellen vorgesehen.
Über zusätzliche Schnittstellenmodule sind weitere Kommunikationsprotokolle realisierbar.
Die Serviceschnittstelle kann alternativ für den Anschluss einer Thermobox zur Eingabe externer Temperaturen verwendet werden (für Überlastschutz).
Stromversorgung
4
Die beschriebenen Funktionseinheiten werden von einer Stromversorgung SV mit der
notwendigen Leistung in den verschiedenen Spannungsebenen versorgt. Kurzzeitige
Einbrüche der Versorgungsspannung, die bei Kurzschlüssen im Hilfsspannungs–Versorgungssystem der Anlage auftreten können, werden i.Allg. von einem Kondensatorspeicher überbrückt (siehe auch Technische Daten, Abschnitt 4.1.2).
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1.2 Anwendungsbereiche
1.2
Anwendungsbereiche
Der digitale Differentialschutz SIPROTEC® 7UT612 ist ein selektiver Kurzschlussschutz für Transformatoren aller Spannungsreihen, für rotierende Maschinen, für
Längs- und Querdrosseln sowie für kurze Leitungen und Kleinstsammelschienen mit
zwei Abzweigen. Als einphasiges Gerät kann er auch für kleinere Sammelschienen
mit bis zu 7 Abzweigen eingesetzt werden. Der jeweilige Einsatzzweck ist projektierbar, so dass eine optimale Anpassung an das zu schützende Objekt gegeben ist.
Das Gerät ist kann auch mit zweiphasigem Anschluss für 16 2/3–Hz–Anwendungen
betrieben werden.
Ein wesentlicher Vorzug des Differentialschutzprinzips besteht darin, dass für alle
Kurzschlüsse an jeder beliebigen Stelle des Schutzbereiches ohne Verzögerung eine
Abschaltung veranlasst wird. Die Stromwandler grenzen den Schutzbereich an den
Seiten gegen das übrige Netz ab. Diese scharfe Abgrenzung ist der Grund für die dem
Vergleichsschutzprinzip eigene ideale Selektivität.
Als Transformatorschutz wird 7UT612 in der Regel an die ober- und unterspannungsseitigen Wandlersätze des Leistungstransformators angeschlossen. Die Phasendrehungen und Verkettung der Ströme durch die Schaltgruppe der Transformatorwicklungen werden im Gerät rechnerisch angepasst. Die Erdung der Sternpunkte der
Transformatorwicklungen kann beliebig sein und wird automatisch berücksichtigt.
Als Generator- oder Motorschutz überwacht 7UT612 die Ströme an der Sternpunktund Klemmenseite der Maschine. Entsprechendes gilt für Längsdrosseln.
Auch kurze Kabel oder Kleinstsammelschienen mit zwei Abzweigen können geschützt werden. Dabei bedeutet „kurz“, dass die Zuführung der Stromwandlerleitungen von den Leitungsenden zum Gerät keine unzulässige Bürde für die Stromwandler
darstellen.
Bei Transformatoren, Generatoren, Motoren oder Querdrosseln mit geerdetem Sternpunkt kann der Strom in der Sternpunktzuführung für einen empfindlichen Erdfehlerschutz erfasst werden.
Mit seinen 7 Standardstromeingängen kann das Gerät als einphasiger Sammelschienenschutz für bis zu 7 Abzweige verwendet werden. Hierbei wird pro Phase ein
7UT612 eingesetzt. Alternativ ist unter Zwischenschaltung von (externen) Mischwandlern ein Sammelschienenschutz für bis zu 7 Abzweige mit einem Gerät 7UT612
realisierbar.
Ein zusätzlicher empfindlicher Messstromeingang I8 kann z.B. bei Transformatoren
oder Drosseln mit isoliert aufgestelltem Kessel den Leckstrom zwischen Kessel und
Erde überwachen und so auch hochohmige Erdfehler erkennen.
Für Transformatoren (auch in Sparschaltung), Generatoren oder Querdrosseln mit
geerdetem Sternpunkt kann ein Hochimpedanz–Differentialschutz für Erdfehler realisiert werden. In diesem Fall speisen die (gleichartigen) Stromwandler an den Enden
des Schutzbereiches auf einen gemeinsamen hochohmigen (externen) Widerstand.
Der Strom durch diesen Widerstand wird durch den empfindlichen Messstromeingang
I8 des 7UT612 erfasst.
Für alle Arten von Schutzobjekten verfügt das Gerät über Reserve–Überstromzeitschutzfunktionen, die auf eine beliebige Seite wirken können.
Für Maschinen jeglicher Art kann ein Überlastschutz mit thermischem Abbild auf eine
beliebige Seite geschaltet werden. Über externe Fühler kann die Kühlmitteltemperatur
berücksichtigt werden (mit Hilfe einer externen Thermobox). Damit ist eine Berechnung und Ausgabe der Heißpunkttemperatur und der relativen Alterungsrate möglich.
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1 Einführung
Ein Schieflastschutz erlaubt die Erfassung unsymmetrischer Ströme. Hierdurch können Phasenausfälle, unsymmetrische Lasten und — besonders bei elektrischen Maschinen — gefährdende Gegensystemströme erkannt werden.
Für Bahnstromgeneratoren und -transformatoren ist eine zweiphasige 162/3–Hz–Ausführung lieferbar, die alle für diese Anwendung geeigneten Funktionen enthält (Differentialschutz, Erdfehlerschutz, Überstromzeitschutz, Überlastschutz).
Ein Leistungsschalterversagerschutz überwacht die Reaktion eines Leistungsschalter
nach Auslösekommando. Er kann einer beliebigen Seite des Schutzobjektes zugeordnet werden.
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7UT612 Handbuch
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1.3 Eigenschaften
1.3
Eigenschaften
• Leistungsfähiges 32-bit-Mikroprozessorsystem;
• komplett digitale Messwertverarbeitung und Steuerung, von der Abtastung und Digitalisierung der Messgrößen bis zu den Ausschaltentscheidungen für die Leistungsschalter;
• vollständige galvanische und störsichere Trennung der internen Verarbeitungsschaltungen von den Mess-, Steuer- und Versorgungskreisen der Anlage durch
Messwertübertrager, binäre Ein- und Ausgabemodule und Gleich- bzw. Wechselspannungs-Umrichter;
• geeignet für Transformatoren, Generatoren, Motoren, Knotenpunkte oder kleine
Sammelschienen;
• einfache Bedienung über integriertes Bedienfeld oder mittels angeschlossenem
Personalcomputer mit Bedienerführung.
Transformatordifferentialschutz
• Stromstabilisierte Auslösekennlinie;
• Stabilisierung gegen Einschaltströme (Rush) mit 2. Harmonischer;
• Stabilisierung gegen transiente und stationäre Fehlerströme, z.B. durch Übererregung, mit einstellbarer weiterer Harmonischer (3. oder 5. Harmonische);
• unempfindlich gegen Gleichstromglieder und Stromwandlersättigung;
• hohe Stabilität auch bei unterschiedlicher Stromwandlersättigung;
• Schnellauslösung bei stromstarken Transformatorfehlern;
• unabhängig von der Behandlung der Transformatorsternpunkte;
• erhöhte Erdfehlerempfindlichkeit bei Erfassung des Erdstromes einer geerdeten
Trafowicklung;
• integrierte Anpassung an die Transformator-Schaltgruppe;
• integrierte Anpassung an die Transformatorübersetzung mit Berücksichtigung unterschiedlicher Stromwandlernennströme.
Generator- und
Motordifferentialschutz
• Stromstabilisierte Auslösekennlinie;
• hohe Empfindlichkeit;
• kurze Kommandozeit;
• unempfindlich gegen Gleichstromglieder und Stromwandlersättigung;
• hohe Stabilität auch bei unterschiedlicher Stromwandlersättigung;
• unabhängig von der Behandlung des Sternpunktes.
Knotenpunkt-/Leitungsdifferentialschutz
• Stromstabilisierte Auslösekennlinie;
• kurze Kommandozeit;
• unempfindlich gegen Gleichstromglieder und Stromwandlersättigung;
• hohe Stabilität auch bei unterschiedlicher Stromwandlersättigung;
• Messwertüberwachung mit Betriebsstrom.
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1 Einführung
Sammelschienenschutz
• Einphasiger Differentialschutz für eine Sammelschiene mit bis zu 7 Abzweigen;
• entweder je 1 Gerät pro Phase oder Anschluss eines Gerätes über Mischwandler;
• stromstabilisierte Auslösekennlinie;
• kurze Kommandozeit;
• unempfindlich gegen Gleichstromglieder und Stromwandlersättigung;
• hohe Stabilität auch bei unterschiedlicher Stromwandlersättigung;
• Messwertüberwachung mit Betriebsstrom.
Erdfehlerdifferentialschutz
• Für sternpunktgeerdete Transformatorwicklungen, Generatoren, Motoren, Querdrosseln oder Sternpunktbildner;
• kurze Kommandozeit;
• hohe Empfindlichkeit bei Erdkurzschlüssen im Schutzbereich;
• hohe Stabilität bei äußeren Erdkurzschlüssen durch Stabilisierung mit Höhe und
Phasenlage des durchfließenden Erdstromes.
Hochimpedanzdifferentialschutz
• Empfindliche Erfassung des Fehlerstromes durch einen gemeinsamen (externen)
Bürdenwiderstand der Stromwandler;
• kurze Kommandozeit;
• unempfindlich gegen Gleichstromglieder und Stromwandlersättigung;
• besonders hohe Stabilität bei optimaler Einstellung;
• geeignet für Erdfehlererfassung bei geerdeten Generatoren, Querdrosseln und
Transformatoren, besonders Spartransformatoren;
• geeignet für jegliche Spannungsmessung (über den Widerstandsstrom) nach dem
Hochimpedanzprinzip.
Kesselschutz
• Für Transformatoren oder Drosseln mit isoliert oder hochohmig aufgebautem Kessel;
• Überwachung des zwischen Kessel und Erde fließenden Stromes;
• Anschluss wahlweise an einen „normalen“ Strommesseingang oder an einen hochempfindlichen Messeingang (ab 3 mA einstellbar).
Überstromzeitschutz für Leiterströme und Nullstrom
• Je zwei unabhängige Strom/Zeit-Stufen (UMZ) für jeden Phasenstrom und den
dreifachen Nullstrom (Summe der Phaseströme) für eine beliebige Seite des
Schutzobjektes;
• zusätzlich je eine stromabhängige Strom/Zeit-Stufen (AMZ) für jeden Phasenstrom
und den dreifachen Nullstrom;
• für AMZ-Schutz Auswahl aus verschiedenen Kennlinien verschiedener Standards
oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie möglich;
• die Stufen sind beliebig kombinierbar, für Phasen- und Nullströme unterschiedliche
Kennlinien möglich;
• Blockiermöglichkeit z.B. für rückwärtige Verriegelung mit beliebiger Stufe;
• unverzögerte Auslösung bei Zuschalten auf einen Kurzschluss mit beliebiger Stufe;
• Einschaltstabilisierung mit 2. Harmonischer;
8
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1.3 Eigenschaften
• dynamische Umschaltung der Überstromzeitschutzparameter, z.B. bei Kaltanlauf
der Anlage.
Überstromzeitschutz für Erdstrom
• Zwei unabhängige Strom/Zeit-Stufen (UMZ) für den Erdstrom (Stromeingang I7),
z.B. Strom zwischen Sternpunkt und Erder;
• zusätzliche stromabhängige Strom/Zeit-Stufe (AMZ) für den Erdstrom;
• für die AMZ-Stufe Auswahl aus verschiedenen Kennlinien verschiedener Standards oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie möglich;
• die 3 Stufen sind beliebig kombinierbar;
• Blockiermöglichkeit z.B. für rückwärtige Verriegelung mit beliebiger Stufe;
• unverzögerte Auslösung bei Zuschalten auf einen Kurzschluss mit beliebiger Stufe;
• Einschaltstabilisierung mit 2. Harmonischer;
• dynamische Umschaltung der Überstromzeitschutzparameter, z.B. bei Kaltanlauf
der Anlage.
Einphasiger Überstromzeitschutz
• Zwei unabhängige verzögerbare Stufen (UMZ), die beliebig kombiniert werden können;
• für beliebige einphasige Überstromerfassung;
• wahlweise an Erdstromeingang (Stromeingang I7) oder hochempfindlichen
Stromeingang (Stromeingang I8) anschließbar;
• geeignet für Messung geringster Ströme (z.B. für Hochimpedanzschutz oder Kesselschutz, siehe oben);
• geeignet für Messung einer beliebigen Spannung über externen Vorwiderstand
(z.B. für Hochimpedanzschutz, siehe oben);
• Blockiermöglichkeit für jede Stufe.
Schieflastschutz
• Bewertung des Gegensystems der Leiterströme einer beliebigen Seite des Schutzobjektes;
• zwei unabhängige Stufen (UMZ) und eine weitere inverse Kennlinie (gegenstromabhängig, AMZ);
• für AMZ-Stufe Auswahl aus verschiedenen Kennlinien verschiedener Standards
oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie möglich;
• die Stufen sind beliebig kombinierbar.
Thermischer Überlastschutz
• Überlastschutz mit thermischem Abbild der Stromwärmeverluste;
• Echteffektivwertberechnung;
• auf eine beliebige Seite des Schutzobjektes einstellbar;
• einstellbare thermische Warnstufe;
• einstellbare strommäßige Warnstufe;
• wahlweise Heißpunktberechnung mit Ermittlung der Lastreserve und Alterungsrate
nach IEC 60 354 (mit externen Temperaturfühlern und Thermobox).
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1 Einführung
Leistungsschalter–
Versagerschutz
• Mit Überwachung des Stromflusses durch jeden Pol des Leistungsschalters einer
beliebigen Seite des Schutzobjektes;
• Überwachung der Schalterstellung möglich (wenn Hilfskontakte angeschlossen);
• Anwurf vom Auslösekommando jeder integrierten Schutzfunktion;
• Anwurf von externen Auslösefunktionen möglich.
Externe Direktauslösung
• Auslösung der Leistungsschalter von einem externen Gerät über Binäreingang;
• Einbeziehung externer Kommandos in die Auslöse- und Meldeverarbeitung;
• wahlweise mit oder ohne Auslöseverzögerung.
Verarbeitung von
externen Informationen
• Einbeziehung externer Informationen (anwenderdefinierbarer Meldungen) in die
Meldeverarbeitung;
• vordefinierte Transformatormeldungen (Buchholz-Schutz, Ölgasung);
• Weitergabe an Ausgangsrelais, LED, und über serielle Schnittstellen an zentrale
Steuer- und Speichereinrichtungen.
Anwenderdefinierbare Funktionen
(CFC)
• Frei programmierbare Verknüpfungen von internen und externen Signalen zur Realisierung anwenderdefinierbarer Logikfunktionen;
• alle gängigen Logikfunktionen;
• Verzögerungen und Grenzwertabfragen.
Inbetriebsetzung;
Betrieb
• Umfangreiche Unterstützung für Betrieb und Inbetriebsetzung;
• Anzeige aller Messströme nach Betrag und Phasenlage;
• Anzeige der errechneten Differential- und Stabilisierungsströme;
• Integrierte Hilfen, die mit einem Standard–Browser dargestellt werden können: grafische Darstellung von Zeigerdiagrammen aller Ströme an den Seiten des Schutzobjektes auf dem Bildschirm eines Personalcomputers;
• Anschluss- und Richtungskontrolle, Schnittstellenprüfung.
Überwachungsfunktionen
• Überwachung der internen Messkreise, der Hilfsspannungsversorgung sowie der
Hardware und Software, dadurch erhöhte Zuverlässigkeit;
• Überwachung der Stromwandler-Sekundärkreise durch Symmetrieüberwachungen;
• Überprüfung der Konsistenz der Einstellungen bezüglich Schutzobjekt und möglicher Zuordnung der Messeingänge: Blockierung des Differentialschutzes bei inkonsistenten Einstellungen, die zu einer Fehlfunktion des Differentialschutzsystems
führen könnten;
• Überwachung der Auslösekreise möglich.
Weitere Funktionen
• Batterie gepufferte Uhr, die über ein Synchronisationssignal (DCF77, IRIG B mittels Satellitenempfänger), Binäreingang oder Systemschnittstelle synchronisierbar
ist;
• ständige Berechnung und Anzeige von Betriebsmesswerten auf dem Frontdisplay,
Anzeige von Messwerten aller Enden des Schutzobjektes;
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1.3 Eigenschaften
• Meldespeicher für die letzten 8 Netzstörungen (Fehler im Netz), mit Echtzeitzuordnung;
• Störwertspeicherung und -übertragung der Daten für Störschreibung für maximalen
Zeitbereich von insgesamt ca. 5 s;
• Schaltstatistik: Zählung der vom Gerät veranlassten Auslösekommandos, sowie
Protokollierung der Kurzschlussdaten und Akkumulierung der abgeschalteten
Kurzschlussströme;
• Kommunikation mit zentralen Steuer- und Speichereinrichtungen über serielle
Schnittstellen möglich (je nach Bestellvariante), wahlweise über Datenleitung, Modem oder Lichtwellenleiter.
n
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11
1 Einführung
12
7UT612 Handbuch
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2
Funktionen
In diesem Kapitel werden die einzelnen Funktionen des SIPROTEC® 7UT612 erläutert. Zu jeder Funktion des Maximalumfangs werden die Einstellmöglichkeiten aufgezeigt. Dabei werden Hinweise zur Ermittlung der Einstellwerte und — soweit erforderlich — Formeln angegeben.
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2.1
Allgemeines
14
2.2
Differentialschutz
33
2.3
Erdfehlerdifferentialschutz
64
2.4
Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
73
2.5
Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
97
2.6
Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz
108
2.7
Einphasiger Überstromzeitschutz
113
2.8
Schieflastschutz
123
2.9
Thermischer Überlastschutz
131
2.10
Thermoboxen für Überlastschutz
143
2.11
Leistungsschalterversagerschutz
151
2.12
Externe Einkopplungen
156
2.13
Überwachungsfunktionen
159
2.14
Funktionssteuerung
169
2.15
Zusatzfunktionen
173
2.16
Befehlsbearbeitung
187
13
2 Funktionen
2.1
Allgemeines
Wenige Sekunden nach dem Einschalten des Gerätes zeigt sich im Display das
Grundbild. Im 7UT612 sind Messwerte dargestellt.
Die Konfiguration (Abschnitt 2.1.1) nehmen Sie mittels DIGSI ® 4 vom Personalcomputer aus vor. Die Vorgehensweise ist ausführlich im SIPROTEC® 4–Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151, beschrieben. Zum Ändern ist die Eingabe des
Passwortes Nr. 7 (für Parametersatz) erforderlich. Ohne Passwort können Sie die Einstellungen lesen, nicht aber ändern und an das Gerät übertragen.
Die Funktionsparameter, d.h. Funktionsoptionen, Grenzwerte, usw., können Sie über
das Bedienfeld auf der Front des Gerätes oder über die Bedien- oder Serviceschnittstelle von einem Personalcomputer mit Hilfe von DIGSI ® 4 ändern. Sie benötigen das
Passwort Nr. 5 (für Einzelparameter).
2.1.1
Konfiguration des Funktionsumfangs
Allgemeines
Das Gerät 7UT612 verfügt über eine Reihe von Schutz- und Zusatzfunktionen. Der
Umfang der Hard- und Firmware ist auf diese Funktionen abgestimmt. Darüber hinaus
können die Befehlsfunktionen an die Anlagenverhältnisse angepasst werden. Zudem
können durch Konfigurierung einzelne Funktionen zu- oder abgeschaltet oder das Zusammenwirken der Funktionen modifiziert werden. Im 7UT612 nicht benötigte Funktionen können so ausgeblendet werden.
Beispiel für Konfigurierung des Funktionsumfangs:
7UT612–Geräte sollen auf Sammelschienen und Transformatoren eingesetzt werden. Überlastschutz soll nur bei den Transformatoren angewendet werden. Für die
Sammelschienen wird diese Funktion daher „wegprojektiert“, für die Transformatoren
soll sie dagegen „vorhanden“ sein.
Die verfügbaren Schutz- und Zusatzfunktionen können als ‰‚…uhqr oder vpu‡Ã
‰‚…uhqr projektiert werden. Bei einigen Funktionen kann auch die Auswahl zwischen mehreren Alternativen möglich sein, die weiter unten erläutert sind.
Funktionen, die als vpu‡Ã‰‚…uhqr projektiert sind, werden im 7UT612 nicht verarbeitet: Es gibt keine Meldungen, und die zugehörigen Einstellparameter (Funktionen, Grenzwerte) werden bei der Einstellung nicht abgefragt.
Hinweis:
Die verfügbaren Funktionen und Voreinstellungen sind abhängig von der Bestellvariante des Gerätes (siehe Einzelheiten im Anhang A.1).
Festlegen des
Funktionsumfangs
14
Die Konfigurationsparameter können Sie mittels Personalcomputer und Bedienprogramm DIGSI® 4 über die Bedienschnittstelle auf der Frontkappe des Gerätes oder
über die rückwärtige Serviceschnittstelle eingeben. Die Bedienung ist im Systemhandbuch SIPROTEC ® 4 (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151, Abschnitt 5.3) beschrieben.
7UT612 Handbuch
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2.1 Allgemeines
Zum Ändern der Konfigurationsparameter im Gerät ist die Eingabe des Passwortes
Nr. 7 (für Parametersatz) erforderlich. Ohne Passwort können Sie die Einstellungen
lesen, nicht aber ändern und an das Gerät übertragen.
Besonderheiten
Viele Einstellungen sind selbsterklärend. Besonderheiten sind im folgenden erläutert.
Eine Zusammenstellung, welche Schutzfunktionen sich für welche Schutzobjekte eignen, ist im Anhang A.4 gegeben.
Legen Sie zunächst fest, welche Seite des Schutzobjektes als Seite 1 und welche als
Seite 2 bezeichnet werden soll. Diese Festlegung ist beliebig. Wenn Sie mehrere
7UT612 einsetzen, sollten Sie jedoch eine einheitliche Festlegung treffen, um auch
die spätere Zuordnung zu erleichtern. Folgendes ist beispielhaft als Empfehlung für
die Seite 1 gedacht:
− bei Transformatoren die Oberspannungsseite, ist jedoch die Unterspannungsseite
eine geerdete Sternwicklung, ist diese als Seite 1 (Bezugsseite) zu bevorzugen;
− bei Generatoren die Klemmenseite;
− bei Motoren und Querdrosseln die Seite der Stromzuführung;
− bei Längsdrosseln, Leitungen und Sammelschienen gibt es keine Vorzugsseite.
Die Festlegung der Seite ist bei einigen der folgenden Konfigurationseinstellungen zu
beachten.
Wenn Sie die Einstellgruppenumschaltung verwenden wollen, stellen Sie Adresse
" Q6S6H@UVHT8C auf ‰‚…uhqr. In diesem Fall können Sie für die Funktionseinstellungen bis zu vier verschiedenen Gruppen von Funktionsparametern einstellen, die während des Betriebs schnell und bequem umgeschaltet werden können.
Bei Einstellung vpu‡Ã‰‚…uhqr können Sie nur eine Funktionsparametergruppe
einstellen und verwenden.
Die Einstellung des T8CVUaP7E@FUes (Adresse $) ist wichtig für die richtige Zuordnung der Einstellparameter und die möglichen Ein-, Ausgänge und Funktionen des
Gerätes:
− Normale Transformatoren mit getrennten Wicklungen werden als 9…rvƒuh†r
‡…hs‚ eingestellt, unabhängig von Schaltgruppe oder Erdungsverhältnisse der
Sternpunkte. Dies gilt auch, wenn sich innerhalb des Schutzbereiches ein Sternpunktbildner befindet (vgl. Bild 2-18, Seite 45).
− Bei Transformatoren in Sparschaltung stellen Sie Tƒh…‡…hs‚ ein. Diese Einstellung gilt auch für Querdrosseln, wenn Stromwandlersätze zu beiden Seiten der Anschlusspunkte installiert sind (vgl. Bild 2-25 rechts, Seite 50).
− Bei @vƒuh†r‡…hs‚ bleibt die mittlere Phase L2 frei. Diese Einstellung ist besonders für 162/3–Hz–Einphasentransformatoren geeignet.
− Generatoren und Motoren werden gleich behandelt. Die Einstellung Brr…h‡‚…
H‚‡‚… gilt auch für Längsdrosseln und Querdrosseln, wenn an beiden Seiten ein
kompletter Stromwandlersatz installiert ist.
− Für den Einsatz auf Kleinstsammelschienen oder Knoten mit 2 Enden stellen Sie
Th€€ry†puÃ"ƒu ein. Diese Einstellung gilt auch, wenn kurze Leitungsstücke,
die durch Stromwandlersätze abgegrenzt sind, zu schützen sind. Dabei bedeutet
„kurz“, dass die Zuführung der Stromwandlerleitungen von den Leitungsenden zum
Gerät keine unzulässige Bürde für die Stromwandler darstellen.
− Wird das Gerät als Sammelschienenschutz für bis zu 7 Abzweige als einphasiges
Gerät oder über Mischwandler als dreiphasiges Gerät betrieben wird, gilt die Einstellung Th€€ry†puà ƒu. In diesem Falle müssen Sie dem Gerät auch unter
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15
2 Funktionen
Adresse & 6IaÃ@I9@I mitteilen, wie viele Abzweige die Sammelschiene hat.
Bis zu 7 Abzweige sind zulässig.
Der Messstromeingang I7 dient i.Allg. der Erfassung eines Sternpunktstromes. Dazu
muss dem Gerät unter Adresse ' D&X6I9G@S mitgeteilt werden, welcher Seite
des Schutzobjektes dieser Strom zugeordnet ist. Bei Transformatoren ist hier die Seite zu wählen, deren Sternpunkt geerdet ist und dessen Sternpunktstrom gemessen
werden soll. Bei geerdeten Generatoren und Motoren ist es die Seite, die dem geerdeten Sternpunkt zugewandt ist. Bei Spartransformatoren können Sie eine beliebige
Seite wählen, da es nur einen Sternpunktstrom für beide Seiten gibt. Wird der Sternpunktstrom nicht für den Differentialschutz oder Erdfehlerdifferentialschutz verwendet, stellen Sie vpu‡Ã“ˆtr‚…q ein (Voreinstellung).
"
Wenn der Erdfehlerdifferentialschutz verwendet wird, muss er unter Adresse
@S99DAA ebenfalls einer geerdeten Seite zugeordnet werden, anderenfalls wird er
vpu‡Ã‰‚…uhqr eingestellt. Bei Spartransformatoren ist die Seite wieder beliebig.
Auch die verschiedenen Überstromzeitschutzfunktionen müssen einer Seite des
Schutzobjektes zugeordnet werden:
− Beim Phasen-Überstromzeitschutz können Sie unter Adresse ! V6HaÃQC6T@
die Seite wählen, für die dieser Schutz gilt. Bei Generatoren wird normalerweise die
Sternpunktseite, bei Motoren die Klemmenseite gewählt. Ansonsten ist bei einseitiger Speisung die Speiseseite sinnvoll. Häufig wird jedoch für die Speiseseite ein
getrennter Überstromzeitschutz eingesetzt. Dann sollte der interne Überstromzeitschutz des 7UT612 auf die Abgangsseite wirken. Er ist dann ein Reserveschutz für
abgangsseitige Fehler.
− Unter Adresse ! V6HaÃQC6T@Ã8C6 stellen Sie ein, nach welcher Kennliniengruppe der Phasen-Überstromzeitschutz arbeiten soll. Soll er ausschließlich als unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) arbeiten, stellen Sie VHaÂurÃ6Ha ein.
Sie können auch zusätzlich zum unabhängigen Überstromzeitschutz einen stromabhängigen Überstromzeitschutz projektieren, der entweder nach einer IEC–Kennlinie (VHa6HaÃD@8) oder nach einer ANSI–Kennlinie (VHa6HaÃ6ITD) arbeitet
oder nach einer anwenderspezifizierbare Kennlinie. Bei letzterer können Sie noch
bestimmen, ob Sie nur die Auslösekennlinie (6rqr…Fry) oder sowohl die
Auslöse- als auch die Rückfallkennlinie (Spxshyy) spezifizieren wollen. Die verschiedenen Kennlinien sind in den Technischen Daten dargestellt.
− Auch den Nullstrom-Überstromzeitschutz V6HaÃ"D können Sie unter Adresse
!! einer beliebigen Seite des Schutzobjektes zuordnen. Dies muss nicht die gleiche sein wie für den Phasen-Überstromzeitschutz (Adresse ! oben). Für die
möglichen Kennlinien sind unter Adresse !" V6HaÃ"DÃ8C6S die gleichen Möglichkeiten gegeben wie für den Phasen-Überstromzeitschutz. Sie können jedoch für
den Nullstrom-Überstromzeitschutz andere Optionen einstellen als für den PhasenÜberstromzeitschutz. Diese Schutzfunktion erfasst stets den Summenstrom 3I0 der
überwachten Seite, der sich aus der Summe der entsprechenden Phasenströme
ergibt.
− Ein weiterer Erdstrom-Überstromzeitschutz ist verfügbar, der unabhängig von dem
vorbeschriebenen Nullstrom-Überstromzeitschutz ist. Dieser unter Adresse !# V
6HaÃ@S9@ zu projektierende Schutz erfasst den am Strommesseingang I7 angeschlossenen Strom. In den meisten Fällen wird dies der Sternpunktstrom eines geerdeten Sternpunktes (bei Transformatoren, Generatoren, Motoren oder Querdrosseln) sein. Die Zuordnung auf eine bestimmte Seite ist nicht nötig, da dieser Schutz
stets den I7–Strom erfasst, unabhängig von seiner Herkunft. Auch bei diesem
Schutz können Sie unter Adresse !$ V6HaÃ@S9@Ã8C6S eine der Kennliniengruppen wählen wie beim Phasen-Überstromzeitschutz, unabhängig von der dort
gewählten Kennlinie.
16
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Für beliebige Anwendungszwecke ist ein einphasiger unabhängiger Überstromzeitschutz VHaà QC6TDB unter Adresse !& verwendbar. Dieser kann wahlweise den
Messstrom am Eingang I7 (ˆr€ƒsÃXqyÃD&) oder am Eingang I8 (r€ƒsÃXqyÃ
D') erfassen. Der letztere Fall ist besonders interessant, da der Eingang I8 schon sehr
kleine Ströme erkennen kann (ab 3 mA am Eingang). Dieser Schutz eignet sich z.B.
für einen hochempfindlichen Kesselschutz (s.a. Abschnitt 2.7.3) oder für einen Hochimpedanzdifferentialschutz (s.a. Abschnitt 2.7.2). Er ist nicht an eine bestimmte Seite
oder Applikation gebunden, kann also völlig beliebig verwendet werden.
Der Schieflastschutz kann unter Adresse # T8CD@AG6TU auf eine Seite des
Schutzobjektes gelegt werden, d.h. er überwacht die dort fließenden Ströme auf
Schieflast. Die Auslösezeitkennlinien können gemäß Adresse # T8CD@AG6TUÃ
8C6S wieder unabhängig (VHaÂurÃ6Ha) sein oder zusätzlich nach einer IEC–
Kennlinie (VHa6HaÃD@8) oder nach einer ANSI–Kennlinie (VHa6HaÃ6ITD) arbeiten.
Auch beim Überlastschutz können Sie unter Adresse #! h7@SG6TU die Seite wählen, deren Ströme für die Überlasterfassung maßgebend sein sollen. Da die Ursache
der Überlastung außerhalb des Schutzobjektes liegt, ist der Überlaststrom ein durchfließender Strom, muss also nicht unbedingt auf die speisende Seite wirken.
− Bei Transformatoren mit Spannungsregelung wird der Überlastschutz auf die ungeregelte Seite gelegt, da nur bei dieser ein fest definierter Zusammenhang zwischen
Nennstrom und Nennleistung herrscht.
− Bei Generatoren wirkt der Überlastschutz normalerweise auf die Sternpunktseite.
− Bei Motoren und Querdrosseln wird der Überlastschutz an die Stromwandler der
Stromzuführung angeschlossen.
− Bei Längsdrosseln und kurzen Kabeln gibt es keine Vorzugsseite.
− Bei Sammelschienen und Freileitungsstücken ist der Überlastschutz i.Allg. nicht
nötig, da die Berechnung einer Übertemperatur wegen der stark schwankenden
Umgebungsbedingungen (Temperatur, Winde) nicht sinnvoll ist. Hier kann jedoch
die strommäßige Warnstufe vor drohender Überlastung warnen.
Außerdem können Sie unter Adresse
den der Überlasterfassung wählen:
#" h7@SG6TUÃ8C6S eine der beiden Metho-
− Überlastschutz mit thermischem Abbild nach IEC 60 255–8 (xyh††v†pu),
− Überlastschutz mit Heißpunktberechnung mit Lebensdauerermittlung nach IEC
60 354 (hpuÃD@8"$#).
Die erste zeichnet sich durch einfache Handhabung und eine geringe Zahl von Einstellwerten aus; die zweite erfordert genaue Kenntnisse über das Schutzobjekt und
dessen Umgebung und Kühlung und ist bei Transformatoren mit integrierten Temperaturfühlern sinnvoll. Näheres siehe auch Abschnitt 2.9.
Wenn der Überlastschutz mit Heißpunktberechnung nach IEC 60354 verwendet wird
(Adresse #" h7@SG6TUÃ8C6S = hpuÃD@8"$#), muss an der Serviceschnittstelle
mindestens eine Thermobox 7XV566 angeschlossen sein, die das Gerät über die
Kühlmitteltemperatur informiert. Unter Adresse ( UC@SHP7PY stellen Sie diese
Schnittstelle ein. Bei 7UT612 ist dies die Tpuv‡‡†‡ryyrÃ8 (Service-Schnittstelle).
Die Anzahl und Übertragungsart der Messstellen (RTD = Resistance Temperature
Detector) stellen Sie unter Adresse ( UC@SHP7PY6SU ein: %ÃSU9ÃTv€ƒyr‘ oder
%ÃSU9ÃChyi9ƒy‘ (mit einer Thermobox) oder !ÃSU9ÃChyi9ƒy‘ (mit zwei Thermoboxen). Dies muss mit der Einstellung an der Thermobox korrespondieren.
Hinweis: Der für die Heißpunktberechnung maßgebende Temperaturmesspunkt sollte
immer über die erste Thermobox geführt werden!
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
17
2 Funktionen
Für den Leistungsschalterversagerschutz können Sie unter Adresse & T8C6GU@S
W@ST6B bestimmen, welche Seite er überwachen soll. Dies muss eine im Fehlerfall
einspeisende Seite sein.
Bei der Auslösekreisüberwachung besteht unter Adresse '! 6VTFS@DTh7@SX die
Wahlmöglichkeit, ob diese mit zwei (€v‡Ã!Ã7vrv) oder nur mit einem Binäreingang (€v‡Ã Ã7vrv) arbeiten soll. Die Eingänge müssen potentialfrei sein.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
103
PARAMET.-UMSCH.
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
Parametergruppenumschaltung
105
SCHUTZOBJEKT
Dreiphasentrafo
Einphasentrafo
Spartrafo
Generator/Motor
Sammelschiene 3phasig
Sammelschiene 1phasig
Dreiphasentrafo
Schutzobjekt
106
ANZ. SEITEN
2
2
Seitenanzahl für mehrphasiges
Schutzobj.
107
ANZ. ENDEN
3
4
5
6
7
7
Endenanzahl für 1phasige-Sammelschiene
108
I7-WANDLER
nicht zugeordnet
Seite 1
Seite 2
nicht zugeordnet
I7-Wandler, angeschlossen an
112
DIFF.SCHUTZ
nicht vorhanden
vorhanden
vorhanden
Differentialschutz
113
ERD.DIFF
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Erdfehlerdifferentialschutz
117
dynPAR.UMSCH.
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
dynamische Parameterumschaltung
120
U/AMZ PHASE
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
U/AMZ Phase
121
U/AMZ PHASE CHA
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
anwenderspezifische Anr.Kennlinie
anwenderspezifische Rückfallkennlinie
UMZ ohne AMZ
U/AMZ Phase Charakteristik
122
U/AMZ 3I0
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
U/AMZ 3I0
18
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
123
U/AMZ 3I0 CHAR
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
anwenderspezifische Anr.Kennlinie
anwenderspezifische Rückfallkennlinie
UMZ ohne AMZ
U/AMZ 3I0 Charakteristik
124
U/AMZ ERDE
nicht vorhanden
unempfindlicher Wandler I7
nicht vorhanden
U/AMZ Erde
125
U/AMZ ERDE CHAR
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
anwenderspezifische Anr.Kennlinie
anwenderspezifische Rückfallkennlinie
UMZ ohne AMZ
U/AMZ Erde Charakteristik
127
UMZ 1-PHASIG
nicht vorhanden
unempfindlicher Wandler I7
empfindlicher Wandler I8
nicht vorhanden
UMZ 1-phasig
140
SCHIEFLAST
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Schieflastschutz
141
SCHIEFLAST CHAR
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
UMZ ohne AMZ
Schieflastschutz Charakteristik
142
ÜBERLAST
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Überlastschutz
143
ÜBERLAST CHAR
klassisch
nach IEC354
klassisch
Überlastschutz Charakteristik
170
SCHALTERVERSAG.
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Schalterversagerschutz
181
MESSWERTÜBERW.
nicht vorhanden
vorhanden
vorhanden
Messwertüberwachung
182
AUSKREISÜBERW.
nicht vorhanden
mit 2 Binäreingaben
mit 1 Binäreingabe
nicht vorhanden
Auslösekreisüberwachung
186
EINKOPPLUNG 1
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
Direkte Einkopplung 1
187
EINKOPPLUNG 2
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
Direkte Einkopplung 2
190
THERMOBOX
nicht vorhanden
Schnittstelle C
nicht vorhanden
Thermobox
191
THERMOBOX-ART
6 RTD Simplex
6 RTD HalbDuplex
12 RTD HalbDuplex
6 RTD Simplex
Thermobox-Anschlussart
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19
2 Funktionen
2.1.2
Allgemeine Anlagendaten (Anlagendaten 1)
Allgemeines
Das Gerät benötigt einige Daten des Netzes und der Anlage, um je nach Verwendung
seine Funktionen an diese Daten anzupassen. Hierzu gehören z.B. Nenndaten der
Anlage und der Wandler, Polarität und Anschluss der Messgrößen, ggf. Eigenschaften der Leistungsschalter, u.Ä. Weiterhin gibt es eine Reihe von Funktionsparametern, die den Funktionen gemeinsam, also nicht einer konkreten Schutz-, Steuer- oder
Überwachungsfunktion zugeordnet sind. Diese Anlagendaten 1 können nur mittels
PC und DIGSI® 4 geändert werden und sind in diesem Abschnitt besprochen.
Nennfrequenz
Die Nennfrequenz des Netzes wird unter Adresse !& I@IIAS@RV@Ia eingestellt.
Der gemäß Ausführungsvariante werksseitig voreingestellte Wert muss nur geändert
werden, wenn das Gerät für ein anderes Einsatzgebiet, als sie der Bestellung zugrunde lag, verwendet werden soll.
Phasenfolge
Unter Adresse !& QC6T@IAPGB@ können Sie die Voreinstellung (G ÃG!ÃG" für ein
Rechtsdrehfeld) abändern, falls Ihre Anlage ein Linksdrehfeld aufweist (G ÃG"ÃG!).
Bei 162/3–Hz–Einphasenanwendung ist diese Einstellung ohne Belang.
L1
L3
L2
Rechtsdrehfeld G
Bild 2-1
L1
ÃG!ÃG"
L2
Linksdrehfeld G
L3
ÃG"ÃG!
Phasenfolge
Temperatureinheit
Die Temperaturen, die über die Thermobox eingekoppelt werden, können in B…hqÃ
8ry†vˆ† oder B…hqÃAhu…rurv‡ angezeigt werden. Dies gilt insbesondere auch
für die Ausgabe der Heißpunkttemperatur, sofern Sie vom Überlastschutz mit Heißpunkttemperaturberechnung Gebrauch machen. Stellen Sie unter Adresse !&%
U@HQ@DIC@DU die gewünschte Temperatureinheit ein. Mit der Änderung der Temperatureinheit ist keine automatische Umrechnung der Einstellwerte verbunden, die
von dieser Temperatureinheit abhängig sind. Solche müssen dann erneut bei den entsprechend gültigen Adressen eingegeben werden.
Objektdaten bei
Transformatoren
Die Transformatordaten werden benötigt, wenn das Gerät als Transformatordifferentialschutz eingesetzt wird, d.h. wenn bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1 unter Randtitel „Besonderheiten“) unter T8CVUaP7E@FU (Adresse $)
9…rvƒuh†r‡…hs‚ oder Tƒh…‡…hs‚ oder @vƒuh†r‡…hs‚ eingestellt wurde. In
anderen Fällen sind diese Einstellungen nicht zugänglich.
Achten Sie bei der Definition der Wicklung 1 auf die Festlegung der Seiten, wie oben
erwähnt (Abschnitt 2.1.1 unter Randtitel „Besonderheiten“). Die Seite 1 ist stets die
Bezugswicklung, hat also die Stromphasenlage 0° und keine Schaltgruppenkennziffer. Üblicherweise ist dies die Oberspannungswicklung des Transformators.
20
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Das Gerät benötigt folgende Angaben:
!# VIÃXD8FGÃT .
• Die Behandlung des Sternpunktes unter Adresse !# TU@SIQVIFUÃT : trr…qr‡
oder v†‚yvr…‡. Stellen Sie auch dann trr…qr‡ ein, wenn der Sternpunkt über
• Die Nennspannung UN in kV (verkettet) unter Adresse
eine Erdstrombegrenzung (niederohmig) oder über eine Petersen-Spule (hochohmig) geerdet ist.
• Die Schaltungsart unter Adresse !#! T8C6GU6SUÃT . Dies ist normaleweise der
Großbuchstabe der Schaltgruppe.
Hat eine Wicklung des Transformators einen Regelbereich, so wird als U N der Wicklung nicht die tatsächliche Nennspannung verwendet, sondern die dem mittleren
Strom des Regelbereiches entsprechende Spannung.
U max ⋅ U min
2
U N = 2 ⋅ -------------------------------- = -------------------------------1
1
U max + U min
------------- + -----------U max U min
mit Umax, Umin den Grenzen des Regelbereiches.
Rechenbeispiel:
Transformator YNd5
35 MVA
110 kV/20 kV
Y–Seite geregelt
±20 %
Daraus resultieren für die geregelte Wicklung (110 kV):
maximale Spannung
Umax = 132 kV
minimale Spannung
Umin = 88 kV
Einzustellende Spannung (Adresse !#)
2
2
UN WICKL S1 = -------------------------------- = ----------------------------------------- = 105,6 kV
1
1
1
1
------------- + ----------------------------- + --------------132 kV 88 kV
U max U min
Für die Nennspannung VIÃXD8FGÃT! (Adresse !#"), die Behandlung des Sternpunktes TU@SIQVIFUÃT! (Adresse !##) und die Schaltungsart T8C6GU6SUÃT! (Adresse !#$) gelten die gleichen Regeln wie für Wicklung 1.
Zusätzlich ist unter Adresse !#% T8C6GUBSVQQ@ÃT! die Schaltgruppenziffer einzustellen, die die Phasenverschiebung der Ströme dieser Wicklung zur Bezugswicklung
angibt. Nach IEC wird diese in Vielfachen von 30° definiert. Ist die Oberspannungswicklung die Bezugsseite, also Seite 1, können Sie die Ziffer unmittelbar aus der
Schaltgruppe entnehmen, z.B. $ für Schaltgruppe Yd5 oder Dy5. Jede Schaltgruppenziffer von 0 bis 11 ist einstellbar, soweit sie möglich ist (z.B. sind für Yy, Dd und Dz nur
gerade, für Yd, Yz und Dy nur ungerade Ziffern möglich).
Wird eine andere als die Oberspannungswicklung zur Bezugswicklung gewählt, so ist
zu beachten, dass sich die Schaltgruppenziffer ändert: So wird z.B. Yd5 von der D–
Seite aus gesehen zu Dy7 (Bild 2-2).
Bei Transformatoren wird als TIÃUS6AP (Adresse !#() unmittelbar die primäre Nennscheinleistung eingestellt. Die Leistung ist immer als Primärwert einzugeben, auch
wenn das Gerät generell in Sekundärwerten parametriert wird. Aus der Bezugsleistung errechnet das Gerät den primären Nennstrom des zu schützenden Betriebsmittels selber. Dies ist die Basis für alle bezogenen Werte.
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2 Funktionen
Wicklung 1
L1
L2
Wicklung 2
L3
L1
L2
uL2N
L3
UL1N
uL3N
uL1N
UL3N
N
UL2N
N
Yd5
Dy7
UL1N
uL23
UL31
uL31
UL12
u L12
UL23
uL1N
Wicklung 2
Bild 2-2
Wicklung 1
Schaltgruppenumkehrung bei Unterspannungswicklung als Bezugsseite — Beispiel
Aus den Nenndaten des zu schützenden Transformators berechnet das Gerät auch
automatisch die für die Wicklungsnennströme benötigten Strom-Anpassungsformeln.
Die Ströme werden so umgerechnet, dass sich die Empfindlichkeit des Schutzes stets
auf die Nennscheinleistung des Transformators bezieht. Es sind i.Allg. weder Schaltungen zur Anpassung der Schaltgruppe noch Umrechnungen für die Nennströme erforderlich.
Objektdaten bei
Generatoren, Motoren und Drosseln
Bei Verwendung des 7UT612 als Generator- oder Motorschutz muss bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (siehe Abschnitt 2.1.1, Adresse $) als T8CVUaP7
E@FU = Brr…h‡‚…H‚‡‚… eingestellt sein. Diese Einstellung gilt auch für Längsund Querdrosseln, wenn an beiden Seiten ein kompletter Stromwandlersatz installiert
ist. In anderen Fällen sind diese Einstellungen nicht zugänglich.
Unter Adresse !$
eingestellt.
VIÃB@IHPUPS wird die Nennspannung der Maschine (verkettet)
Die primäre Nennscheinleistung wird unter Adresse !$! TIÃB@IHPUPS eingestellt.
Die Leistung ist immer als Primärwert einzugeben, auch wenn das Gerät generell in
Sekundärwerten parametriert wird. Aus dieser Leistung und der Nennspannung errechnet das Gerät den primären Nennstrom des zu schützenden Objektes selber.
Dies ist die Basis für alle bezogenen Werte.
Objektdaten bei
Kleinstsammelschienen, Knoten,
kurzen Leitungen
Diese Daten werden benötigt, wenn das Gerät als Differentialschutz für Kleinstsammelschienen, Knoten oder kurze Leitungen mit zwei Enden eingesetzt wird. Dann
muss bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (siehe Abschnitt 2.1.1, Adresse
$) als T8CVUaP7E@FU = Th€€ry†puÃ"ƒu eingestellt sein. In anderen Fällen
sind diese Einstellungen nicht zugänglich.
Die Nennspannung (verkettet) !% VIÃT6HH@GT8C wird für die Berechnung von Betriebsmesswerten benötigt; auf die eigenlichen Schutzfunktionen hat sie keinen Einfluss.
Da die beiden Seiten oder Abzweige mit Stromwandlern unterschiedlicher Primärnennströme bestückt sein können, wird als Objektnennstrom ein einheitlicher Betriebsnennstrom DI7USÃQSDH˜S definiert (Adresse !%$), der als Bezug für alle Ströme gilt. Die Ströme werden so umgerechnet, dass sich die Einstellungen des Schutzes stets auf diesen Betriebsnennstrom beziehen. Meist wählt man bei unterschiedlichen Stromwandlern den größeren der primären Nennströme als Betriebsnennstrom.
22
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Objektdaten bei
Sammelschienen
mit bis zu 7 Abzweigen
Die Sammelschienendaten werden benötigt, wenn das Gerät als einphasiger Sammelschienendifferentialschutz für bis zu 7 Abzweige eingesetzt wird. Dann muss bei
der Konfigurierung der Schutzfunktionen (siehe Abschnitt 2.1.1, Adresse $) als
T8CVUaP7E@FU = Th€€ry†puà ƒu eingestellt sein. In anderen Fällen sind diese
Einstellungen nicht zugänglich.
Die Nennspannung (verkettet) !% VIÃT6HH@GT8C wird für die Berechnung von Betriebsmesswerten benötigt; auf die eigenlichen Schutzfunktionen hat sie keinen Einfluss.
Da die Abzweige einer Sammelschiene mit Stromwandlern unterschiedlicher Primärnennströme bestückt sein können, wird als Sammelschienen-Nennstrom ein einheitlicher Betriebsnennstrom DI7USÃQSDH˜S definiert (Adresse !%$), der als Bezug für
alle Ströme gilt. Die Abzweigströme werden so umgerechnet, dass sich die Einstellungen des Schutzes stets auf diesen Betriebsnennstrom beziehen. Es sind i.Allg. keine
externen Anpassungsmittel erforderlich. Meist wählt man bei unterschiedlichen
Stromwandlern den größten der primären Nennströme der Abzweige als Betriebsnennstrom.
Bei Anschluss an Mischwandler sind diese jedoch zwischen die Stromwandler jedes
Abzweigs und die Geräteeingänge zu schalten. In diesem Fall können die Mischwandler auch die Anpassung der Ströme übernehmen. Stellen Sie auch hier den größten
der primären Nennströme der Abzweige als Betriebsnennstrom ein. Die Anpassung
der einzelnen Nennströme jedes Abzweigs geschieht später.
Bei Verwendung je eines Gerätes 7UT612 je Phase werden für alle drei Geräte die
gleichen Ströme und Spannungen eingestellt. Zur Identifizierung der Phasen für Störfallmeldungen und Messwerte soll jedoch auch jedem Gerät mitgeteilt werden, welcher Phase es zugeordnet ist. Dies geschieht unter Adresse !%% G@DU@S6VTX6CG.
Stromwandlerdaten bei 2 Seiten
Aus den vorbesprochenen Objektdaten gehen eindeutig die primären Betriebsnennströme für das zu schützende Objekt hervor. Die Stromwandlersätze an den Seiten
des zu schützenden Objektes weichen aber i.Allg. davon ab und können sogar unterschiedlich sein. Außerdem ist die eindeutige Polarität der Ströme essentiell für die
richtige Funktion des Differentialschutzes.
Das Gerät muss daher über die Stromwandlerdaten informiert werden. Bei 2 Seiten
(also alle Anwendungen außer einphasigem Sammelschienenschutz für bis zu 7 Abzweigen) geschieht das durch Eingabe der Nennströme der Stromwandlersätze und
deren sekundärer Sternpunktseite.
Geben Sie unter Adresse !! DIQSDÃDX9GÃT den primären Nennstrom des
Stromwandlersatzes der Seite 1 des Schutzobjektes an, unter Adresse !" DIT@FÃ
DX9GÃT den sekundären Nennstrom. Achten Sie auf die richtige Definition der Seiten (siehe Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 15). Achten Sie auch darauf,
dass die sekundären Stromwandlernennströme in Übereinstimmung mit der Nennstromeinstellung für diese Seite am Gerät sind (siehe auch Abschnitt 3.1.3.3 unter
Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3“. Anderenfalls errechnet das Gerät nicht
nur falsche Primärdaten, es kann auch zu Fehlfunktionen des Differentialschutzes
kommen.
Die Polung der Stromwandler wird durch die Angabe der Sternpunktlage der Stromwandlersätze festgelegt. Für die Objektseite 1 stellen Sie unter Adresse !
TUSIQFU3P7EÃT ein, ob der Sternpunkt dem Schutzobjekt zugewandt ist oder
nicht. Bild 2-3 zeigt Beispiele für diese Einstellung.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
23
2 Funktionen
Seite 2
Seite 1
L1
L1
L2
L2
L3
L3
!% TUSIQFU3P7EÃT!
= Irv
! TUSIQFU3P7EÃT Ã
= Eh
Seite 2
Seite 1
L1
G
L2
L3
!% TUSIQFU3P7EÃT!
= Eh
! TUSIQFU3P7EÃT
= Irv
Seite 2
Seite 1
L1
M
L2
L3
!% TUSIQFU3P7EÃT!
= Eh
Bild 2-3
! TUSIQFU3P7EÃT
= Eh
Lage der Stromwandlersternpunkte — Beispiele
Für die 2. Seite des Schutzobjektes gilt Analoges. Auch hier werden primärer Nennstrom DIQSDÃDX9GÃT! (Adresse !&), sekundärer Nennstrom DIT@FÃDX9GÃ
T! (Adresse !') und die Lage des Stromwandlersternpunktes TUSIQFU3P7EÃT!
(Adresse !%) eingegeben. Die Gesichtspunkte sind die gleichen wie für Seite 1.
Eine Besonderheit besteht für den Stromwandleranschluss bei Anwendung als Querdifferentialschutz für Generatoren oder Motoren. In diesem Fall fließen im gesunden
Betrieb alle Ströme in das Schutzobjekt hinein, also umgekehrt wie bei den übrigen
Anwendungen. Deshalb muss für einen Stromwandlersatz eine „falsche“ Polarität eingestellt werden. Den „Seiten“ entsprechen hier die Teilstränge der Maschinenwicklungen.
Ein Beispiel ist in Bild 2-4 dargestellt. Obschon bei beiden Stromwandlersätzen die
Sternpunkte dem Schutzobjekt zugewandt sind, wird hier für die „Seite 2“ das Gegenteil eingestellt: TUSIQFU3P7EÃT! = Irv.
24
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
„Seite 2“
„Seite 1“
L1
L2
L3
!%ÃTUSIQFU3P7EÃT!
= Irv
Bild 2-4
Stromwandlerdaten beim 1phasigen
Sammelschienenschutz
! TUSIQFU3P7EÃT
= Eh
Stromwandlersternpunkte beim Querdifferentialschutz — Beispiel
Die Stromwandlersätze in den Abzweigen einer Sammelschiene können unterschiedliche Nennströme haben. Deshalb wurde bereits oben unter „Objektdaten bei Sammelschienen mit bis zu 7 Abzweigen“ ein einheitlicher Betriebsnennstrom festgelegt.
An diesen Betriebsnennstrom müssen die Ströme der einzelnen Abzweige angepasst
werden.
Für jeden Abzweig geben Sie den primären Stromwandler-Nennstrom ein. Dabei werden die Daten nur für so viele Abzweige abgefragt, wie bei der Konfigurierung lt. Abschnitt 2.1.1 (Adresse & 6IaÃ@I9@I) angegeben wurden.
Wenn Sie die Nennströme schon mit externen Mitteln (z.B. mittels Anpassungswandler) angepasst haben, geben Sie einheitlich den Nennstrom an, auf den die externen
Anpassungswandler berechnet sind, i.Allg. den Betriebesnennstrom des Schutzobjektes. Entsprechendes gilt, wenn Sie externe Mischwandler eingesetzt haben.
Die Parameter für die primären Nennströme sind:
Adresse ! ! DIQSDÃX9GÃD = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 1,
Adresse ! $ DIQSDÃX9GÃD! = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 2,
Adresse ! ' DIQSDÃX9GÃD" = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 3,
Adresse !!! DIQSDÃX9GÃD# = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 4,
Adresse !!$ DIQSDÃX9GÃD$ = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 5,
Adresse !!' DIQSDÃX9GÃD% = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 6,
Adresse !"! DIQSDÃX9GÃD& = primärer Stromwandler-Nennstrom für Abzweig 7.
Bei den sekundären Nennströmen achten Sie darauf, dass die sekundären Stromwandlernennströme mit den Nennströmen des entsprechenden Stromeingangs des
Gerätes übereinstimmen. Eine Anpassung der Sekundärnennströme des Gerätes ist
gemäß Abschnitt 3.1.3.3 (unter Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3“ möglich.
Wenn Sie Mischwandler eingesetzt haben, ist deren ausgangsseitiger Nennstrom
normalerweise 100 mA. Für die sekundären Nennströme wird daher einheitlich für alle
Abzweige A eingestellt.
Die Parameter für die sekundären Nennströme sind:
Adresse ! " DIT@FÃX9GÃD = sekundärer Nennstrom
Adresse ! % DIT@FÃX9GÃD! = sekundärer Nennstrom
Adresse ! ( DIT@FÃX9GÃD" = sekundärer Nennstrom
Adresse !!" DIT@FÃX9GÃD# = sekundärer Nennstrom
Adresse !!% DIT@FÃX9GÃD$ = sekundärer Nennstrom
Adresse !!( DIT@FÃX9GÃD% = sekundärer Nennstrom
Adresse !"" DIT@FÃX9GÃD& = sekundärer Nennstrom
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
für Abzweig 1,
für Abzweig 2,
für Abzweig 3,
für Abzweig 4,
für Abzweig 5,
für Abzweig 6,
für Abzweig 7.
25
2 Funktionen
Die Polung der Stromwandler wird durch die Angabe der Sternpunktlage der Stromwandlersätze festgelegt. Für jeden Abzweig stellen Sie ein, ob der Sternpunkt der
Sammelschiene zugewandt ist oder nicht. Bild 2-5 zeigt ein Beispiel für 3 Abzweige,
in dem bei Abzweig 1 und Abzweig 3 der Wandlersternpunkt der Sammelschiene zugewandt ist, bei Abzweig 2 nicht.
Abzweig 1
Abzweig 2
Abzweig 3
L1
L2
L3
I3
I2
!
= Eh
TUSIQFU3TTÃD
Bild 2-5
! # TUSIQFU3TTÃD!
= Irv
! & TUSIQFU3TTÃD"
= Eh
7UT612
für L1
I1
Lage der Stromwandlersternpunkte — Beispiele für Phase L1 einer Sammelschiene mit 3 Abzweigen
Die Parameter für die Polarität sind:
TUSIQFU3TTÃD = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
Adresse !
für Abzweig 1,
Adresse ! # TUSIQFU3TTÃD! = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
für Abzweig 2,
Adresse ! & TUSIQFU3TTÃD" = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
für Abzweig 3,
Adresse !! TUSIQFU3TTÃD# = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
für Abzweig 4,
Adresse !!# TUSIQFU3TTÃD$ = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
für Abzweig 5,
Adresse !!& TUSIQFU3TTÃD% = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
für Abzweig 6,
Adresse !" TUSIQFU3TTÃD& = Wandlersternpunkt gegen Sammelschiene
für Abzweig 7.
Stromwandlerdaten für Stromeingang I7
Der Strommesseingang I7 wird normalerweise für die Erfassung des Sternpunktstromes einer geerdeten Wicklung eines Transformators, einer Querdrossel oder eines
Generators oder Motors verwendet. Lediglich beim einphasigen Sammelschienenschutz ist dies nicht möglich, da hier I7 für einen Abzweigstrom reserviert ist.
I7 kann zur Nullstromkompensation beim Transformatordifferentialschutz und/oder für
den Erdfehlerdifferentialschutz verwendet werden. Er kann alternativ oder zusätzlich
vom Erdstrom-Überstromzeitschutz verarbeitet werden.
Zur Anpassung des Strombetrages stellen Sie unter Adresse !"! DIQSDÃX9GÃD&
den primären Nennstrom des Stromwandlers, der diesen Messeingang speist, ein.
Der sekundäre Nennstrom dieses Stromwandlers unter Adresse !"" DIT@FÃX9GÃ
D& muss in Übereinstimmung mit dem Gerätenennstrom für diesen Messeingang
sein.
26
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Für die Polarität dieses Stromes ist Adresse !" @S9T@DU@ÃX9GÃD& maßgebend.
Hier stellen Sie ein, an welcher Geräteklemme die Seite des Stromwandlers angeschlossen ist, die dem Erder des betreffenden Wicklungssternpunktes (also nicht dem
Wicklungssternpunkt selber) zugeordnet ist. Bild 2-6 zeigt die Alternativen am Beispiel
einer geerdeten Transformatorwicklung.
IL1
IL2
IL3
K
k
l
IL2
L3
IL3
K
k
L
l
7UT612
Q7
!" @S9T@DU@ÃX9GÃD&
= Fyr€€rÃR&
Bild 2-6
IL1
L2
Q8
I7
L
L1
L1
L2
L3
Q7
I7
7UT612
Q8
!" @S9T@DU@ÃX9GÃD&
= Fyr€€rÃR'
Polaritätseinstellung für den Stromeingang I7
Hinweis:
Bei Geräte im Gehäuse für Aufbau entspricht
Klemme Q7 → Gehäuseklemme 12
Klemme Q8 → Gehäuseklemme 27
Stromwandlerdaten für Stromeingang I8
Der Strommesseingang I8 ist ein besonders empfindlicher Eingang, der die Erfassung
auch geringer Ströme (ab 3 mA am Eingang) erlaubt.
Kommandodauer
In Adresse !'6 wird die Mindestauslösekommandodauer UÃ6VTFPHÃHDI eingestellt. Sie gilt für alle Schutzfunktionen, die auf Auslösung gehen können. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Leistungsschalterzustand
Verschiedene Schutz- und Zusatzfunktionen benötigen zur optimalen Funktion Informationen über die Stellung der Leistungsschalter.
Damit auch für diesen Messeingang Primärwerte angegeben werden können (z.B. für
Einstellung in Primärströmen, für Ausgabe von primären Messwerten), wird der Übersetzungsfaktor INprim/INsek des angeschlossenen Stromwandlers unter Adresse !"$
A6FUPSÃD' eingestellt.
Für den Leistungsschalter der Seite 1 des Schutzobjektes stellen Sie unter Adresse
!'" eine Stromschwelle GTÃTrv‡rà ÃD3 ein, die bei offenem Leistungsschalter mit
Sicherheit unterschritten wird. Hier kann sehr empfindlich eingestellt werden, sofern
bei abgeschaltetem Schutzobjekt parasitäre Ströme (z.B. durch Induktion) ausgeschlossen werden können. Anderenfalls muss der Wert entsprechend erhöht werden.
Die Voreinstellung ist normalerweise ausreichend.
Für den Leistungsschalter der Seite 2 des Schutzobjektes geschieht die entsprechende Einstellung unter Adresse !'# GTÃTrv‡rÃ!ÃD3.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
27
2 Funktionen
2.1.2.1
Parameterübersicht
In der folgenden Liste sind für die Adressen !'" bis !'$ die Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem
sekundären Nennstrom von I N = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
270
NENNFREQUENZ
50 Hz
60 Hz
16 2/3 Hz
50 Hz
Nennfrequenz
271
PHASENFOLGE
L1 L2 L3
L1 L3 L2
L1 L2 L3
Phasenfolge
276
TEMP.EINHEIT
Grad Celsius
Grad Fahrenheit
Grad Celsius
Temperatureinheit
240
UN WICKL S1
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Nennspannung der Seite 1 ist
241
STERNPUNKT S1
geerdet
isoliert
geerdet
Sternpunkt der Seite 1 ist
242
SCHALT.ART S1
Y
D
Z
Y
Schaltungsart der Seite 1 ist
243
UN WICKL S2
0.4..800.0 kV
11.0 kV
Nennspannung der Seite 2 ist
244
STERNPUNKT S2
geerdet
isoliert
geerdet
Sternpunkt der Seite 2 ist
245
SCHALT.ART S2
Y
D
Z
Y
Schaltungsart der Seite 2 ist
246
SCHALTGRUPPE
S2
0..11
0
Schaltgruppe der Seite 2 ist
249
SN TRAFO
0.20..5000.00 MVA
38.10 MVA
Nennscheinleistung
251
UN GEN/MOTOR
0.4..800.0 kV
21.0 kV
Nennspannung
252
SN GEN/MOTOR
0.20..5000.00 MVA
70.00 MVA
Nennscheinleistung
261
UN SAMMELSCH.
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Nennspannung
265
IN-BTR PRIMÄR
1..100000 A
200 A
Betriebs-Nennstrom der PrimärAnlage
266
LEITERAUSWAHL
Leiter 1
Leiter 2
Leiter 3
Leiter 1
Leiterauswahl
201
STRNPKT->OBJ S1 Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt Seite1 Richtung
Schutzobj.
202
IN-PRI I-WDL S1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler
Seite 1
203
IN-SEK I-WDL S1
1A
5A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler
Seite 1
28
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
206
STRNPKT->OBJ S2 Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt Seite2 Richtung
Schutzobj.
207
IN-PRI I-WDL S2
1..100000 A
2000 A
Prim. Nennstrom Stromwandler
Seite 2
208
IN-SEK I-WDL S2
1A
5A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler
Seite 2
211
STRNPKT->SS I1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I1 Richtung Sammelschiene
212
IN-PRI WDL I1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I1
213
IN-SEK WDL I1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I1
214
STRNPKT->SS I2
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I2 Richtung Sammelschiene
215
IN-PRI WDL I2
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I2
216
IN-SEK WDL I2
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I2
217
STRNPKT->SS I3
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I3 Richtung Sammelschiene
218
IN-PRI WDL I3
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I3
219
IN-SEK WDL I3
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I3
221
STRNPKT->SS I4
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I4 Richtung Sammelschiene
222
IN-PRI WDL I4
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I4
223
IN-SEK WDL I4
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I4
224
STRNPKT->SS I5
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I5 Richtung Sammelschiene
225
IN-PRI WDL I5
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I5
226
IN-SEK WDL I5
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I5
227
STRNPKT->SS I6
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I6 Richtung Sammelschiene
228
IN-PRI WDL I6
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I6
229
IN-SEK WDL I6
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I6
230
ERDSEITE WDL I7
Klemme Q7
Klemme Q8
Klemme Q7
Erdungsseit. Anschluß des I7Wandlers an
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
29
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
231
STRNPKT->SS I7
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I7 Richtung Sammelschiene
232
IN-PRI WDL I7
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I7
233
IN-SEK WDL I7
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I7
235
FAKTOR I8
1.0..300.0
60.0
Übersetzungsfaktor Prim./Sek. I8
280A
T AUSKOM MIN.
0.01..32.00 s
0.15 s
Mindestdauer des Auskommandos
283
LS Seite 1 I>
0.04..1.00 A
0.04 A
Stromschwelle "LS Seite 1 eingeschaltet"
284
LS Seite 2 I>
0.04..1.00 A
0.04 A
Stromschwelle "LS Seite 2 eingeschaltet"
285
LS I7 I>
0.04..1.00 A
0.04 A
Stromschwelle I7 für "LS eingeschaltet"
2.1.2.2
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
05145 >Drehfeldumsch.
>Drehfeldumschaltung
05147 Drehfeld L1L2L3
Drehfeld L1 L2 L3
05148 Drehfeld L1L3L2
Drehfeld L1 L3 L2
2.1.3
Einstellgruppen
Zweck der Einstellgruppen
Für die Funktionseinstellungen des Gerätes können vier unterschiedliche Gruppen
von Parametern einstellt werden. Diese können während des Betriebs vor Ort mittels
des Bedienfeldes, über Binäreingang (sofern entsprechend rangiert), über die Bedienund Serviceschnittstelle von einem Personalcomputer oder über die Systemschnittstelle umgeschaltet werden.
Eine Einstellgruppe umfasst die Parameterwerte aller Funktionen, für die Sie bei der
Konfigurierung (Abschnitt 2.1.1) die Einstellung ‰‚…uhqr oder eine andere aktive
Option gewählt haben. Im Gerät 7UT612 werden 4 voneinander unabhängige Einstellgruppen (Gruppe A bis D) unterstützt. Diese stellen einen identischen Funktionsumfang dar, können aber unterschiedliche Einstellwerte enthalten.
Sie verwenden Einstellgruppen, um für unterschiedliche Anwendungsfälle die jeweiligen Funktionseinstellungen speichern und im Bedarfsfall schnell abrufen zu können.
30
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.1 Allgemeines
Alle Einstellgruppen sind im Gerät hinterlegt. Es ist jedoch stets nur eine Einstellgruppe aktiv.
Wenn Sie die Umschaltung nicht benötigen, brauchen Sie nur die voreingestellte Einstellgruppe A einzustellen.
Wenn Sie von der Umschaltmöglichkeit Gebrauch machen wollen, müssen Sie bei der
Konfigurierung des Funktionsumfanges die Gruppenumschaltung auf Q6S6H@U
VHT8C = ‰‚…uhqr eingestellt haben (Adresse "). Bei der Einstellung der Funktionsparameter parametrieren Sie dann nacheinander beide Einstellgruppen A bis D.
Wie Sie dabei zweckmäßig vorgehen, wie Sie Einstellgruppen kopieren oder wieder
in den Lieferzustand rücksetzen können, sowie die Vorgehensweise zur betrieblichen
Umschaltung von einer Einstellgruppe zur anderen erfahren Sie im DIGSI ® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151.
Wie Sie die Möglichkeit der Umschaltung zwischen den beiden Einstellgruppen von
extern über Binäreingaben nutzen können, finden Sie in Abschnitt 3.1.2 unter „Einstellgruppenumschaltung“.
2.1.3.1
Adr.
302
2.1.3.2
Parameterübersicht
Parameter
AKTIVIERUNG
Einstellmöglichkeiten
Parameter-Gruppe A
Parameter-Gruppe B
Parameter-Gruppe C
Parameter-Gruppe D
über Binäreingabe
über Protokoll
Voreinstellung
Erläuterung
Parameter-Gruppe Aktivierung
A
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
00007 >Param. Wahl1
>Parametergruppenwahl (Auswahl Bit 1)
00008 >Param. Wahl2
>Parametergruppenwahl (Auswahl Bit 2)
P-Gruppe A
Parametergruppe A
P-Gruppe B
Parametergruppe B
P-Gruppe C
Parametergruppe C
P-Gruppe D
Parametergruppe D
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
31
2 Funktionen
2.1.4
Allgemeine Schutzdaten (Anlagendaten 2)
Zu den allgemeinen Schutzdaten (6IG6B@I96U@IÃ!) sind keine Einstellungen erforderlich. Nachstehende Tabelle zeigt die Informationsübersicht. Je nach Ausführung
und eingestelltem Schutzobjekt ist nur ein Teil der aufgelisteten Informationen verfügbar.
2.1.4.1
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
00311 Fehl. Projekt.
Fehlerhafte Projektierung Schutz
00356 >Hand-EIN
>Hand-Einschaltung
00561 Hand-EIN
Hand-Einschalt-Erkennung (Impuls)
00410 >LS1 Pos.Ein 3p
>LS1-Hilfskontakt 3polig Ein
00411 >LS1 Pos.Aus 3p
>LS1-Hilfskontakt 3polig Aus
00413 >LS2 Pos.Ein 3p
>LS2-Hilfskontakt 3polig Ein
00414 >LS2 Pos.Aus 3p
>LS2-Hilfskontakt 3polig Aus
00501 Ger. Anregung
Anregung (Schutz)
00511 Gerät AUS
Geräte-Aus (allg.)
>QuittGAUS
>Quittierung des Geräte-AUS
G-AUSQuitt
Quittierungspflichtiges Geräte-AUS
00126 Schutz E/A
Schutz Ein/Aus (Systemschnittstelle)
00576 IL1S1:
Abschaltstrom (primär) L1 Seite 1
00577 IL2S1:
Abschaltstrom (primär) L2 Seite 1
00578 IL3S1:
Abschaltstrom (primär) L3 Seite 1
00579 IL1S2:
Abschaltstrom (primär) L1 Seite 2
00580 IL2S2:
Abschaltstrom (primär) L2 Seite 2
00581 IL3S2:
Abschaltstrom (primär) L3 Seite 2
00582 I1:
Abschaltstrom (primär) I1
00583 I2:
Abschaltstrom (primär) I2
00584 I3:
Abschaltstrom (primär) I3
00585 I4:
Abschaltstrom (primär) I4
00586 I5:
Abschaltstrom (primär) I5
00587 I6:
Abschaltstrom (primär) I6
00588 I7:
Abschaltstrom (primär) I7
32
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
2.2
Differentialschutz
Der Differentialschutz stellt die Hauptfunktion des Gerätes dar. Er arbeitet auf der
Grundlage des Stromvergleiches. 7UT612 ist geeignet für Transformatoren, Generatoren, Motoren, Drosseln, kurze Leitungen und (im Rahmen der möglichen Stromeingänge) Knotenpunkte (kleinere Sammelschienenanlagen). Auch ist ein Blockschutz
für Generator-Transformator-Blöcke möglich.
7UT612 kann auch als einphasiges Gerät eingesetzt werden. Dann können bis zu 7
Enden eines Schutzobjektes angeschlossen werden, also z.B. Sammelschienen mit
bis zu 7 Abzweigen.
Der Schutzbereich wird selektiv durch die Stromwandler an seinen Enden abgegrenzt.
2.2.1
Funktionsbeschreibung des Differentialschutzes
Die Aufbereitung der Messgrößen ist abhängig von der Verwendung des Differentialschutzes. In diesem Abschnitt wird auf die Funktion des Differentialschutzes allgemein eingegangen, unabhängig davon, welcher Art das Schutzobjekt ist. Dabei wird
eine einphasigen Darstellung benutzt. Danach folgen die Besonderheiten zu den einzelnen Schutzobjekten.
Grundprinzip bei
zwei Seiten
Der Differentialschutz beruht auf einem Stromvergleich. Bei ihm wird ausgenutzt, dass
ein Schutzobjekt (Bild 2-7) im ungestörten Betriebszustand stets an beiden Enden
denselben Strom i (gestrichelt) führt. Dieser fließt auf der einen Seite in den betrachteten Bereich hinein und verlässt ihn auf der anderen Seite wieder. Eine Stromdifferenz ist das sichere Kennzeichen für einen Fehler innerhalb des Schutzobjektes. Die
Sekundärwicklungen der Stromwandler W1 und W2 an den Seiten des Schutzobjektes könnten bei gleicher Übersetzung so zusammengeschaltet werden, dass sich ein
geschlossener Stromkreis mit dem Sekundärstrom I ergibt und ein in die Querverbindung geschaltetes Messglied M beim ungestörten Betriebszustand stromlos bleibt.
i
W1
i1
i2
i
Schutzobjekt
I
I
I1
i1 + i2
W2
I2
M
I1 + I2
Bild 2-7
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Grundprinzip des Differentialschutzes für zwei Enden (einphasige Dargestellung)
33
2 Funktionen
Bei einem Fehler im durch die Wandler abgegrenzten Bereich bekommt das Messglied einen zur Summe i1 + i2 der von beiden Seiten einfließenden Fehlerströme proportionalen Strom I1 + I2 zugeführt. Die einfache Anordnung nach Bild 2-7 führt also
bei einem Fehler im Schutzbereich, in dem ein für das Ansprechen des Messgliedes
M ausreichender Fehlerstrom fließt, zuverlässig zum Ansprechen des Schutzes.
Grundprinzip bei
mehreren Seiten
Bei Schutzobjekten mit drei oder mehr Enden oder bei Sammelschienen wird das Differentialprinzip dahingehend erweitert, dass im ungestörten Betrieb die Summe aller
in das Schutzobjekt einfließenden Ströme Null sein muss, bei einem Kurzschluss aber
die Summe der einfließenden Ströme gleich dem Fehlerstrom ist (siehe Bild 2-8 als
Beispiel für 4 Enden).
Schutzobjekt
W1
W2
I1
i1
Bild 2-8
Stromstabilisierung
W3
I2
i2
W4
I3
i3
I4
M
I1 + I2
+ I3 + I4
i4
Grundprinzip eines Differentialschutzes für 4 Enden (einphasige Dargestellung)
Wenn bei äußeren Fehlern sehr große Ströme den Schutzbereich durchfließen, tritt
bei unterschiedlichem Übertragungsverhalten im Sättigungsbereich der Wandler W1
und W2 (Bild 2-7) im Messglied M ein entsprechender Differenzstrom auf, der eine
Auslösung verursachen könnte. Ein solches Fehlverhalten des Schutzes wird durch
Stabilisierung verhindert.
Zur Stabilisierung wird bei Differentialschutzgeräten für Schutzobjekte mit zwei Seiten
entweder die Differenz der Ströme |I1 – I2| benutzt oder auch die Summe der Beträge
|I1| + |I2|. Im interessierenden Bereich der Stabilisierungskennlinien sind beide Methoden gleich. Bei Schutzobjekten mit mehr als zwei Enden, also z.B. Mehrwicklungstransformatoren, Sammelschienen, ist nur die Methode mit der Betragssumme möglich. Der Einheitlichkeit halber wird diese auch beim 7UT612 angewendet. Es wird
also definiert:
ein Auslöse- oder Differentialstrom
Idiff = |I1 + I2|
sowie ein Stabilisierungsstrom
Istab = |I1| + |I2|
Idiff wird aus der Grundschwingung der Ströme berechnet und wirkt im auslösenden
Sinne, Istab wirkt diesem entgegen.
Zur Verdeutlichung der Wirkung seien drei wichtige Betriebszustände mit idealen und
angepassten Messgrößen betrachtet (Bild 2-9):
34
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
i1
i2
Schutzobjekt
W1
I1
W2
I2
M
I1 + I2
Bild 2-9
Stromdefinitionen
a) Durchgangsstrom bei fehlerfreiem Betrieb oder außenliegendem Fehler:
I2 kehrt seine Richtung um, d.h. wechselt das Vorzeichen, d.h. I2 = –I1;
außerdem ist |I2| = |I1|
Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|
Keine Auslösegröße (Idiff = 0); die Stabilisierung (Istab) entspricht dem Doppelten
des durchfließenden Stromes.
b) Innerer Kurzschluss, Speisung von beiden Seiten mit z.B. gleich großen Strömen:
Es gilt dann I2 = I1; außerdem ist |I2| = |I1|
Idiff = |I1 + I2| = |I1 + I1| = 2·|I1|
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2·|I1|
Auslösegröße (Idiff) und Stabilisierungsgröße (Istab) sind gleich groß und
entsprechen dem gesamten Kurzschlussstrom.
c) Innerer Kurzschluss, Speisung nur von einer Seite:
Es gilt dann I2 = 0
Idiff = |I1 + I2| = |I1 + 0| = |I1|
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + 0 = |I1|
Auslösegröße (Idiff) und Stabilisierungsgröße (Istab) sind gleich groß und
entsprechen dem einseitigen Kurzschlussstrom.
Beim inneren Fehler ist also Idiff = Istab. Damit ist die Ortskurve für innere Fehler im
Auslösediagramm durch eine Gerade mit 45° Steigung gekennzeichnet (in Bild 2-10)
die strichpunktierte Linie).
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
35
2 Funktionen
I
diff
---------------- 10
I
N Obj
Fehlerkennlinie
9
8
Auslösen
7
D
6
5
C
Sperren
4
3
2
Zusatzstabilisierung
aa 1
B Sättigungseintritt
A 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
I stab
---------------I
NObj
Bild 2-10
Zusatzstabilisierung bei außenliegenden Fehlern
Auslösekennlinie des Differentialschutzes mit Fehlerkennlinie
Sättigung der Stromwandler bei hohen Kurzschlussströmen und/oder langen Netzzeitkonstanten spielen beim inneren Kurzschluss (im Schutzbereich) praktisch keine
Rolle, da die Messwertverfälschung im gleichen Maße in den Differentialstrom wie in
den Stabilisierungsstrom eingeht. Die Fehlerkennlinie in Bild 2-10 gilt prinzipiell auch
hier. Natürlich muss der Sekundärstrom des gesättigten Stromwandlers zumindest
die Ansprechschwelle a in Bild 2-10) überschreiten.
Bei einem äußeren Fehler, der einen hohen durchfließenden Kurzschlussstrom hervorruft, kann durch Stromwandlersättigung, wenn sie an den Messstellen unterschiedlich stark ausgeprägt ist, ein erheblicher Differentialstrom vorgetäuscht werden, der,
wenn der Arbeitspunkt Idiff/Istab im Auslösebereich der Kennlinie (Bild 2-10) liegt, ohne
besondere Maßnahmen zur Fehlauslösung führen würde.
7UT612 verfügt über einen Sättigungsindikator, der solche Zustände erkennt und entsprechende Stabilisierungsmaßnahmen einleitet. Der Sättigungsindikator bewertet
das dynamische Verhalten von Differential- und Stabilisierungsstrom.
Die gestrichelte Linie in Bild 2-10 zeigt den momentanen Verlauf der Stromverhältnisse beim äußeren Fehler mit einseitiger Wandlersättigung.
Unmittelbar nach Fehlereintritt (A) steigen die Kurzschlussströme zunächst stark an
und bewirken einen entsprechend hohen Stabilisierungsstrom (2 ×durchfließender
Strom). Tritt nun einseitige Sättigung ein (B), erzeugt diese einen Differentialstrom
und schwächt den Stabilisierungsstrom, so dass der Arbeitspunkt Idiff/Istab bis in den
Auslösebereich wandern kann (C).
Bei innerem Kurzschluss hingegen läuft der Arbeitspunkt sofort an der Fehlerkennlinie
entlang (D), da der Stabilisierungsstrom kaum größer wird als der Differentialstrom.
Stromwandlersättigung beim äußeren Fehler ist also dadurch gekennzeichnet, dass
zunächst ein hoher momentaner Stabilisierungsstrom fließt. Der Sättigungsindikator
trifft seine Entscheidung in der ersten Viertelperiode. Ist ein äußerer Fehler so erkannt, wird der Differentialschutz für eine einstellbare Zeit blockiert. Die Blockierung
wird aufgehoben, sobald erkannt wird, dass sich der Arbeitspunkt Idiff/Istab stationär
(d.h. über mindestens eine Periode) innerhalb des Auslösegebietes nahe der Fehler-
36
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
kennlinie befindet. Hierdurch werden Folgefehler im zu schützenden Bereich auch
nach vorangegangenem äußeren Kurzschluss mit Stromwandlersättigung schnell erkannt.
Stabilisierung mit
Harmonischen
Insbesondere bei Transformatoren und Querdrosseln können beim Einschalten kurzzeitig hohe Magnetisierungsströme entstehen (Rushströme), die in den Schutzbereich einfließen, ihn aber nicht wieder verlassen. Sie wirken also wie einseitig einfließende Fehlerströme. Auch beim Parallelschalten von Transformatoren oder bei Übererregung eines Transformators durch erhöhte Spannung oder Unterfrequenz können
unerwünschte Differentialströme entstehen.
Der Einschaltrush kann ein Mehrfaches des Nennstromes erreichen und ist durch einen relativ hohen Gehalt der zweiten Harmonischen (doppelte Nennfrequenz) gekennzeichnet, die im Kurzschlussfall nahezu völlig fehlt. Überschreitet der Gehalt an
zweiter Harmonischer im Differentialstrom also eine einstellbare Schwelle, wird die
Auslösung verhindert.
Außer der zweiten Harmonischen kann im 7UT612 eine weitere Harmonische zur Stabilisierung herangezogen werden (einstellbar). Zur Auswahl stehen die dritte und fünfte Harmonische.
Stationäre Übererregung ist durch ungeradzahlige Oberschwingungen gekennzeichnet. Hier eignet sich die dritte oder fünfte Harmonische zur Stabilisierung. Da bei
Transformatoren häufig die dritte im Trafo eliminiert wird (z.B. in einer Dreieckswicklung), wird hier meist die fünfte verwendet.
Auch bei Stromrichter–Transformatoren spielen ungeradzahlige Harmonische eine
Rolle, die beim inneren Kurzschluss nicht vorhanden sind.
Die Differentialströme werden auf ihren Oberschwingungsgehalt hin untersucht. Für
die Frequenzanalyse werden digitale Filter benutzt, die eine Fourieranalyse der Differentialströme durchführen. Sobald die Oberschwingungsanteile größer als die einstellbare Grenzen sind, wird eine Stabilisierung der betroffenen Leiterauswertung vorgenommen. Die Filteralgorithmen sind bezüglich ihres Einschwingverhaltens so optimiert, dass sich zusätzliche Maßnahmen zur Stabilisierung bei dynamischen Vorgängen erübrigen.
Da die Einschaltstabilisierung für jeden Leiter individuell arbeitet, ist der Schutz auch
optimal wirksam, wenn z.B. ein Transformator auf einen einphasigen Fehler geschaltet wird, wobei möglicherweise in einem anderen gesunden Leiter ein Einschalt-Rushstrom fließt. Es ist jedoch auch möglich, den Schutz so einzustellen, dass bei Überschreiten des zulässigen Oberschwingungsanteils im Strom nur eines Leiters nicht
nur der Leiter mit dem Rushstrom stabilisiert, sondern auch die übrigen Leiter der Differentialstufe blockiert werden. Diese sog. „Crossblock“-Funktion kann auf eine bestimmte Zeitdauer begrenzt werden.
Schnellauslösung
bei stromstarken
Fehlern
Stromstarke innere Fehler im Schutzbereich können immer dann ohne Berücksichtigung der Stabilisierungsströme sofort abgeschaltet werden, wenn aufgrund der
Stromhöhe feststeht, dass es sich nicht um einen äußeren Fehler handeln kann. Bei
Schutzobjekten mit hoher eigener Längsimpedanz (Transformator, Generator, Längsdrossel) lässt sich ein Stromwert finden der von einem durchfließenden Kurzschlussstrom niemals überschritten wird. Bei einem Transformator ist das z.B. der (primäre)
1
Wert ---------------------- ⋅ I NTrafo.
u
k Trafo
Der Differentialschutz des 7UT612 verfügt über eine unstabilisierte Schnellauslösestufe. Diese wirkt auch dann, wenn z.B. wegen Stromwandlersättigung durch ein
Gleichstromglied im Kurzschlussstrom eine zweite Harmonische auftritt, die von der
Einschaltstabilisierung als Rushstrom interpretiert werden könnte.
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37
2 Funktionen
Die Schnellauslösung arbeitet sowohl mit der Grundschwingung des Differentialstromes als auch mit Momentanwerten. Die Momentanwertverarbeitung garantiert auch
dann eine schnelle Auslösung, wenn durch Stromwandlersättigung die Grundschwingung stark gedämpft würde. Wegen möglicher Stromverlagerung bei Eintritt eines
Kurzschlusses arbeitet die Momentanwertverarbeitung ab dem doppelten Einstellwert.
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf
Die Ansprechwerterhöhung ist besonders bei Motoren nützlich. Anders als bei Transformatoren ist der Einschaltstrom bei Motoren ein durchfließender Strom. Differenzströme können aber dadurch entstehen, dass die Stromwandler vor dem Einschalten
unterschiedliche Restmagnetisierung besitzen und dadurch von unterschiedlichen Arbeitspunkten ihrer Hysterese aus mit Strom beaufschlagt werden. Diese Differenzströme sind zwar gering, können aber bei empfindlicher Einstellung des Differentialschutzes durchaus schädlich wirken.
Als zusätzliche Sicherheit gegen Überfunktionen beim Zuschalten eines zuvor stromlosen Schutzobjektes kann von der Ansprechwerterhöhung bei Anlauf Gebrauch gemacht werden. Wenn der Stabilisierungsstrom einer Phase einen einstellbaren Wert
6IG6VATU67 unterschritten hat, wird die Ansprechwerterhöhung aktiviert. Der Stabilisierungsstrom ist ja im Normalbetrieb doppelt so hoch wie der durchfließende
Strom, sein Unterschreiten daher ein Kriterium für das abgeschaltete Schutzobjekt.
Der Ansprechwert D9DAA3 und die anderen Äste der Idiff>–Stufe werden nun um einen einstellbaren Faktor erhöht (siehe Bild 2-11).
Die Wiederkehr des Stabilisierungsstromes ist das Kennzeichen für den Anlauf. Nach
einer einstellbaren Zeit Hh‘6IG6VAa@DU wird die Kennlinienerhöhung zurückgenommen.
10
I diff
-------------- 9
I NObj
8
!"
DÃ9DAA33
Anlaufkennlinie
7
Auslösen
6
stationäre
Kennlinie
5
Ansprechwerterhöhung
4
3
Sperren
2
1
!!
DÃ9DAA3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
I stab
-------------I NO bj
Bild 2-11
Auslösekennlinie
38
Ansprechwerterhöhung der Stufe bei Anlauf
Bild 2-12 zeigt die gesamte Auslösekennlinie des 7UT612. Der Kennlinienast a stellt
die Empfindlichkeitsschwelle des Differentialschutzes dar (Einstellwert D9DAA3) und
berücksichtigt konstante Fehlerströme wie z.B. Magnetisierungsströme.
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2.2 Differentialschutz
Ast b berücksichtigt stromproportionale Fehler, die durch Übersetzungsfehler der
Stromwandler und der Eingangswandler des Gerätes, oder z.B. durch Anpassungsabweichungen und Stufenschalter bei Transformatoren mit Spannungsregelung auftreten.
Im Bereich hoher Ströme, die Wandlersättigung hervorrufen können, sorgt Kennlinienast c für eine stärkere Stabilisierung.
I
diff
---------------- 10
I
N Obj
Fehlerkennlinie
9
8
!"
D²9DAA33
d
7
6
Auslösen
5
c
4
3
2
1
!!
D²9DAA3
Sperren
!#
TU@DBVIBÃ
Zusatzstabilisierung
b
a
1
!#!Ã
AVTTQVIFUÃ
Bild 2-12
!#"
TU@DBVIBÃ!
2
3
4
!##Ã
AVTTQVIFUÃ!
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
!$%Ã
@YA²TU67
I
stab
---------------I
NObj
Auslösekennlinie des Differentialschutzes
Bei Differentialströmen oberhalb des Astes d erfolgt Auslösung unabhängig vom Stabilisierungsstrom und harmonischer Stabilisierung (Einstellwert D9DAA33). Dies ist
also der Bereich der „Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern“.
Das Gebiet der Zusatzstabilisierung ist durch den Sättigungsindikator bestimmt (siehe oben unter Randtitel „Zusatzstabilisierung bei außenliegenden Fehlern“).
Die Größen Idiff und Istab werden vom Differentialschutz in die Auslösekennlinie nach
Bild 2-12 eingeordnet. Ergeben diese Größen einen Punkt innerhalb des Auslösegebietes, erfolgt Auslösung.
Anregung, Rückfall
Normalerweise benötigt ein Differentialschutz keine „Anregung“, da Fehlererkennung
und Auslösebedingung identisch sind. Wie alle SIPROTEC®–Geräte verfügt jedoch
auch 7UT612 über eine Anregung, die einen Startzeitpunkt für eine Reihe von Folgeaktivitäten darstellt. Die Anregung bestimmt den Beginn eines Störfalls. Dies ist notwendig, damit z.B. Störfallprotokolle und Störwertaufzeichnungen angelegt werden.
Aber auch interne Funktionen benötigen den möglichst genauen Zeitpunkt des Fehlereintritts, auch bei einem Fehler außerhalb des Schutzbereiches, so z.B. der Sättigungsindikator, der ja gerade bei durchfließendem Kurzschlussstrom seine Aufgabe
erfüllen muss.
Auf Anregung wird erkannt, sobald die Grundschwingung des Differentialstromes
70 % des Ansprechwertes erreicht oder der Stabilisierungsstrom mehr als 70 % in das
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39
2 Funktionen
Gebiet der Zusatzstabilisierung reicht (Bild 2-13). Auch das Ansprechen der Schnellauslösestufe für stromstarke Kurzschlüsse erzeugt ein Anregesignal.
I
diff
---------------I
N Obj
Anregung
stationäre
Kennlinie
D²9DAA3
Beginn der
Zusatzstab.
0,7 · D²9DAA3
0,7
Bild 2-13
@YA²TU67
I
stab
---------------IN Obj
Anregung des Differentialschutzes
Wenn eine Stabilisierung durch höhere Harmonische aktiviert ist, wird zunächst die
Oberschwingungsanalyse durchgeführt (ca. 1 Periode), um ggf. die Stabilisierungsbedingungen zu überprüfen. Ansonsten erfolgt das Auslösekommando, sobald die Auslösebedingungen erfüllt sind (Auslösebereich in Bild 2-12).
Für Sonderfälle kann das Auslösekommando verzögert werden.
Bild 2-14 zeigt ein vereinfachtes Diagramm der Auslöselogik.
Auf Rückfall wird erkannt, wenn 2 Perioden lang in der Differentialgröße keine Anregung mehr vorhanden ist, d. h. der Differentialstrom auf <70 % des Einstellwertes abgesunken ist und auch die übrigen Anregebedingungen nicht mehr erfüllt sind.
War kein Auslösekommando abgegeben worden, ist der Störfall mit dem Rückfall beendet.
War jedoch ein Auskommando gebildet worden, wird dieses für die Mindestkommandodauer gehalten, die bei den allgemeinen Gerätedaten für alle Schutzfunktionen eingestellt wurde (siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Kommandodauer“, Seite
27).
40
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2.2 Differentialschutz
FNr 05631
Diff G-Anr
FNr 05681...05683
&
Kennlinie
UÃD9DAA3
1
)
Harmon.
Stabilisierung
(3. oder 5.)
1)
T
Diff 2.Harm L1
Diff 2.Harm L2
Diff 2.Harm L3
≥1
≥1
1)
FNr 05691
Diff> AUS
FNr 05672
≥1
Diff AUS L1
≥1
Diff AUS L2
≥1
Diff AUS L3
FNr 05673
FNr 05674
Diff n.Harm L1
Diff n.Harm L2
Diff n.Harm L3
)
FNr 05647...05649
1
FNr 05644...05646
Einschaltstabilisierung
(2. Harmon.)
Diff> L1 (o.VZ)
Diff> L2 (o.VZ)
Diff> L3 (o.VZ)
Diff ext.Feh L1
Diff ext.Feh L2
Diff ext.Feh L3
FNr 05651...05653
SättigungsStabilisierung
(ext. Fehler)
FNr 05684...05686
&
Schnellauslösung
T
2)
≥1
FNr 05662...05664
FNr 05670
Diff I-Freigabe
DiffStromÜb. L1
DiffStromÜb. L2
DiffStromÜb. L3
Diffstromüberwachung
2)
Diff>> L1(o.VZ)
Diff>> L2(o.VZ)
Diff>> L3(o.VZ)
UÃD9DAA33
2)
≥1
FNr 05692
Diff>> AUS
L1
Messfreigabe
Messfreigabe
L2
L3
Messfreigabe
≥1
FNr 05671
Diff AUS
1)
nur bei Transformator
nur bei Leitung/
Sammelschiene
2)
2)
FNr 05603
FNr 05616
Diff block
>Diff block
FNr 05617
&
9DAAT8CVUa
“1”
Bild 2-14
@v
7y‚pxÃSryhv†
6ˆ†
≥1
Diff wirksam
&
FNr 05615
Diff aus
Auslöselogik des Differentialschutzes
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41
2 Funktionen
2.2.2
Differentialschutz für Transformatoren
Anpassung der
Messgrößen
Bei Transformatoren sind i.Allg. bei durchfließendem Strom die auf der Sekundärseite
der Stromwandler gemessenen Ströme nicht gleich, sondern werden von der Übersetzung und der Schaltgruppe des zu schützenden Transformators sowie den Nennströmen der Stromwandler bestimmt. Um die Ströme vergleichbar zu machen, müssen sie daher erst angepasst werden.
Diese Anpassung geschieht bei 7UT612 rechnerisch. Externe Anpassungsmittel sind
daher normalerweise überflüssig.
Die digitalisierten Ströme werden jeweils auf den Transformator-Nennstrom umgerechnet. Hierzu werden dem Schutzgerät die Transformator-Nenndaten, also Nennscheinleistung, Nennspannungen und primäre Nennströme der Stromwandler, eingegeben.
Zusammen mit der ebenfalls einzugebenden Schaltgruppe ist das Gerät in der Lage,
nach festgelegten Rechenregeln den Stromvergleich durchzuführen.
Die Umrechnung der Ströme erfolgt über programmierte Koeffizientenmatrizen, welche die Differenzbildung in den Transformatorwicklungen nachbilden. Jede denkbare
Schaltgruppe (einschließlich Leitertauschungen) ist möglich. Dabei spielt auch die
Sternpunktbehandlung der Transformatorwicklungen eine Rolle.
Nicht geerdeter
Trafosternpunkt
Bild 2-15 zeigt ein Beispiel für die Schaltgruppe Yd5 ohne Sternpunkterdung. Dabei
sind oben die Wicklungen gezeigt, darunter die Zeigerdiagramme symmetrisch durchfließender Ströme, unten die Matrizengleichungen. In allgemeiner Form lauten sie:
( I m ) = k ⋅ ( K ) ⋅ ( In )
mit
(Im) –
k
–
(K) –
(In) –
Matrix der angepassten Ströme IA, IB, IC,
Konstante,
Koeffizientenmatrix, abhängig von der Schaltgruppe,
Matrix der Leiterströme IL1, IL2, IL3.
Auf der linken (Dreiecks-)Seite ergeben sich die angepassten Ströme IA, IB, IC aus der
Differenzbildung der Leiterströme IL1, IL2, IL3, auf der rechten (Stern-)Seite sind die
Leiterströme gleich den Wicklungsströmen (die Betragsanpassung ist im Bild nicht berücksichtigt).
42
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2.2 Differentialschutz
Wicklung 2
Wicklung 1
L1
L1
L2
L2
L3
L3
IL1
IL3
IA
IL2
IA
IL1
IL3







I A 
 –1 0 1
1 

-----⋅ 1 –1 0
IB  =
3 

IC 
 0 1 –1
Bild 2-15
Geerdeter Trafosternpunkt








⋅



I L1 
I L2 
I L3 






IL2

 
I A 
 1 0 0   I L1
I B  = 1 ⋅  0 1 0  ⋅  I L2
 0 0 1   I
I C 

  L3






Schaltgruppenanpassung am Beispiel Yd5 (ohne Berücksichtigung der Betragsanpassung)
Bild 2-16 zeigt ein Beispiel für die Schaltgruppe YNd5 mit geerdetem Sternpunkt an
der Y–Seite.
Dabei werden die Nullströme eliminiert. Auf der linken Seite in Bild 2-16 fällt der Nullstrom durch die Stromdifferenzbildung automatisch heraus, wie ja auch im Transformator selber außerhalb der Dreieckswicklung kein Nullstrom möglich ist. Auf der rechten Seite ergibt sich die Nullstromelemination aus der Matrixgleichung, z.B.
1
/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0).
Durch die Nullstromelimination werden Fehlerströme, die infolge einer Erdung im
Schutzbereich (Transformatorsternpunkt oder Sternpunktbildner) auch bei Erdkurzschlüssen im Netz über die Stromwandler fließen, ohne besondere äußere Maßnahmen unschädlich gemacht. In Bild 2-17 tritt z.B. beim äußeren Fehler auf der rechten
Seite ein Nullstrom auf, auf der linken Seite nicht. Ein Vergleich der Ströme ohne Nullstromelimination würde also zu einem falschen Ergebnis führen (Differentialstrom
trotz außenliegendem Fehler).
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43
2 Funktionen
Wicklung 2
Wicklung 1
L1
L1
L2
L2
L3
L3
IL1
IL3
IA
IL2
IA
IL1
IL3







I A 
 –1 0 1
1 

-----⋅ 1 –1 0
IB  =
3 

IC 
 0 1 –1
Bild 2-16








⋅



I L1 
I L2 
I L3 







 
I A 
 2 – 1 – 1   I L1
1
I B  = --- ⋅  – 1 2 – 1  ⋅  I L2
3
 –1 – 1 2   I
I C 

  L3






Schaltgruppenanpassung am Beispiel YNd5 (ohne Berücksichtigung der
Betragsanpassung)
L1
L1
L2
L2
L3
L3
Bild 2-17
IL2
Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Stromverteilung
Bild 2-18 zeigt ein Beispiel für einen Erdkurzschluss auf einer Dreiecksseite außerhalb
des Schutzbereiches, wenn innerhalb des Schutzbereiches ein Sternpunktbildner
(Zickzack-Drossel) installiert ist. Auch hier tritt auf der rechten Seite ein Nullstrom auf,
auf der linken Seite nicht. Wäre der Sternpunktbildner außerhalb des Schutzbereiches
(Stromwandler zwischen Leistungstransformator und Sternpunktbildner), wäre der
Nullstrom unschädlich, da er dann nicht über die Messstelle (Stromwandler) fließt.
Die Nullstromelimination hat den Nachteil, dass der Differentialschutz bei Erdkurzschlüssen im Schutzbereich der geerdeten Seite unempfindlicher ist (um den Faktor
2
/3, da der Nullstrom 1/3 des Kurzschlussstromes ausmacht). Deshalb ist sie unnötig,
wenn im Schutzbereich keine Sternpunkterdung vorhanden ist (vgl. oben Bild 2-15).
44
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2.2 Differentialschutz
L1
L1
L2
L2
L3
L3
Bild 2-18
Erhöhung der
Erdfehlerempfindlichkeit
Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Sternpunktbildner innerhalb
des Schutzbereiches mit Stromverteilung
Die Empfindlichkeit für eine geerdete Wicklung lässt sich erhöhen, wenn der Sternpunktstrom der Wicklung zur Verfügung steht, d.h. wenn in der Sternpunktzuführung
ein Stromwandler installiert ist und dessen Strom an das Gerät geführt ist (Strommesseingang I7).
Bild 2-19 zeigt ein Beispiel für einen auf der Sternseite geerdeten Transformator. Hier
wird in der Koeffizientenmatrix der Nullstrom zunächst nicht eliminiert. Stattdessen
wird für jeden Strang 1/3 des Sternpunktstromes ISt addiert.
L1
L1
L2
L2
L3
L3
ISt
Bild 2-19
IL3
Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Stromverteilung
Die Matrixgleichung für die geerdete Seite lautet in diesem Fall:







 
I A 
 1 0 0   I L1
I B  = 1 ⋅  0 1 0  ⋅  I L2
 0 0 1   I
I C 

  L3

 I

 St
1
 + --- ⋅  I
 3  St

 I

 St






ISt entspricht –3 I0 bei durchfließendem Strom, wird aber im Wicklungssternpunkt gemessen, nicht an den Trafoklemmen. Dies hat den Effekt, dass bei einem Erdfehler
innerhalb des Trafobereichs der Nullstrom mit eingerechnet wird (aus I0 = –1/3 ISt), bei
einem Erdfehler außerhalb aber fällt der Nullstrom heraus, da der an den Klemmen
gemessene Nullstrom 3 ·I0 = (IL1 + IL2 + IL3) den Sternpunktstrom ISt aufhebt. Dadurch ist für innere Erdfehler die volle Empfindlichkeit gewährleistet, während bei äußeren Erdfehler der Nullstrom automatisch eliminiert ist.
Eine weiter erhöhte Empfindlichkeit für Erdfehler im Schutzbereich können Sie durch
den Erdfehlerdifferentialschutz erreichen. Dieser ist in Abschnitt 2.3 beschrieben.
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45
2 Funktionen
Besonderheiten bei
Transformatoren in
Sparschaltung
Bei Spartransformatoren gibt es nur die Schaltgruppe Y(N)y0 (Bild 2-20). Eine Sternpunkterdung wirkt sich auf beide Netzteile (Oberspannung und Unterspannung) aus.
Bei einem Erdkurzschluss besteht eine Kopplung zwischen den beiden Netzteilen
über die gemeinsame Sternpunkterdung. Die Verteilung der Nullströme ist nicht ohne
Weiteres ersichtlich und kann nicht eindeutig aus den Transformatordaten hergeleitet
werden. Für die Höhe und Verteilung der Nullströme spielt auch eine Rolle, ob der
Transformator eine Ausgleichswicklung besitzt oder nicht.
L1
L1
L2
L2
L3
Bild 2-20
L3
Spartransformator mit geerdetem Sternpunkt
Für den Differentialschutz muss der Nullstrom eliminiert werden. Das heißt, dass an
beiden Seiten die Matrix mit der Nullstromeliminierung verwendet wird.
Die Verminderung der Erdfehlerempfindlichkeit durch Elimination der Nullströme kann
hier nicht durch Hinzufügung des Sternpunktstromes kompensiert werden. Der in der
Sternpunktzuführung gemessene Strom kann weder einer bestimmten Phase noch einer Wicklung zugeordnet werden.
Um mit Hilfe der Sternpunktstromes eine höhere Empfindlichkeit für Erdfehler im
Schutzbereich zu erreichen, kann der Erdfehlerdifferentialschutz oder der Hochimpedanz-Differentialschutz verwendet werden. Diese sind in Abschnitt 2.3 und 2.7.2 beschrieben.
Besonderheiten bei
EinphasenTransformatoren
Einphasen-Transformatoren können mit einem Strang oder mit zwei Strängen pro
Wicklung ausgeführt sein; im letzteren Fall können die Stränge auf einem Kern oder
auf zwei Kernen untergebracht sein. Um in allen Fällen mit optimaler Anpassung der
Messgrößen zu arbeiten, sollten stets pro Wicklung zwei Messeingänge verwendet
werden, auch wenn nur ein Stromwandler vorhanden ist. Die Ströme sind jeweils an
die Eingänge IL1 und IL3 anzuschließen und werden im folgenden auch mit IL1 und IL3
bezeichnet.
Bei zwei Strängen können diese in Reihe (entspricht einer Y–Wicklung) oder parallel
(entspricht einer D–Wicklung) geschaltet sein. Die Phasenverschiebung zwischen
den Wicklungen kann nur 0° oder 180° sein. Bild 2-21 zeigt ein Beispiel für einen Einphasen-Transformator mit zwei Strängen, aus dem auch die Definition der Stromrichtungen hervorgeht.
46
7UT612 Handbuch
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2.2 Differentialschutz
L1
L1
L3
L3
Bild 2-21
Beispiel für einen Einphasen-Transformator mit Stromdefinition
Wie beim Dreiphasen-Transformator werden die Ströme über programmierte Koeffizientenmatrizen angepasst. In allgemeiner Form lauten sie:
(Im ) = k ⋅ ( K ) ⋅ ( In)
mit
(Im) –
k
–
(K) –
(In) –
Matrix der angepassten Ströme IA, IC,
Konstante,
Koeffizientenmatrix,
Matrix der Leiterströme IL1, IL3.
Da die Phasenverschiebung zwischen den Wicklungen aber nur 0° oder 180° sein
kann, ist außer der Betragsanpassung nur die Behandlung der Nullströme von Bedeutung. Wenn ein „Sternpunkt“ der betrachteten Wicklung nicht geerdet ist (links in Bild
2-21), können die Phasenströme unmittelbar verwendet werden.
Ist dagegen ein „Sternpunkt“ geerdet (rechts in Bild 2-21), muss der Nullstrom durch
Differenzbildung eliminiert werden. Dadurch werden Fehlerströme, die infolge einer
Erdung im Schutzbereich auch bei Erdkurzschlüssen im Netz über die Stromwandler
fließen, ohne besondere äußere Maßnahmen unschädlich gemacht.
Die Matrixgleichungen lautet dann für die linke und rechte Wicklung lt. Bild 2-21




 1 0   I
I A 
 ⋅  L1
= 1⋅
 0 1   I
I C 

  L3








 1 –1
I A 
1
= --- ⋅ 
2  –1 1
I C 






⋅


I L1 
I L3 
Die Nullstromelimination hat den Nachteil, dass der Differentialschutz bei Erdkurzschlüssen im Schutzbereich unempfindlicher ist (um den Faktor 1/2, da der Nullstrom
1
/2 des Kurzschlussstromes ausmacht). Der Schutz kann aber auch für Erdfehler im
Schutzbereich empfindlicher gemacht werden, wenn der „Sternpunktstrom“ des
Transformators verfügbar ist; hierzu muss ein Stromwandler in der „Sternpunkt“–Zuführung des Transformators installiert sein (Bild 2-22).
L1
L1
L3
L3
ISt
Bild 2-22
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Beispiel für einen Erdkurzschluss außerhalb des Einphasentransformators mit
Stromverteilung
47
2 Funktionen
Die Matrixgleichungen lauten in diesem Fall:




 1 0   I
I A 
 ⋅  L1
= 1⋅
 0 1   I
I C 

  L3








 1 0   I
I A 
 ⋅  L1
= 1⋅
 0 1   I
I C 

  L3


+1
--- ⋅ 
 2 


I St 
I St 
Dabei ist ISt der in der „Sternpunkt“–Zuführung der geerdeten Wicklung fließende
Strom.
Der Nullstrom wird also zunächst nicht eliminiert. Stattdessen wird für jeden Strang die
Hälfte des Sternpunktstromes ISt addiert. Dies hat den Effekt, dass bei einem Erdfehler innerhalb des Trafobereichs der Nullstrom mit eingerechnet wird (aus I0 = –1/2 ·
ISt), bei einem Erdfehler außerhalb aber fällt der Nullstrom heraus, da der an den
Klemmen gemessene Nullstrom 2 ·I0 = (IL1 + IL3) den Sternpunktstrom ISt aufhebt.
Dadurch ist für innere Erdfehler die volle Empfindlichkeit gewährleistet, während bei
äußeren Erdfehler der Nullstrom automatisch eliminiert sind.
2.2.3
Differentialschutz für Generatoren, Motoren und Längsdrosseln
Anpassung der
Messgrößen
Für Generatoren, Motoren und Längsdrosseln gelten im Prinzip die gleichen Bedingungen. Der Schutzbereich ist durch die Stromwandler an den beiden Seiten des
Schutzobjektes abgegrenzt. Bei Generatoren und Motoren ist dies der Bereich zwischen dem Wandlersatz in der Sternpunktzuführung und dem Wandlersatz an der
Klemmenseite (Bild 2-23). Da beim Differentialschutz die Stromrichtung üblicherweise
in das Schutzobjekt als positiv definiert wird, resultieren die in Bild 2-23 dargestellten
Definitionen.
L1
L2
L3
Bild 2-23
Stromrichtungsdefinition beim Längsdifferentialschutz
Der Differentialschutz im 7UT612 bezieht alle Ströme auf den Nennstrom des zu
schützenden Objektes. Hierzu werden dem Gerät die Nenndaten, also Nennscheinleistung, Nennspannung und primäre Nennströme der Stromwandler, eingegeben.
Die Anpassung der Messgrößen beschränkt sich hier also auf Faktoren für die Strombeträge.
Eine Besonderheit besteht für die Anwendung als Querdifferentialschutz. Für diesen
Fall zeigt Bild 2-24 die Definitionen der Messströme.
Beim Querdifferentialschutz ist der Schutzbereich zum Netz hin durch die Parallelschaltung der jeweiligen Stränge abgegrenzt. Ein Differentialstrom tritt hier immer und
ausschließlich auf, wenn die Ströme in den jeweils parallelen Strängen unterschiedlich sind, was auf einen Fehlerstrom in einem Strang schließen lässt.
48
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
L1
L2
L3
Bild 2-24
Stromrichtungsdefinition beim Querdifferentialschutz
Da in diesem Fall im gesunden Betrieb alle Ströme in das Schutzobjekt hineinfließen,
also umgekehrt wie bei den übrigen Anwendungen, wird für einen Stromwandlersatz
die „falsche“ Polarität eingestellt, wie in Abschnitt 2.1.2 unter „Stromwandlerdaten bei
2 Seiten“ (Seiten 23) beschriebenen.
Sternpunktbehandlung
Bei Verwendung als Generator- oder Motorschutz erübrigt sich eine gesonderte Betrachtung des Nullstromes, selbst wenn der Sternpunkt der Maschine (hoch- oder niederohmig) geerdet ist. Bei jedem äußeren Fehler sind an den beiden Messstellen die
jeweiligen Leiterströme gleich. Beim inneren Fehler geht jeder Kurzschlussstrom vollständig in die Differentialstrombildung ein.
Wenn der Sternpunkt der Maschine (hoch- oder niederohmig) geerdet ist kann man
eine besonders hohe Empfindlichkeit für Erdfehler im Schutzbereich durch den Erdfehlerdifferentialschutz oder den Hochimpedanz-Differentialschutz erreichen. Diese
sind in Abschnitt 2.3 und 2.7.2 beschrieben.
2.2.4
Differentialschutz für Querdrosseln
Wenn bei Querdrosseln Stromwandler zu beiden Seiten der Windung jeder Phase
verfügbar sind, können sie wie Längsdrosseln (Abschnitt 2.2.3) behandelt werden.
Häufig sind nur in den Zuführungen und im Sternpunkt Stromwandler vorhanden (Bild
2-25 links). Dann ist ein Vergleich der Nullströme sinnvoll. Hierzu eignet sich der Erdfehlerdifferentialschutz, der in Abschnitt 2.3 beschrieben ist.
Wenn die Zuführung zur Drossel keine Stromwandler hat, stattdessen aber Wandler
zu beiden Seiten der Anschlusspunkte installiert sind (Bild 2-25 rechts), gelten im Prinzip die gleichen Bedingungen wie für Spartransformatoren. Eine solche Anordnung
wird daher wie ein Spartransformator behandelt.
Wenn ein Sternpunktbildner (Zickzack-Drosseln) außerhalb des Schutzbereiches eines Transformators angeordnet ist, kann er ebenso wie eine Querdrossel einen eingenen Schutzbereich erhalten. Der Unterschied zur Querdrossel besteht ja nur darin,
dass die Zickzack-Drossel für Nullstrom niederohmig ist.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
49
2 Funktionen
L1
L1
L1
L1
L2
L2
L2
L2
L3
L3
L3
L3
ISt
Bild 2-25
2.2.5
ISt
Stromrichtungsdefinition an einer Querdrossel
Differentialschutz für Kleinstsammelschienen und kurze Leitungen
Unter Kleinstsammelschiene oder Knotenpunkt wird hier ein dreiphasiges, zusammenhängendes Leiterstück verstanden, das durch Stromwandler abgegrenzt ist, auch
wenn es sich dabei eigentlich nicht um einen Knoten handelt. Solche Knotenpunkte
können kurze Ableitungen oder Kleinstsammelschienen (Bild 2-26) sein. Für Transformatoren darf der Differentialschutz in dieser Betriebsart nicht verwendet werden, hier
ist vielmehr die Funktion Transformator-Differentialschutz (siehe Abschnitt 2.2.2) einzusetzen. Für andere Induktivitäten, wie Längs- und Querdrosseln, soll er wegen seiner geringeren Empfindlichkeit ebenfalls nicht verwendet werden.
Auch für kurze Leitungen ist diese Betriebsart sinnvoll. Dabei bedeutet „kurz“, dass die
Zuführung der Stromwandlerleitungen von den Leitungsenden zum Gerät keine unzulässige Bürde für die Stromwandler darstellen. Kapazitive Querströme von Kabeln
spielen dagegen kaum eine Rolle, da der Differentialschutz bei dieser Anwendung in
der Regel nicht sehr empfindlich eingestellt wird.
Da beim Differentialschutz die Stromrichtung üblicherweise in das Schutzobjekt als
positiv definiert wird, ergeben sich die in Bild 2-26 und 2-27 dargestellten Definitionen.
L1
Sammel-
L2 schiene
L3
Bild 2-26
50
Stromrichtungsdefinition bei einem „Knoten“ (Sammelschiene mit 2 Abzweigen)
7UT612 Handbuch
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2.2 Differentialschutz
L1
L2
L3
Bild 2-27
Stromrichtungsdefinition bei kurzen Leitungen
Der Differentialschutz im 7UT612 bezieht alle Ströme auf den Nennstrom des zu
schützenden Objektes. Hierzu werden dem Gerät Nennstrom des Schutzobjektes sowie primäre Nennströme der Stromwandler, eingegeben. Die Anpassung der Messgrößen beschränkt sich hier also auf Faktoren für die Strombeträge. Wenn die Stromwandlersätze an den Enden des Knotens unterschiedliche Primär-Nennströme haben, sind also externe Anpassungsmittel i.Allg. nicht erforderlich.
Überwachung des
Differentialstromes
Während bei Transformatoren, Drosseln und rotierenden Maschinen normalerweise
eine möglichst empfindliche Einstellung des Differentialschutzes erwünscht ist, um
auch Fehler mit geringen Fehlerströmen zu erfassen, kann man bei Sammelschienen
oder kurzen Leitungen mit höheren Kurzschlussströmen rechnen und auch einen höhere Ansprechwert (über Nennstrom) einstellen. Daher ist es möglich, die Differentialströme auf sehr niedrigem Niveau zu überwachen und bei kleinen Differentialströmen, also im normalen Laststrombereich, auf einen Fehler im Sekundärkreis der
Stromwandler schließen.
Diese Überwachung arbeitet leiterselektiv. Wenn im Lastbetrieb ein Differentialstrom
von der Größe eines Abzweigstromes fließt, ist dies ein Kennzeichen dafür, dass ein
Sekundärstrom fehlt, d.h. ein Defekt im Stromwandler-Sekundärkreis vorliegt. Dies
wird verzögert gemeldet. Gleichzeitig wird der Differentialschutz für die entsprechende Phase blockiert.
Stromfreigabe für
Auslösung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Ebenfalls bei Sammelschienen und kurzen Leitungen kann eine Freigabe des Auslösekommandos nur bei Überschreiten einer Schwelle durch mindestens einen der einfließenden Ströme eingestellt werden. Die drei Phasenströme jeder Seite des Schutzobjektes werden auf Überschreiten eines einstellbaren Wertes überwacht. Auslösung
erfolgt nur, wenn mindestens einer der Ströme diesen Wert überschreitet.
51
2 Funktionen
2.2.6
Einphasiger Differentialschutz für Sammelschienen
7UT612 verfügt neben dem empfindlichen Strommesseingang I8 über 7 gleichwertige
Stromeingänge. Damit lässt sich ein einphasiger Differentialschutz für Sammelschienen mit bis zu 7 Abzweigen realisieren.
Dabei gibt es zwei Möglichkeiten:
1. Es wird je Phase ein 7UT612 eingesetzt (Bild 2-28). Von allen Abzweigen der
Sammelschiene werden die Ströme pro Phase an je ein Gerät 7UT612 angeschlossen.
2. Die drei Phasenströme jedes Abzweigs werden mittels je eines (externen) Mischwandlers in je einen einphasigen Ersatzstrom gewandelt (Bild 2-29). Die so entstehenden Mischströme jedes Abzweigs werden an ein Gerät angeschlossen.
Anschluss je Phase
Beim Anschluss je Phase ist für jede Phase ein 7UT612 notwendig. Die Empfindlichkeit ist für alle Fehlerarten gleich.
Der Differentialschutz im 7UT612 bezieht alle Ströme auf den Nennstrom des zu
schützenden Objektes. Daher muss ein einheitlicher Nennstrom für die Sammelschiene definiert werden. Dieser sowie die primären Nennströme der Stromwandler aller
Abzweige werden am Gerät eingestellt. Die Anpassung der Messgrößen im Gerät beschränkt sich also auf Faktoren für die Strombeträge. Wenn die Stromwandler der Abzweige unterschiedliche Primär-Nennströme haben, sind also externe Anpassungsmittel i.Allg. nicht erforderlich.
Abzweig 1
Abzweig 2
Abzweig 7
L1
L2
L3
I1
I2
Bild 2-28
7UT612
für L1
I7
Einphasiger Sammelschienenschutz, dargestellt für L1
Anschluss über
Mischwandler
Beim Anschluss über Mischwandler reicht ein 7UT612 für die Sammelschiene aus, da
hier die jeweils 3 Phasenströme jedes Abzweigs in einem Mischwandler MW zu einem
einphasigen Ersatzstrom summiert werden (Bild 2-29). Durch die unsymmetrische Mischung der Phasenströme ist die Empfindlichkeit für die verschiedenen Fehlerarten
unterschiedlich.
Auch hier muss ein einheitlicher Nennstrom für die Sammelschiene definiert werden.
Die Betragsanpassung kann bereits durch den Anschluss der Mischwandlerwicklungen realisiert werden. Der Ausgangsstrom der Mischwandler beträgt in der Regel
52
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
100 mA bei symmetrischem Nennstrom. Als Nennstrom des Schutzobjektes gilt hier
INObj = 100 mA.
Abzweig 1
Abzweig 2
Abzweig 7
L1
L2
L3
L1 L2 L3
MW
E
L 1 L2 L3
E
L1 L 2 L3
MW
E
MW
I1
I7
7UT612
I2
Bild 2-29
Sammelschienenschutz mit Anschluss über Mischwandler
Für den Anschluss der Mischwandler an die Stromwandler bestehen verschiedene
Möglichkeiten. Für eine Sammelschiene muss einheitlich dieselbe Anschaltung angewendet werden.
Die in Bild 2-30 gezeigte Anschlussschaltung ist die gebräuchlichste. Die drei Eingangswicklungen des Mischwandlers sind an IL1, IL3 und IE angeschlossen. Sie kann
prinzipiell in allen Netzen verwendet werden, unabhängig von der Behandlung des
Systemsternpunktes. Sie zeichnet sich durch hohe Erdstromempfindlichkeit aus.
IL1
MW
2
IM
IL3
1
IE 3
L1 L2 L3
Bild 2-30
Mischwandleranschluss L1–L3–E
Für den dreiphasigen, symmetrischen Fehler (IE = 0) ergibt sich nach Bild 2-31 die
Wertigkeit W = √3, d.h. die Durchflutung (AW–Zahl) des Mischwandlers ist ebenso
groß, wie bei einphasigem Wechselstrom √3-facher Größe, der über die Wicklung mit
den wenigsten Windungen (Verhältniszahl 1) fließt. Mit 1 × IN als dreiphasigem symmetrischem Kurzschlussstrom beträgt dann der sekundäre Einphasenstrom IM =
100 mA. Auf diese Ströme sind alle Einstellwerte bezogen.
7UT612 Handbuch
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53
2 Funktionen
IL3
IL1
60°
90°
2 · IL1
IM
30°
IL3
IL2
Bild 2-31
IM = 2 IL1 + IL3
= √3 · |I |
Summierung der Ströme im Mischwandler bei Anschluss L1–L3–E
Beim Anschluss gemäß Bild 2-30 ergeben sich für die verschiedenen Fehlerarten die
Wicklungswertigkeiten W und deren Verhältnis zum dreiphasigen symmetrischen
Fehler gemäß Tabelle 2-1. Außerdem sind die mit dem Kehrwert des Verhältnisses
errechneten für den Sekundärstrom IM = 100 mA nötigen Eingangsströme I1 angegeben. Mit diesen Faktoren sind die Einstellwerte zu multiplizieren, um den tatsächlichen
Ansprechwert zu erhalten.
Tabelle 2-1
Fehlerarten und Wicklungswertigkeiten bei Anschluss L1–L3–E
Fehler
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
W
W/√3
I1 für IM = 100 mA
√3
1,00
1,15
0,58
0,58
2,89
1,73
2,31
1,00 · IN
0,87 · IN
1,73 · IN
1,73 · IN
0,35 · IN
0,58 · IN
0,43 · IN
2
1
1
5
3
4
Aus der Tabelle geht hervor, dass der Differentialschutz für Erdkurzschlüsse bzw.
Doppelerdschlüsse empfindlicher ist als für Kurzschlüsse ohne Erdbeteiligung. Diese
gesteigerte Empfindlichkeit beruht darauf, dass die im Sternpunktleiter liegende Wicklung IE (siehe Bild 2-30) des Mischwandlers die größte Windungszahl hat und damit
der Erdstrom mit der Wicklungswertigkeit 3 eingeht.
Wird die beschriebene Erdstromempfindlichkeit nicht benötigt, können Sie den Anschluss gemäß Bild 2-32 wählen. Dies ist z.B. sinnvoll in geerdeten Netzen mit besonders niedriger Nullimpedanz, in denen bei einphasigem Erdkurzschluss der Fehlerstrom größer werden kann als bei zweiphasigem Kurzschluss. Bei dieser Anschlussschaltung ergeben sich für die sieben im wirksam geerdeten Netz möglichen Kurzschlüsse die Werte gemäß Tabelle 2-2.
54
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2.2 Differentialschutz
IL1
MW
2
IM
IL2
1
IL3
3
L1 L2 L3
Bild 2-32
Mischwandleranschluss L1–L2–L3 mit verminderter Erdstromempfindlichkeit
IL1
60°
IL2
2 · IL1
IM = 2 IL1 + IL2 + 3 IL3
= √3 · | I|
3 · IL3
IL3
IM
IL2
Bild 2-33
Tabelle 2-2
Summierung der Ströme im Mischwandler bei Anschluss L1–L2–L3
Fehlerarten und Wicklungswertigkeiten bei Anschluss L1–L2–L3
Fehler
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
W
W/√3
I1 für IM = 100 mA
√3
1,00
0,58
1,15
0,58
1,15
0,58
1,73
1,00 · IN
1,73 · IN
0,87 · IN
1,73 · IN
0,87 · IN
1,73 · IN
0,58 · IN
1
2
1
2
1
3
Ein Vergleich mit der Tabelle 2-1 zeigt, dass bei Erdkurzschluss die Wertigkeit W bei
Erdkurzschlüssen geringer ist und damit auch die Empfindlichkeit. Gleichzeitig wird
die maximale thermische Beanspruchung auf 36 % herabgesetzt, nämlich
(1,73 /2,89) 2.
Die beschriebenen Anschlussmöglichkeiten sind Beispiele. Durch zyklische oder
azyklische Vertauschung der Anschlüsse kann man bei Doppelerdschlüssen (vor allem in nicht geerdeten Netzen) gezielt bestimmte Phasen bevorzugen. Durch Zwischenschalten eines Sparwandlers im Erdstrompfad ist auch eine Erhöhung der Erdfehlerempfindlichkeit möglich.
Als Mischwandler werden die Typen 4AM5120 empfohlen. Diese haben verschiedene
Eingangswicklungen, mit denen sich sowohl die Mischung der Ströme im Verhältnis
2: 1:3 als auch im gewissen Rahmen eine Anpassung unterschiedlicher Primärströme
realisieren lässt. Bild 2-34 zeigt das Wicklungsschema.
7UT612 Handbuch
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55
2 Funktionen
Der Eingangsnennstrom jedes Mischwandlers muss mit dem Sekundärnennstrom der
zugehörigen Hauptstromwandler übereinstimmen. Der ausgangsseitige Nennstrom
(= Eingangsnennstrom für 7UT612) beträgt bei korrekter Anpassung IN = 0,1 A.
A B
3
C D
6
E F
9
G H
18
J
K
24
L M
36
N O
90
4AM5120–3DA00–0AN2
IN = 1 A
500
Y
Z
A B
1
C D
2
E F
3
G H
4
K
J
6
L M
8
N O
12
4AM5120–4DA00–0AN2
500
Y
Bild 2-34
Überwachung des
Differentialstromes
IN = 5 A
Z
Wicklungsschema der Anpassungsmischwandler 4AM5120
Während bei Transformatoren, Drosseln und rotierenden Maschinen normalerweise
eine möglichst empfindliche Einstellung des Differentialschutzes erwünscht ist, um
auch Fehler mit geringen Fehlerströmen zu erfassen, kann man bei Sammelschienen
mit höheren Kurzschlussströmen rechnen und auch einen höhere Ansprechwert (über
Nennstrom) einstellen. Daher ist es möglich, die Differentialströme auf sehr niedrigem
Niveau zu überwachen und bei kleinen Differentialströmen, also im normalen Laststrombereich, auf einen Fehler im Sekundärkreis der Stromwandler schließen.
Wenn im Lastbetrieb ein Differentialstrom von der Größe eines Abzweigstromes fließt,
ist dies ein Kennzeichen dafür, dass ein Sekundärstrom fehlt, d.h. ein Defekt im
Stromwandler-Sekundärkreis vorliegt. Dies wird verzögert gemeldet. Gleichzeitig wird
der Differentialschutz blockiert.
Stromfreigabe für
Auslösung
2.2.7
Ebenfalls bei Sammelschienen kann eine Freigabe des Auslösekommandos nur bei
Überschreiten einer Schwelle durch mindestens einen der einfließenden Ströme eingestellt werden. Die Ströme jedes Abzweigs werden auf Überschreiten eines einstellbaren Wertes überwacht. Auslösung erfolgt nur, wenn mindestens einer der Ströme
diesen Wert überschreitet.
Einstellhinweise
Allgemeines
Der Differentialschutz kann nur wirken und ist nur zugänglich, wenn diese Funktion bei
!,
der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1, Adresse
9DAAT8CVUa = ‰‚…uhqr eingestellt wurde. Wird die Funktion nicht benötigt, wird
vpu‡Ã‰‚…uhqr eingestellt.
Außerdem muss bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen die Art des Schutzobjektes eingestellt worden sein (Adresse $ T8CVUaP7E@FU, siehe Abschnitt 2.1.1).
Nur die für das eingestellte Schutzobjekt zutreffenden Einstellungen werden vom Gerät angeboten, alle anderen werden ausgeblendet.
56
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
Der Differentialschutz kann unter Adresse ! 9DAAT8CVUa @v- oder 6ˆ†geschaltet werden. Außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer Schutzfunktion blockiert werden ( 7y‚pxÃSryhv†).
Hinweis:
Der Differentialschutz ist bei Lieferung 6ˆ†geschaltet. Der Grund liegt darin, dass der
Schutz nicht betrieben werden darf, ohne dass zumindest die Schaltgruppen und Anpassungswerte zuvor richtig eingestellt wurden. Ohne diese Einstellungen kann es zu
unvermuteten Reaktionen des Gerätes kommen (einschl. Auslösung)!
Behandlung des
Sternpunktstromes
Wenn bei einer geerdeten Transformatorwicklung der Strom in der Sternpunktzuführung, also zwischen Sternpunkt und Erder, zur Verfügung steht, kann dieser in die Berechnungen des Differentialschutzes einbezogen werden (vgl. auch Abschnitt 2.2.2
unter „Erhöhung der Erdfehlerempfindlichkeit“, Seite 45). Dadurch wird die Erdfehlerempfindlichkeit erhöht.
Unter Adressen ! 6 9DAAÀD@ H@TT für die Seite 1 oder ! !6 9DAAÃ
€D@!H@TT für die Seite 2 teilen Sie dem Gerät mit, ob der Erdstrom des geerdeten
Sternpunktes einbezogen werden soll. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI ® 4 unter
„Weitere Parameter“ möglich.
Bei Einstellung Eh wird der entsprechende Erdstrom vom Differentialschutz berücksichtigt. Diese Einstellung gilt nur für Transformatoren mit zwei getrennten Wicklungen und hat natürlich nur dann einen Sinn, wenn der entsprechende Sternpunktstrom
auch wirklich an das Gerät (Stromeingang I7) angeschlossen ist. Dies muss auch bei
der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1, Seite 16) unter Adresse
' so eingestellt sein. Außerdem muss der Sternpunkt der entsprechenden Seite
geerdet sein (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“, Seite
20, Adressen !# bzw. !##).
Überwachung des
Differentialstromes
Beim Sammelschienenschutz kann der Differentialstrom überwacht werden (siehe
Abschnitt 2.2.5 bzw. 2.2.6). Unter Adresse !' 9DAAh7@SX können Sie diese
Überwachung @v- und 6ˆ†schalten. Sie hat nur dann einen Sinn, wenn eine deutliche Unterscheidung zwischen betrieblichen Falschströmen durch Fehlen eines
Wandlerstromes und Fehlerströmen bei Kurzschluss im Schutzobjekt möglich ist.
Der Ansprechwert D9DAA3Ãh7@SX (Adresse !' ) soll hoch genug sein, um ein
Ansprechen durch Übersetzungsfehler der Stromwandler und geringfügige Fehlanpassung unterschiedlicher Stromwandler zu verhindern. Der Ansprechwert ist auf den
Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Die Verzögerung UÃh7@SX (Adresse
!'!) gilt für Meldung und Blockierung des Differentialschutzes; sie soll gewährleisten, dass ein Blockieren bei Kurzschlüssen — auch bei außenliegenden — vermieden
wird. Einige Sekunden sind üblich.
Stromfreigabe für
Auslösung
Ebenfalls bei Sammelschienen und kurzen Leitungen kann eine Freigabe des Auslösekommandos nur bei Überschreiten eines der einfließenden Ströme eingestellt werden. Der Differentialschutz löst dann nur aus, wenn mindestens einer der gemessenen Ströme die Schwelle D3ÃAS@DB67@ (Adresse ! ) überschreitet. Der Ansprechwert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Bei Einstellung auf (Voreinstellung) wird dieses Freigabekriterium nicht verwendet.
Wenn Sie diese Freigabe einstellen (also auf einen Wert > 0), löst der Differentialschutz erst nach Vorliegen dieses Freigabekriteriums aus. Dies gilt auch, wenn das
extrem schnelle Momentanwertverfahren bei sehr hohen Differentialströmen (siehe
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
57
2 Funktionen
Abschnitt 2.2.1 unter Randtitel „Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern“) schon
nach wenigen Millisekunden den Fehler erkannt hat.
Kennlinie
Differentialstrom
Die Parameter der Auslösekennlinie werden in den Adressen !! bis !$%6 eingestellt. Die Bedeutung der Parameter geht aus Bild 2-35 hervor. Die Nummern an den
Kennlinienästen sind die Einstelladressen.
D9DAA3 (Adresse !! ) ist der Ansprechwert für den Differentialstrom. Dies ist der
gesamte bei einem Kurzschluss in den Schutzbereich einfließende Strom, unabhängig davon, wie er sich auf die Seiten des geschützten Objektes aufteilt. Der Ansprechwert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Bei Transformatoren, Drosseln, Generatoren und Motoren kann eine empfindliche Einstellung gewählt werden
(Voreinstellung 0,2 · INObj). Bei Leitungen und Sammelschienen ist ein höherer Wert
zu wählen (in der Regel über Nennstrom). Bei sehr starker Abweichung der Stromwandlernennströme vom Nennstrom des Schutzobjektes ist mit erhöhten Messtoleranzen zu rechnen.
Außer der Ansprechschwelle D9DAA3 ist noch eine zweite Ansprechschwelle verfügbar. Bei Überschreiten dieser Schwelle D9DAA33 (Adresse !" ) wird unabhängig
von der Größe des Stabilisierungsstromes und unabhängig von einer eventuellen Einschaltstabilisierung auf Auslösung erkannt (unstabilisierte Schnellauslösestufe). Diese Stufe muss größer als D9DAA3 eingestellt werden. Bei Schutzobjekten mit hoher
eigener Längsimpedanz (Transformator, Generator, Längsdrossel) lässt sich ein
Stromwert finden, der von einem durchfließenden Kurzschlussstrom niemals über1
schritten wird. Bei einem Transformator ist das z.B. der (primäre) Wert ---------------------- ⋅ I NTrafo.
u
k Trafo
I
diff
--------------- 10
I
NObj
9
8
D²9DAA33
7
6
Auslösen
5
TU@DBVIBÃ!
4
TU@DBVIBÃ
3
2
Sperren
Zusatzstabilisierung
1
D²9DAA3
1
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
AVTTQVIFUÃ!
AVTTQVIFUÃ
Bild 2-35
2 3
@YA²TU67
I
stab
--------------I
NObj
Auslösekennlinie des Differentialschutzes
Die Auslösekennlinie besteht aus zwei weiteren Ästen (Bild 2-35). Adressen !#!6
AVTTQVIFUÃ und !# 6 TU@DBVIBÃ bestimmen den ersten Ast. Diese Einstellung
ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich. Dieser Ast berücksichtigt
stromproportionale Falschströme. Dies sind hauptsächlich die Übersetzungsfehler
58
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
der Hauptstromwandler sowie bei Transformatoren die durch einen eventuellen Regelbereich in den Endstellungen des Stufenschalters auftretenden Differenzströme.
Der prozentuale Falschstrom ist gleich dem Regelbereich, sofern die Nennspannung
korrigiert worden ist, wie in Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“ (Seite 20) erwähnt.
Der zweite Ast führt zu einer höheren Stabilisierung im Bereich hoher Ströme, bei denen Stromwandlersättigung auftreten kann. Sein Fußpunkt wird in Adresse !##6
AVTTQVIFUÃ! eingestellt und bezieht sich auf den Nennstrom des Schutzobjektes.
Die Steigung wird unter Adresse !#"6 TU@DBVIBÃ! eingestellt. Mit Hilfe dieses
Kennlinienastes kann man die Stabilität bei Stromwandlersättigung beeinflussen.
Größere Steigung bedeutet höhere Stabilisierung. Diese Einstellung ist nur mittels
DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Verzögerungszeiten
In speziellen Anwendungsfällen kann es vorteilhaft sein, die Auslösung des Differentialschutzes mit einer Zusatzzeitstufe zu verzögern. Die Verzögerungszeit !!%6 UÃ
D9DAA3 wird gestartet, wenn auf inneren Fehler im Transformator erkannt worden
ist. !"%6 UÃD9DAA33 ist die Zeitverzögerung der Auslösestufe D9DAA33. Diese
Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich. Die Rückfallverzögerung der Stufen ist an die für alle Schutzfunktionen gültigen Mindestauslösekommandodauer gekoppelt.
Die Einstellzeiten sind Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeiten (Messzeit,
Rückfallzeit) der Schutzfunktion nicht einschließen.
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf
Die Ansprechwerterhöhung bei Anlauf dient als zusätzliche Sicherheit gegen Überfunktionen beim Zuschalten eines zuvor stromlosen Schutzobjektes. Sie kann in
Adresse !$ FG@SCgCÃ6IG6VA @v- oder 6ˆ†geschaltet werden. Besonders bei
Motoren oder Motor/Transformator in Blockschaltung sollte sie @vgeschaltet werden.
Der Stabilisierungsstrom 6IG6VATU67 (Adresse !$ 6) ist der Wert des Stabilisierungsstromes, der vor einem Anlauf des Schutzobjektes (also bei Stillstand) mit Sicherheit unterschritten wird. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI ® 4 unter „Weitere
Parameter“ möglich. Berücksichtigen Sie, dass dieser Stabilisierungsstrom doppelt
so hoch ist wie ein durchfließender Betriebsstrom. Die Voreinstellung 0,1 entspricht
also 0,05 mal Nennstrom des Schutzobjektes.
Adresse !$!6 6IG6VAA6FUPS bestimmt, um welchen Faktor der Ansprechwert
der Idiff>–Stufe beim Anlauf erhöht wird. Die Kennlinie dieser Stufe erhöht sich um den
gleichen Anteil, die Idiff>>–Stufe bleibt unberührt. Bei Motoren oder Motor/Transformator in Blockschaltung ist Einstellung auf 2 meist sinnvoll. Diese Einstellung ist nur
mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Die Ansprechwerterhöhung wird nach der Zeit
wieder rückgängig gemacht.
Zusatzstabilisierung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Hh‘6IG6VAa@DU (Adresse !$")
Im Bereich sehr hoher durchfließender Ströme bei äußerem Kurzschluss wird eine dynamische Zusatzstabilisierung wirksam (Bild 2-35). Der Anfangswert wird unter
Adresse !$%6 @YATU67 eingestellt. Der Wert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektes bezogen. Die Steigung ist dieselbe wie für den Kennlinienast b (TU@DBVIBÃ
, Adresse !# 6). Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich. Beachten Sie, dass der Stabilisierungsstrom die arithmetische Summe der in das Schutzobjekt einfließenden Ströme ist, also doppelt so hoch wie der
durchfließende Strom selbst.
59
2 Funktionen
Die maximale Dauer der Zusatzstabilisierung nach Erkennen eines externen Fehlers
stellen Sie unter Adresse !$&6 UÃ@YATU67 in Vielfachen von einer Periode ein.
Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich. Die Zusatzstabilisierung wird automatisch auch vor Ablauf der eingestellten Dauer aufgehoben, sobald erkannt wird, dass sich der Arbeitspunkt Idiff/Istab stationär (d.h. über mindestens eine Periode) innerhalb des Auslösegebietes befindet.
Stabilisierung mit
Harmonischen
Die Stabilisierung mit Harmonischen ist nur bei Anwendung als Transformatorschutz
einstellbar, d.h. T8CVUaP7E@FU (Adresse $) ist ein 9…rvƒuh†r‡…hs‚ oder
Tƒh…‡…hs‚ oder @vƒuh†r‡…hs‚. Sie wird auch bei Querdrosseln verwendet,
wenn Stromwandlersätze zu beiden Seiten der Anschlusspunkte installiert sind (z.B.
wie in Bild 2-25 rechts).
Die Einschaltstabilisierung mit 2. Harmonischer kann unter Adresse !% DISVTCÃ
!C6SH 6ˆ†- und @vgeschaltet werden. Sie basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhandenen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur
Grundschwingung !ÃC6SHPIDT8C@ (Adresse !% ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN =
$ % eingestellt, das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im
Ausnahmefall bei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren
zu können, kann dort ein kleinerer Wert eingestellt werden.
Die Einschaltstabilisierung kann mittels der „Crossblock“–Funktion erweitert werden.
Das bedeutet, dass bei Überschreiten des Oberschwingungsanteils in nur einer Phase alle drei Phasen der D9DAA3–Stufe blockiert werden. Die Zeit nach Überschreiten
der Differentialstromschwelle, für die diese gegenseitige Blockierung wirksam werden
soll, stellen Sie unter Adresse !%!6 8SPTT7Ã!ÃC6SH ein. Die Einstellung erfolgt
in Vielfachen von einer Periode. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich. Bei Einstellung (Lieferzustand) kann der Schutz auslösen,
wenn der Transformator auf einen einphasigen Fehler geschaltet wird, auch wenn in
einer anderen Phase ein Rushstrom fließt. Bei Einstellung ∞ ist die „Crossblock“–
Funktion stets wirksam.
Außer der zweiten Harmonischen kann im 7UT612 eine weitere Harmonische, die nte Harmonische, zur Stabilisierung herangezogen werden. Unter Adresse !& TU67Ã
C6SH können Sie diese Oberschwingungsstabilisierung 6ˆ†schalten oder die
Harmonische wählen. Zur Auswahl stehen die "ÃCh…€‚v†pur und die $ÃCh…
€‚v†pur.
Stationäre Übererregung bei Transformatoren ist durch ungeradzahlige Oberschwingungen gekennzeichnet. Hier eignet sich die dritte oder fünfte Harmonische zur Stabilisierung. Da bei Transformatoren häufig die dritte im Trafo eliminiert wird (z.B. in einer Dreieckswicklung), wird meist die fünfte verwendet.
Auch bei Stromrichter-Transformatoren spielen ungeradzahlige Harmonische eine
Rolle, die beim inneren Kurzschluss nicht vorhanden sind.
Der Anteil an Harmonischen, der zum Sperren des Differentialschutzes führt, wird unter Adresse !& ÃC6SHPIDT8C@ eingestellt. Bei Verwendung der fünften Harmonischen als Übererregungsstabilisierung sind z.B. 30 % (Voreinstellung) üblich.
Auch die Oberschwingungsstabilisierung mit der n-ten Harmonischen arbeitet für jede
Phase individuell. Wie bei der Einschaltstabilisierung ist es jedoch möglich, den
Schutz so einzustellen, dass bei Überschreiten des zulässigen Oberschwingungsanteils im Strom nur einer Phase auch die übrigen Phasen der Differentialstufe D9DAA3
blockiert werden (sog. „Crossblock“–Funktion). Die Zeit nach Überschreiten der Differentialstromschwelle, für die diese gegenseitige Blockierung wirksam werden soll,
stellen Sie unter Adresse !&!6 8SPTT7ÁÃC6SH ein. Die Einstellung erfolgt in
Vielfachen von einer Periode. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weite-
60
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
re Parameter“ möglich. Bei Einstellung (Lieferzustand) ist die „Crossblock“–Funktion unwirksam, bei Einstellung ∞ ist sie stets wirksam.
Überschreitet der Differentialstrom ein in Adresse !&"6 D9DAA€h‘ÁCH vorgegebenes Vielfaches des Objektnennstromes, findet keine Stabilisierung durch die n-te
Harmonische mehr statt. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
2.2.8
Parameterübersicht
Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
1201
DIFF.SCHUTZ
Aus
Ein
Blockierung des Auslösekommandos
Aus
Differentialschutz
1205
KL-ERHÖH
ANLAUF
Aus
Ein
Aus
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf
1206
INRUSH 2.HARM.
Aus
Ein
Ein
Inrush-Stabilis. mit 2. Harmonischer
1207
STAB n.HARM.
Aus
3. Harmonische
5. Harmonische
Aus
Stabilisierung mit n. Harmonischer
1208
DIFF-ÜBERW.
Aus
Ein
Ein
Differenzstromüberwachung
1210
I> FREIGABE
0.20..2.00 I/InO; 0
0.00 I/InO
Strom I> für Freigabe des AUSSignals
1211A
DIFF m.IE1-MESS
Nein
Ja
Nein
Diff-Schutz mit gemess. Erdstrom
Seite 1
1212A
DIFF m.IE2-MESS
Nein
Ja
Nein
Diff-Schutz mit gemess. Erdstrom
Seite 2
1221
I-DIFF>
0.05..2.00 I/InO
0.20 I/InO
Ansprechwert der Auslösestufe
IDIFF>
1226A
T I-DIFF>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Zeitverzögerung der Auslösestufe
IDIFF>
1231
I-DIFF>>
0.5..35.0 I/InO; ∞
7.5 I/InO
Ansprechwert der Auslösestufe
IDIFF>>
1236A
T I-DIFF>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Zeitverzögerung der Auslösestufe
IDIFF>>
1241A
STEIGUNG 1
0.10..0.50
0.25
Steigung 1 der Auslösekennlinie
1242A
FUSSPUNKT 1
0.00..2.00 I/InO
0.00 I/InO
Fußpunkt für Steigung 1 der Auslösekennl
1243A
STEIGUNG 2
0.25..0.95
0.50
Steigung 2 der Auslösekennlinie
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
61
2 Funktionen
Adr.
Parameter
1244A
FUSSPUNKT 2
0.00..10.00 I/InO
2.50 I/InO
Fußpunkt für Steigung 2 der Auslösekennl
1251A
ANLAUF-STAB
0.00..2.00 I/InO
0.10 I/InO
Ansprechwert ISTAB für Anlauferkennung
1252A
ANLAUF-FAKTOR
1.0..2.0
1.0
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf
1253
Max.ANLAUFZEIT
0.0..180.0 s
5.0 s
Maximale Anlaufzeit
1256A
EXF-STAB
2.00..15.00 I/InO
4.00 I/InO
Ansprechwert ISTAB der Zusatzstabil.
1257A
T EXF-STAB
2..250 Per.; ∞
15 Per.
Zeitdauer der Zusatzstabil. ext.
Fehler
1261
2. HARMONISCHE
10..80 %
15 %
Ansprechschwelle für die Blokkierung
1262A
CROSSB. 2. HARM 2..1000 Per.; 0; ∞
3 Per.
Zeitdauer für CrossBlock 2.Harmon.
1271
n. HARMONISCHE
30 %
Ansprechschwelle für die Blokkierung
1272A
CROSSB. n. HARM 2..1000 Per.; 0; ∞
0 Per.
Zeitdauer für CrossBlock n.Harmon.
1273A
IDIFFmax n.HM
0.5..20.0 I/InO
1.5 I/InO
Diff.strom für das Aufheben der
Block.
1281
I-DIFF> ÜBERW.
0.15..0.80 I/InO
0.20 I/InO
Differentialstrom für die Überwachung
1282
T ÜBERW.
1..10 s
2s
Zeitverzögerung für die Blockierung
2.2.9
Einstellmöglichkeiten
10..80 %
Voreinstellung
Erläuterung
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
05603 >Diff block
>Differentialschutz blockieren
05615 Diff aus
Differentialschutz ist ausgeschaltet
05616 Diff block
Differentialschutz ist blockiert
05617 Diff wirksam
Differentialschutz ist wirksam
05620 Diff Wdl-FehAnp
Diff: Wandlerfehlanpassung zu groß/klein
05631 Diff G-Anr
Diff: Generalanregung
05644 Diff 2.Harm L1
Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L1
05645 Diff 2.Harm L2
Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L2
05646 Diff 2.Harm L3
Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L3
05647 Diff n.Harm L1
Diff: Blockierung durch n.Harmon. L1
62
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.2 Differentialschutz
FNr.
Meldung
Erläuterung
05648 Diff n.Harm L2
Diff: Blockierung durch n.Harmon. L2
05649 Diff n.Harm L3
Diff: Blockierung durch n.Harmon. L3
05651 Diff ext.Feh L1
Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh L1
05652 Diff ext.Feh L2
Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh L2
05653 Diff ext.Feh L3
Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh L3
05657 DiffCrosBlk 2HM
Diff: Crossblock 2.Harmonische
05658 DiffCrosBlk nHM
Diff: Crossblock n.Harmonische
05662 DiffStromÜb. L1
Diff: Block. durch Diffstromüberw. L1
05663 DiffStromÜb. L2
Diff: Block. durch Diffstromüberw. L2
05664 DiffStromÜb. L3
Diff: Block. durch Diffstromüberw. L3
05666 Diff KL-Erh. L1
Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf) L1
05667 Diff KL-Erh. L2
Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf) L2
05668 Diff KL-Erh. L3
Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf) L3
05670 Diff I-Freigabe
Diff: Strom-Freigabe der Auslösung
05671 Diff AUS
Diff: Auslösung
05672 Diff AUS L1
Diff: Auslösung L1
05673 Diff AUS L2
Diff: Auslösung L2
05674 Diff AUS L3
Diff: Auslösung L3
05681 Diff> L1 (o.VZ)
Diff: IDIFF> L1 (ohne Verzögerungszeit)
05682 Diff> L2 (o.VZ)
Diff: IDIFF> L2 (ohne Verzögerungszeit)
05683 Diff> L3 (o.VZ)
Diff: IDIFF> L3 (ohne Verzögerungszeit)
05684 Diff>> L1(o.VZ)
Diff: IDIFF>> L1 (ohne Verzögerungszeit)
05685 Diff>> L2(o.VZ)
Diff: IDIFF>> L2 (ohne Verzögerungszeit)
05686 Diff>> L3(o.VZ)
Diff: IDIFF>> L3 (ohne Verzögerungszeit)
05691 Diff> AUS
Diff: Auslösung Stufe IDIFF>
05692 Diff>> AUS
Diff: Auslösung Stufe IDIFF>>
05701 IDiffL1:
Diff-Strom L1 bei AUS o.VZ (Grundschw.)
05702 IDiffL2:
Diff-Strom L2 bei AUS o.VZ (Grundschw.)
05703 IDiffL3:
Diff-Strom L3 bei AUS o.VZ (Grundschw.)
05704 IStabL1:
Stab-Strom L1 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw)
05705 IStabL2:
Stab-Strom L2 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw)
05706 IStabL3:
Stab-Strom L3 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
63
2 Funktionen
2.3
Erdfehlerdifferentialschutz
Der Erdfehlerdifferentialschutz erfasst Erdkurzschlüsse in Transformatoren, Querdrosseln, Sternpunktbildnern oder rotierenden Maschinen, bei denen der Sternpunkt
geerdet ist, selektiv und mit hoher Empfindlichkeit. Auch bei Transformatoren mit
Sternpunktbildner im Schutzbereich ist er einsetzbar. Voraussetzung ist, dass ein
Stromwandler in der Sternpunktzuführung, also zwischen Sternpunkt und Erder, eingesetzt ist. Dieser Sternpunktwandler und die drei Leiterstromwandler grenzen den
Schutzbereich ab.
Die Bilder 2-36 bis 2-40 zeigen Beispiele.
L1
L2
L2
IL2
L3
L3
3I0’ = ISt
IL3
ISt
Bild 2-36
L1
IL1
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
7UT612
Erdfehlerdifferentialschutz an einer geerdeten Sternwicklung
L1
L1
IL1
L2
L2
IL2
L3
L3
IL3
ISt
Bild 2-37
64
3I0’ = ISt
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
7UT612
Erdfehlerdifferentialschutz an einer Dreieckswicklung mit geerdetem künstlichen
Sternpunkt (Sternpunktbildner, Zickzack-Drossel)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.3 Erdfehlerdifferentialschutz
L1
L2
L2
L3
L3
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
L1
7UT612
3I0’ = ISt
ISt
L1
L2
L3
Erdfehlerdifferentialschutz an einer geerdeten Querdrossel mit Wandlersatz in der
Zuführung
IL1
IL1
IL2
IL2
IL3
IL3
IL1 + IL2 + IL3
Seite 1
ISt
3I0’ = ISt
Bild 2-38
Bild 2-39
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
L1
L2
L3
IL1 + IL2 + IL3
Seite 2
7UT612
Erdfehlerdifferentialschutz an einer geerdeten Querdrossel mit 2 Wandlersätzen
(zu behandeln wie Spartransformator)
65
2 Funktionen
L1
IL1
L2
IL2
L3
IL3
L3
IL3
3I0’ = ISt
IL1 + IL2 + IL3
Seite 2
IL1 + IL2 + IL3
Seite 1
2.3.1
L2
IL2
ISt
Bild 2-40
L1
IL1
7UT612
Erdfehlerdifferentialschutz an einem Spartransformator mir geerdetem Sternpunkt
Funktionsbeschreibung
Messprinzip
Im Normalbetrieb fließt in der Sternpunktzuführung kein Strom ISt. Auch die Summe
der Leiterströme 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 ist null.
Bei einem Erdkurzschluss im Schutzbereich (Bild 2-41) fließt auf jeden Fall ein Sternpunktstrom ISt; je nach den Erdungsverhältnissen des Netzes kann auch über die Leiterstromwandler ein Erdstrom auf die Fehlerstelle speisen (gestrichelter Pfeil), der jedoch mehr oder weniger in Phase mit dem Sternpunktstrom ist. Dabei ist die Stromrichtung in das Schutzobjekt als positiv definiert.
L1
L1
L2
L2
L3
L3
ISt
Bild 2-41
IL3
Beispiel für Erdkurzschluss innerhalb des Trafos mit Stromverteilung
Bei einem Erdkurzschluss außerhalb des Schutzbereiches (Bild 2-42) fließt ebenfalls
ein Sternpunktstrom ISt; über die Leiterstromwandler muss dann jedoch ein gleich
großer Strom 3I0 fließen. Da die Stromrichtung in das Schutzobjekt als positiv definiert
ist, ist dieser Strom in Gegenphase mit ISt.
66
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.3 Erdfehlerdifferentialschutz
L1
L1
L2
L2
L3
L3
ISt
Bild 2-42
–IL3
Beispiel für Erdkurzschluss außerhalb des Trafos mit Stromverteilung
Wenn bei äußeren erdfreien Fehlern sehr große Ströme den Schutzbereich durchfließen, tritt bei unterschiedlichem Übertragungsverhalten der Leiterstromwandler im
Sättigungsbereich ein Summenstrom auf, der einen in den Schutzbereich einfließenden Erdstrom vortäuschen kann. Eine Auslösung durch diesen Fehlerstrom muss verhindert werden. Hierzu verfügt der Erdfehlerdifferentialschutz über eine Stabilisierung,
die sich wesentlich von den sonst üblichen Stabilisierungsmethoden unterscheidet, da
sie sowohl die Beträge der Ströme wie auch deren Richtung (Phasenlage) zueinander
berücksichtigt.
Auswertung der
Messgrößen
Der Erdfehlerdifferentialschutz vergleicht die Grundschwingung des in der Sternpunktzuführung fließenden Stromes, der in den folgenden Betrachtungen als 3I0' bezeichnet wird, mit der Grundschwingung der Summe der Leiterströme, die im folgenden als 3I0" bezeichnet wird. Es gilt also (Bild 2-43):
3I0' = ISt
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
Als Auslösegröße wirkt dabei nur der Strom 3I0'. Dieser ist bei einem Erdkurzschluss
im Schutzbereich stets vorhanden.
L1
IL1
L2
IL2
L3
ISt
Bild 2-43
3I0’ = ISt
IL3
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
7UT612
Prinzip des Erdfehlerdifferentialschutzes
Bei einem äußeren Erdkurzschluss fließt auch ein Nullstrom über die Leiterstromwandler. Dieser hat primärseitig die gleiche Größe wie der Sternpunktstrom und ist in
Gegenphase mit diesem. Zur Stabilisierung wird daher sowohl die Größe der Ströme
als auch deren Phasenlage zueinander ausgewertet. Es wird definiert:
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
67
2 Funktionen
ein Auslösestrom
Iaus = |3I0'|
sowie ein Stabilisierungsstrom
Istab = k · (|3I0' – 3I0"| – |3I0' + 3I0"| )
Dabei ist k ein Stabilisierungsfaktor, der weiter unten erläutert wird, zunächst sei k =
1 angenommen. Iaus wirkt im auslösenden Sinne, Istab wirkt diesem entgegen.
Zur Verdeutlichung der Wirkung seien drei wichtige Betriebszustände mit idealen und
angepassten Messgrößen betrachtet:
a) Durchgangsstrom bei außenliegendem Erdkurzschluss:
3I0" ist in Gegenphase und gleich groß wie 3I0', d.h. 3I0" = –3I0'
Iaus = |3I0'|
Istab = |3I0' + 3I0'| – |3I0' – 3I0'| = 2 · |3I0'|
Die Auslösegröße (Iaus) ist gleich dem Sternpunktstrom; die Stabilisierung (Istab) ist
doppelt so groß.
b) Innerer Erdkurzschluss; Speisung nur über die Sternpunkterdung:
Es gilt dann 3I0" = 0
Iaus = |3I0'|
Istab = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0
Die Auslösegröße (Iaus) ist gleich dem Sternpunktstrom; die Stabilisierung (Istab) ist
null, d.h. volle Empfindlichkeit bei innerem Erdkurzschluss.
c) Innerer Erdkurzschluss; Speisung über die Sternpunkterdung und vom Netz mit
z.B. gleich großen Erdströmen:
Es gilt dann 3I0" = 3I0'
Iaus = |3I0'|
Istab = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'|
Die Auslösegröße (Iaus) ist gleich dem Sternpunktstrom; die Stabilisierung (Istab) ist
negativ und wird daher zu null gesetzt, d.h. volle Empfindlichkeit bei innerem Erdkurzschluss.
Beim inneren Fehler ist also keine Stabilisierung vorhanden, da der Stabilisierungsanteil entweder null oder sogar negativ wird. Schon kleine Erdkurzschlussströme führen
zur Auslösung. Beim äußerem Erdkurzschluss wird dagegen eine starke Stabilisierung wirksam. Bild 2-44 zeigt, dass die Stabilisierung bei äußerem Erdkurzschluss um
so stärker ist, je größer der durch die Leiterstromwandler übertragene Nullstrom ist
(Bereich 3I0"/3I0' negativ). Bei idealem Übertragungsverhalten wären die Ströme 3I0"
und 3I0' entgegengesetzt gleich, also 3I0"/3I0' = –1.
Wenn man den Sternpunktstromwandler schwächer auslegt als die Leiterstromwandler (durch niedrigere Wahl des Überstromfaktors bzw. entsprechende Bebürdung), erreicht man, dass auch im Sättigungsbereich keine Auslösung möglich ist, da dann 3I0"
(negativ) sogar betragsmäßig noch größer ist als 3I0'.
68
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.3 Erdfehlerdifferentialschutz
Iaus
IEDS>
4
Auslösen
3
2
Sperren
1
-0,1
0,0
0,1
0,2
3Io"
0,3
3Io’
-0,3
-0,2
Bild 2-44
Auslösekennlinie des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit vom NullstromSpeiseverhältnis 3I0"/3I0' (beide Ströme in Phase + bzw. Gegenphase –);
IEDS> = Einstellwert; Iaus = Auslösestrom
Bei obigen Beispielen wurde angenommen, dass bei äußerem Erdkurzschluss 3I0"
und 3I0' in Gegenphase sind, was für die Primärgrößen auch stimmt. Durch Wandlersättigung kann jedoch eine Phasenverschiebung zwischen dem Sternpunktstrom und
der Summe der Leiterströme vorgetäuscht werden, die die Stabilisierungsgröße
schwächt. Bei ϕ (3I0"; 3I0') = 90° ist die Stabilisierungsgröße null. Dies entspricht der
klassischen Richtungsbestimmung mit der Methode der Summen- und Differenzbeträge (Bild 2-45).
+3 I0"
–3 I0"
3 I0'
Istab für k = 1
3I0' + 3 I0"
3I0' – 3 I0"
Bild 2-45
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Zeigerdiagramm der Stabilisierungsgröße bei äußerem Fehler
69
2 Funktionen
Die Stabilisierungsgröße kann durch einen Faktor k beeinflusst werden. Dieser Faktor
steht in einer festen Beziehung zu einem Grenzwinkel ϕGrenz. Dieser Grenzwinkel gibt
an, bei welcher Phasenverschiebung zwischen 3I0" und 3I0' der Ansprechwert bei 3I0"
= 3I0' gegen ∞ geht, also keine Auslösung mehr möglich ist. Bei 7UT612 ist k = 2. Im
obigem Beispiel a) verdoppelt sich also die Stabilisierungsgröße Istab nochmals, ist
somit 4-mal so groß wie die Auslösegröße Iaus. Der Grenzwinkel beträgt ϕGrenz =
110°. Das bedeutet, dass bei einer Phasenverschiebung ϕ (3I0"; 3I0') ≥ +110° keine
Auslösung mehr möglich ist.
Bild 2-46 zeigt die Auslösekennlinien des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit von der Phasenverschiebung zwischen 3I0" und 3I0' bei konstantem Speiseverhältnis |3I0"| = |3I0'|.
Iaus
IEDS>
4
Auslösen
3
2
Sperren
1
120°
Bild 2-46
110°
100°
90°
80°
70°
ϕ(3Io";3Io’)
Auslösekennlinie des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit vom Phasenwinkel zwischen 3I0" und 3I0' bei 3I0" = 3I0' (180° = äußerer Fehler)
Der Auslösewert kann weiterhin mit zunehmender Stromsumme erhöht werden. In
diesem Fall wird der Ansprechwert mit der Summe der Beträge aller Ströme stabilisiert, d.h. mit Σ|I| = |IL1 | + |IL2 | + |IL3 | + |ISt | (Bild 2-47). Die Steigung der Kennlinie
ist einstellbar.
Iaus
TU@DBVIB
Σ| I|
Bild 2-47
70
Erhöhung des Ansprechwertes
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.3 Erdfehlerdifferentialschutz
D@9T3
TU@DBVIB
FNr 05817
EDS Anr
IL1
IL1
IL1
EDS> (o.VZ)
ÃUÃD²@9T3ÃÃ
|IL1 | + |IL2 | + |IL3 | + |ISt |
I7
FNr 05816
&
|3I0'| > k·(|3I0'–3I0"| – |3I0'+3I0"|)
T
FNr 05821
0
EDS AUS
Messfreigabe
FNr 05812
FNr 05803
EDS block
>EDS block
FNr 05813
&
@S99DAA
“1”
Bild 2-48
2.3.2
@v
7y‚pxÃSryhv†
6ˆ†
≥1
EDS wirksam
&
FNr 05811
EDS aus
Logikdiagramm des Erdfehlerdifferentialschutzes
Einstellhinweise
Voraussetzung für die Funktion des Erdfehlerdifferentialschutzes ist, dass er bei der
Konfigurierung des Geräteumfangs (Abschnitt 2.1.1) unter Adresse " @S99DAA
auf eine der Seiten des Schutzobjektes projektiert wurde. Außerdem muss der Strommesseingang I7 der gleichen Seite zugeordnet sein (Adresse '). Der Erdfehlerdifferentialschutz kann unter Adresse " @S99DAA wirksam (@v-) oder unwirksam (6ˆ†-) geschaltet werden; außerdem kann das Auslösekommando bei wirksamer
Schutzfunktion blockiert werden (7y‚pxÃSryhv†).
Hinweis:
Der Erdfehlerdifferentialschutz ist bei Lieferung 6ˆ†geschaltet. Der Grund ist, dass
der Schutz nicht betrieben werden darf, ohne dass zumindest die Zuordnung und Polarität der Stromwandler zuvor richtig eingestellt wurden. Ohne diese Einstellungen
kann es zu unvermuteten Reaktionen des Gerätes kommen (einschl. Auslösung)!
Für die Empfindlichkeit des Schutzes ist die Einstellung D@9T3 (Adresse " )
maßgebend. Dies ist der Erdkurzschlussstrom, der über die Sternpunktzuführung des
Schutzobjektes (Transformator, Generator, Motor, Querdrossel) einfließt. Ein evtl.
vom Netz einfließender weiterer Erdstrom geht nicht in die Ansprechempfindlichkeit
ein. Der Stromwert bezieht sich auf den Nennstrom der zu schützenden Seite.
Der eingestellte Ansprechwert kann im Auslösebereich eine zusätzliche Erhöhung
(Stabilisierung durch Summe aller Strombeträge) erhalten, die unter Adresse " "6
TU@DBVIB einzustellen ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere
Parameter“ möglich. Der voreingestellte Wert ist normalerweise angemessen.
In besonderen Anwendungsfällen kann es vorteilhaft sein, das Auslösekommando
des Schutzes etwas zu verzögern. Hierzu kann eine Zusatzzeitverzögerung eingestellt werden (Adresse " !6 UÃD@9T3). Normalerweise wird diese zu gesetzt.
Die Einstellzeit ist eine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit (Messzeit) der
Schutzfunktion nicht einschließt.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
71
2 Funktionen
2.3.3
Parameterübersicht
Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
1301
ERD-DIFF.
Aus
Ein
Blockierung des Auslösekommandos
Aus
Erdfehlerdifferentialschutz
1311
I-EDS>
0.05..2.00 I / In
0.15 I / In
Ansprechwert des EDS
1312A
T I-EDS>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Zeitverzögerung für das AUS-Kommando
1313A
STEIGUNG
0.00..0.95
0.00
Steigung Kennlinie I-EDS> = f(I-SUM)
2.3.4
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
05803 >EDS block
>Erddiff. blockieren
05811 EDS aus
Erddiff. ist ausgeschaltet
05812 EDS block
Erddiff. ist blockiert
05813 EDS wirksam
Erddiff. ist wirksam
05836 EDS Wdl-FehAnp
Erddiff.Feh: Wandl.fehlanp zu groß/klein
05817 EDS Anr
Erddiff.: Anregung
05816 EDS> (o.VZ)
Erddiff.: EDS> (ohne Verzögerungszeit)
05821 EDS AUS
Erddiff.: Auslösung
05826 EDS D:
Erddiff.: Auslösegröße D bei AUS o.VZ
05827 EDS S:
Erddiff.: Winkelmaß S bei AUS o.VZ
05830 EDS Feh o.S-Wdl
Erddiff.Feh: ohne Strnpkt.Wandlerzuord
05835 EDS Feh Objekt
Erddiff.Feh: nicht bei diesem Schutzobj.
72
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
2.4
Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Allgemeines
Der Überstromzeitschutz dient als Reserveschutz für den Kurzschlussschutz des
Schutzobjektes oder als Reserveschutz für nachgeschaltete Netzteile, wenn Fehler
dort nicht rechtzeitig abgeschaltet werden, so dass es zu einer Gefährdung des
Schutzobjektes kommen kann.
Hinweise zum Anschluss und Gesichtspunkte zur Zuordnung finden Sie in Abschnitt
2.1.1 unter „Besonderheiten“ (Seite 16), wo unter den Adressen ! bis !" bereits
die Seite des Schutzobjektes und die Kennlinienart festgelegt wurde.
Der Überstromzeitschutz für Phasenströme bezieht sich immer auf die drei Phasenströme der projektierten Seite des Schutzobjektes. Für den Überstromzeitschutz für
Nullstrom wird stets die Summe der drei Phasenströme der projektierten Seite herangezogen. Dabei kann die Seite für Phasenströme eine andere sein als die für Nullstrom.
Beim T8CVUaP7E@FU = Th€€ry†puÃ
der Überstromzeitschutz außer Betrieb.
ƒu (Adresse $, siehe Abschnitt 2.1.1) ist
Der Überstromzeitschutz besitzt für Phasenströme und Nullstrom je zwei unabhängige Stufen (UMZ) und eine abhängige Stufe (AMZ). Letztere kann wahlweise eine
IEC–, eine ANSI– oder eine anwenderspezifizierbare Kennlinie sein.
2.4.1
Funktionsbeschreibung
2.4.1.1
Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ)
Die unabhängigen Überstromstufen (UMZ) für Phasenströme und den dreifachen
Nullstrom (Summe der Phasenströme) sind auch verfügbar, wenn eine abhängige
Kennlinie in Abschnitt 2.1.1 konfiguriert wurde.
Anregung,
Auslösung
Es sind je zwei unabhängige Stufen für die Phaseströme und den dreifachen Nullstrom möglich.
Für die I>>–Stufen wird jeder Phasenstrom und der dreifache Nullstrom (Summe der
Phasenströme) einzeln mit den pro Stufe gemeinsamen Ansprechwerten D33 bzw.
"D33 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeiten UÃD33 bzw. UÃ"D33 werden die Auslösekommandos abgegeben,
die ebenfalls getrennt für jede Stufe zur Verfügung stehen. Der Rückfallwert liegt bei
etwa 95 % des Ansprechwertes für Ströme I > 0,3 · IN.
Bild 2-49 zeigt das Logikdiagramm für die Hochstromstufen I>> und 3I0>>.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
73
2 Funktionen
C6I9@DIÃQC6T@
ˆv…x†h€
D33ȁ‰r…“|tr…‡
DƒÃˆ‰r…“|tr…‡
D3ȁ‰r…“|tr…‡
„1“
(s. Bild 2-54)
&
Hand-EIN
D33
FNr 1762 ... 1764
IL1
IL2
IL3
U/AMZ Anr L1
U/AMZ Anr L2
U/AMZ Anr L3
I>>
&
UÃD33Ã
&
L1
L2
L3
T
≥1
0
≥1
U/AMZ I>> Anr
≥1
U/AMZ I>> AUS
FNr 1805
FNr 1804
Messfreigabe
U/AMZ TI>> Abl
Messfreigabe
Messfreigabe
FNr 1721
FNr 1852
U/AMZ I>> blk
>U/AMZ I>> blk
FNr 1704
FNr 1752
>U/AMZ Ph blk
U/AMZ Ph blk
FNr 1753
≥1
V6HaÃQC6T@
U/AMZ Ph wrk
FNr 1751
6ˆ†
@v
„1“
FNr 1800
≥1
U/AMZ Ph aus
C6I9@DIÃ"D
ˆv…x†h€
"D33ȁ‰r…“|t
"DƒÃˆ‰r…“|t
"D3ȁ‰r…“|t
„1“
(s. Bild 2-54)
&
Hand-EIN
"D33
FNr 1766
3I0
U/AMZ Anr 3I0
I>>
FNr 1901
&
U/AMZ 3I0>> Anr
UÃ"D33Ã
&
T
0
>U/AMZ 3I0>>blk
Bild 2-49
74
U/AMZ T3I0>>Abl
FNr 1857
U/AMZ 3I0> blk
FNr 1741
FNr 1749
>U/AMZ 3I0 blk
U/AMZ 3I0 blk
V6HaÃ"D
„1“
FNr 1903
U/AMZ 3I0>> AUS
FNr 1902
Messfreigabe
FNr 1742
≥1
≥1
6ˆ†
@v
FNr 1750
U/AMZ 3I0 wrk
FNr 1748
U/AMZ 3I0 aus
Logikdiagramm der Hochstromstufen I>> für Phasenströme und Nullstrom
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Jeder Phasenstrom und der dreifache Nullstrom (Summe der Phasenströme) wird außerdem mit dem pro Stufe gemeinsamen Einstellwert D3 bzw. "D3 verglichen und
bei Überschreiten getrennt gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Abschnitt 2.4.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse vorgenommen (Abschnitt 2.4.1.5). Abhängig von der Rusherkennung werden entweder normale Anregemeldungen oder die entsprechenden Rushmeldungen ausgegeben.
Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeiten UÃD3 bzw. UÃ"D3 wird ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vorliegt oder die Einschaltstabilisierung
nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschaltstabilisierung und Erkennen eines
Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird jedoch eine Meldung über den Ablauf
der Zeitstufe abgesetzt. Auslöse- und Zeitablaufmeldung stehen getrennt für jede Stufe zur Verfügung. Die Rückfallwerte liegen bei etwa 95 % des Ansprechwertes für
Ströme I > 0,3 · IN.
Bild 2-50 zeigt das Logikdiagramm für die Überstromstufen I> für Phasenströme, Bild
2-51 für die Nullstromstufe.
Die Ansprechwerte jeder Stufe I> (Phasen), 3I0> (Nullstrom), I>> (Phasen), 3I0>>
(Nullstrom) und die für jede dieser Stufen gültigen Verzögerungszeiten sind individuell
einstellbar.
C6I9@DIÃQC6T@
ˆv…x†h€
D33ȁ‰r…“|tr…‡
DƒÃˆ‰r…“|tr…‡
D3ȁ‰r…“|tr…‡
„1“
(s. Bild 2-54)
&
Hand-EIN
≥1
(s. Bild 2-56)
Rush Blk L1
FNr 7551
U/AMZ I> Inrush
FNr 7565 ... 7567
&
U/AMZ InrAnr L1
U/AMZ InrAnr L2
U/AMZ InrAnr L3
&
U/AMZ Anr L1
U/AMZ Anr L2
U/AMZ Anr L3
D3
FNr 1762 ... 1764
IL1
IL2
IL3
I>
&
≥1
FNr 1810
≥1
U/AMZ I> Anr
≥1
U/AMZ I> AUS
UÃD3Ã &
L1
L2
L3
T
&
0
Messfreigabe
≥1
≥1
FNr 1815
FNr 1814
U/AMZ TI> Abl
Messfreigabe
Messfreigabe
FNr 1722
FNr 1851
>U/AMZ I> blk
U/AMZ I> blk
FNr 1704
FNr 1752
>U/AMZ Ph blk
V6HaÃQC6T@
„1“
Bild 2-50
U/AMZ Ph blk
≥1
6ˆ†
@v
FNr 1753
U/AMZ Ph wrk
FNr 1751
U/AMZ Ph aus
Logikdiagramm der Überstromstufen I> für Phasenströme
7UT612 Handbuch
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75
2 Funktionen
C6I9@DIÃ"D
ˆv…x†h€
"D33ȁ‰r…“ |tr…‡
"DƒÃˆ‰r…“ |tr…‡
"D3ȁ‰r…“ |tr…‡
„1“
(s. Bild 2-54)
&
FNr 7569
Hand-EIN
U/AMZ 3I0> Inr.
FNr 7568
Rush Blk 3I0
&
U/AMZ InrAnr3I0
&
U/AMZ Anr 3I0
"D3
FNr 1766
3I0
I>
FNr 1904
&
U/AMZ 3I0> Anr
UÃ"D3Ã
&
T
0
&
≥1
FNr 1906
U/AMZ 3I0> AUS
FNr 1905
U/AMZ T3I0> Abl
Messfreigabe
FNr 1743
FNr 1741
FNr 1749
>U/AMZ 3I0 blk
U/AMZ 3I0 blk
V6HaÃ"D
„1“
Bild 2-51
2.4.1.2
FNr 1857
U/AMZ 3I0> blk
>U/AMZ 3I0> blk
≥1
FNr 1750
U/AMZ 3I0 wrk
FNr 1748
6ˆ†
@v
U/AMZ 3I0 aus
Logikdiagramm der Überstromstufen 3I0> für Nullstrom
Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)
Die AMZ–Stufen arbeiten stets mit einer stromabhängigen Kennlinie, und zwar entweder nach IEC– oder nach ANSI–Normen oder nach einer anwenderspezifizierbaren
Kennlinie. Die Kennlinien und zugehörigen Formeln sind in den Technischen Daten
(Bilder 4-7 bis 4-9 in Abschnitt 4.4) dargestellt. Bei Konfigurierung einer der stromabhängigen Kennlinien können zusätzlich auch die unabhängigen Stufen I>> und I>
wirksam sein (siehe Abschnitt 2.4.1.1).
Anregung,
Auslösung
76
Jeder Phasenstrom und der dreifache Nullstrom (Summe der Phasenströme) wird einzeln mit dem pro Stufe gemeinsamen Einstellwert Dƒ bzw. "Dƒ verglichen. Überschreitet ein Strom das 1,1-fache des Einstellwertes, regt die entsprechende Stufe an
und wird selektiv gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Abschnitt
2.4.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse vorgenommen
(Abschnitt 2.4.1.5). Abhängig von der Rusherkennung werden entweder normale Anregemeldungen oder die entsprechenden Inrushmeldungen ausgegeben. Für die Anregung werden die Effektivwerte der Grundschwingungen herangezogen. Bei Anregung einer Ip–Stufe wird aus dem fließenden Fehlerstrom je nach gewählter Auslösecharakteristik die Auslösezeit mit einem integrierenden Messverfahren berechnet
und nach Ablauf dieser Zeit ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vorliegt oder die Einschaltstabilisierung nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschalt-
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
stabilisierung und Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird jedoch eine Meldung über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt.
Für den Nullstrom "Dƒ kann die Kennlinie unabhängig von der für die Phasenströme
genutzten Kennlinie gewählt werden.
Die Ansprechwerte der Stufen Ip (Phasen) und 3I0p (Nullstrom) und die für jede dieser
Stufen gültigen Zeitmultiplikatoren sind individuell einstellbar.
Bild 2-52 zeigt das Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes für Phasenströme, Bild 2-53 für die Nullstromstufe 3I0P.
Rückfall bei IEC–
Kennlinien
Der Rückfall einer angeregten Stufe erfolgt, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt die Zeit von vorn.
Rückfall bei ANSI–
Kennlinien
Bei den ANSI–Kennlinien können Sie wählen, ob der Rückfall einer Stufe sofort nach
Unterschreiten einer Schwelle erfolgt oder mit einer Disk-Emulation. Sofort heißt, dass
die Anregung bei Unterschreiten von ca. 95 % des Ansprechwertes zurückfällt, und
bei erneuter Anregung die Ablaufzeit von vorn beginnt.
C6I9@DIÃQC6T@
„1“
ˆv…x†h€
D33ȁ‰r…“|tr…‡
DƒÃˆ‰r…“|tr…‡
D3ȁ‰r…“|tr…‡
(s. Bild 2-54)
&
Hand-EIN
≥1
(s. Bild 2-56)
Rush Blk L1
FNr 7553
U/AMZ Ip Inrush
FNr 7565 ... 7567
&
U/AMZ InrAnr L1
U/AMZ InrAnr L2
U/AMZ InrAnr L3
&
U/AMZ Anr L1
U/AMZ Anr L2
U/AMZ Anr L3
Dƒ
FNr 1762 ... 1764
IL1
IL2
IL3
1,1 Ip
&
≥1
F@IIGDID@ÃD@8
UÃDƒÃ
&
t
&
I
≥1
L1
L2
L3
Messfreigabe
FNr 1723
FNr 1704
„1“
Bild 2-52
≥1
U/AMZ Ip AUS
FNr 1825
FNr 1824
U/AMZ TIp Abl
FNr 1855
FNr 1752
>U/AMZ Ph blk
6ˆ†
@v
U/AMZ Ip Anr
U/AMZ Ip blk
>U/AMZ Ip blk
V6HaÃQC6T@
≥1
FNr 1820
≥1
U/AMZ Ph blk
≥1
FNr 1753
U/AMZ Ph wrk
FNr 1751
U/AMZ Ph aus
Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes (AMZ) für Phasenströme — Beispiel für IEC–Kennlinie
7UT612 Handbuch
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77
2 Funktionen
C6I9@DIÃ"D
„1“
ˆv…x†h€
"D33ȁ‰r…“ |tr…‡
"DƒÃˆ‰r…“ |tr…‡
"D3ȁ‰r…“|tr…‡
(s. Bild 2-54)
&
FNr 7570
Hand-EIN
U/AMZ 3I0p Inr.
FNr 7568
Rush Blk 3I0
&
U/AMZ InrAnr3I0
&
U/AMZ Anr 3I0
"Dƒ
FNr 1766
3I0
1,1·3I0p
&
FNr 1907
U/AMZ 3I0p Anr
F@IIGDID@ÃD@8
UÃ"D3Ã
&
t
&
I
≥1
FNr 1909
U/AMZ 3I0p AUS
FNr 1908
U/AMZ T3I0p Abl
Messfreigabe
FNr 1744
FNr 1741
FNr 1749
>U/AMZ 3I0 blk
U/AMZ 3I0 blk
V6HaÃ"D
„1“
Bild 2-53
FNr 1859
U/AMZ 3I0p blk
>U/AMZ 3I0p blk
6ˆ†
@v
≥1
FNr 1750
U/AMZ 3I0 wrk
FNr 1748
U/AMZ 3I0 aus
Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes (AMZ) für Nullstrom — Beispiel für IEC–Kennlinie
Bei der Disk-Emulation beginnt nach Abschalten des Stromes ein Rückfallprozess
(Rückzählen des Zeitzählers), der dem Zurückdrehen einer Ferraris–Scheibe entspricht (daher „Disk-Emulation“). Dadurch wird bei mehreren aufeinanderfolgenden
Fehlern die „Vorgeschichte“ infolge der Trägheit der Ferraris–Scheibe mitberücksichtigt und das Zeitablaufverhalten angepasst. Das Rückzählen beginnt bei Unterschreiten von 90 % des Einstellwertes entsprechend der Rückfallkennlinie der gewählten
Charakteristik. Im Bereich zwischen dem Rückfallwert (95 % des Ansprechwertes)
und 90 % des Einstellwertes ruhen sowohl Vorwärts- als auch Rückwärtszählung. Bei
Unterschreiten von 5 % des Einstellwertes wird der Rückfallprozess abgeschlossen,
d.h. bei erneuter Anregung beginnt die Ablaufzeit von vorn.
Die Disk-Emulation bringt Vorteile, wenn der Staffelplan des Überstromzeitschutzes
mit anderen im Netz befindlichen Geräten auf elektromagnetischer oder Induktionsbasis koordiniert werden muss.
Anwenderspezifizierbare Kennlinien
Bei der anwenderspezifizierbaren Kennlinie kann die Auslösekennlinie punktweise
definiert werden. Bis zu 20 Wertepaare von Strom und Zeit können eingetragen werden. Das Gerät approximiert daraus die Kennlinie durch lineare Interpolation.
Wahlweise kann zusätzlich die Rückfallkennlinie definiert werden. Funktionsbeschreibung siehe „Rückfall bei ANSI–Kennlinien“. Wird keine anwenderspezifizierbare
Rückfallkennlinie gewünscht, erfolgt der Rückfall, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes
unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt dann die Zeit von vorn.
78
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
2.4.1.3
Hand-Einschaltung
Beim Zuschalten des Leistungsschalters auf ein fehlerbehaftete Schutzobjekt wird üblicherweise ein möglichst schnelles Wiederabschalten des Schutzobjektes gewünscht. Hierzu kann die Verzögerung für eine beliebige Überstromstufe mittels des
Hand–Ein–Impulses umgangen werden; d.h., die entsprechende Stufe führt dann bei
Anregung zur unverzögerten Auslösung. Dieser Impuls ist um mindestens 300 ms
verlängert (Bild 2-54). Zu diesem Zweck wird bei der Hand–EIN–Steuerung die Parametrierung der Adresse !'6 C6I9@DIÃQC6T@ bzw. Adresse !!'6 C6I9@DIÃ
"D für die Reaktion des Gerätes im Fehlerfall berücksichtigt. Hierdurch wird bestimmt, welcher Ansprechwert mit welcher Verzögerung wirksam ist, wenn der Leistungsschalter von Hand eingeschaltet wird.
FNr 00356
>Hand-EIN
FNr 00561
50 ms 0
300 ms
Hand-EIN
Hand-EIN
Bild 2-54
2.4.1.4
(intern)
Hand-EIN-Behandlung
Dynamische Ansprechwertumschaltung
Es kann notwendig sein, die Ansprechschwellen des Überstromzeitschutzes dynamisch anzuheben, wenn Anlagenteile nach längerer spannungsloser Pause beim Einschalten einen erhöhten Leistungsbedarf aufweisen (z.B. Klimaanlagen, Heizungen,
Motoren). Damit kann vermieden werden, die Ansprechschwellen mit Rücksicht auf
derartige Einschaltbedingungen generell zu erhöhen.
Diese dynamische Ansprechwertumschaltung ist allen Überstromzeitstufen gemeinsam und wird in Abschnitt 2.6 beschrieben. Die alternativen Ansprechwerte selber
können für jede Stufe des Überstromzeitschutzes individuell eingestellt werden.
2.4.1.5
Einschaltstabilisierung
Beim Zuschalten eines Transformators an Spannung ist mit hohen Einschaltströmen
(Rushstrom) zu rechnen. Diese können ein Vielfaches des Nennstromes betragen
und je nach Größe und Bauform des Transformators zwischen einigen zehn Millisekunden und einigen Sekunden lang fließen.
Obwohl durch die Filterung der Messströme nur die Grundschwingung bewertet wird,
könnte es zu Fehlfunktionen beim Einschalten von Transformatoren kommen, da
auch in den Rush–Strömen ein erheblicher Anteil an Grundschwingung vorhanden
sein kann.
Der Überstromzeitschutz verfügt über eine integrierte Einschaltstabilisierung. Diese
verhindert die „normale“ Anregung der I>– bzw. Ip–Stufen (nicht I>>) in den Phasenbzw. Nullstromstufen des Überstromzeitschutzes. Bei Rusherkennung oberhalb eines
Ansprechwertes werden spezielle Rush-Anregemeldungen erzeugt, die auch einen
7UT612 Handbuch
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79
2 Funktionen
Störfall eröffnen und die zugeordnete Auslöseverzögerung starten. Wird nach dem
Ablauf der Verzögerung immer noch ein Rush erkannt, wird eine entsprechende Meldung abgegeben, die Auslösung aber unterbunden.
Der Einschaltrush ist durch einen relativ hohen Gehalt der zweiten Harmonischen
(doppelte Nennfrequenz) gekennzeichnet, die im Kurzschlussfall nahezu völlig fehlt.
Überschreitet der Gehalt an zweiter Harmonischer im Strom einer Phase eine einstellbare Schwelle, wird die Auslösung in dieser Phase verhindert. Entsprechendes gilt für
den Nullstrom.
Die Einschaltstabilisierung hat eine obere Grenze: Oberhalb eines (einstellbaren)
Stromwertes ist sie nicht mehr wirksam, da es sich dann nur um einen inneren stromstarken Kurzschluss handeln kann. Die untere Grenze ist die Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filter (0,2 IN).
Bild 2-55 zeigt ein vereinfachtes Logikdiagramm.
!C6SHPIÃQC6T@
fN
IL1
IL2
IL3
&
2f N
Rusherk. L1
Rusherk. L2
Rusherk. L3
FNr 07581 ... 07583
L1
L2
L3
DÃDISÃH6YÃQC6T@ Messfreigabe
Messfreigabe
Messfreigabe
U/AMZ InrErk L1
U/AMZ InrErk L2
U/AMZ InrErk L3
FNr 07571
>U/AMZPhInr blk
SVTCTU67ÃQC6T@
„1“
Bild 2-55
≥1
6ˆ†
@v
Logikdiagramm der Einschaltstabilisierung — Beispiel für Phasen
Da die Einschaltstabilisierung für jeden Leiter individuell arbeitet, ist der Schutz auch
optimal wirksam, wenn ein Transformator auf einen einphasigen Fehler geschaltet
wird, wobei möglicherweise in einem anderen gesunden Leiter ein Einschalt-Rushstrom fließt. Es ist jedoch auch möglich, den Schutz so einzustellen, dass bei Überschreiten des zulässigen Oberschwingungsanteils im Strom nur eines Leiters nicht
nur der Leiter mit dem Rushstrom, sondern auch die übrigen Leiter der Überstromstufe blockiert werden. Diese sog. „Crossblock“–Funktion kann auf eine bestimmte Dauer
begrenzt werden. Das Logikdiagramm zeigt Bild 2-56.
Die gegenseitige Blockierung betrifft nur die drei Phasen; eine Blockierung der Nullstromstufe durch Rusherkennung in einer Phase oder umgekehrt findet nicht statt.
80
7UT612 Handbuch
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2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Rusherk. L1
Rusherk. L2
Rusherk. L3
UÃ8SPTT7GÃQC6T@
≥1
Rush Blk L1
≥1
Rush Blk L2
≥1
Rush Blk L3
8SPTT7GÃQC6T@
„1“
Bild 2-56
2.4.1.6
1HLQ
≥1
T
&
FNr 01843
U/AMZ CrossBlk
-D
Logikdiagramm der „Crossblock“–Funktion für die Phasenströme
Schneller Sammelschienenschutz durch rückwärtige Verriegelung
Applikationsbeispiel
Über Binäreingänge kann eine Blockierung von jeder beliebigen Stromstufen veranlasst werden. Durch Einstellung wird festgelegt, ob der Eingabekreis in Arbeitsstrom(bei angelegter Spannung aktiv) oder Ruhestromschaltung (bei fehlender Spannung
aktiv) betrieben werden soll. Dies erlaubt z.B. einen schnellen Sammelschienenschutz in Sternnetzen bzw. in Ringnetzen, die an einer Stelle geöffnet sind, durch
„rückwärtige Verriegelung“. Dieses Prinzip wird z.B. in Verteilungsnetzen verwendet,
in denen ein Transformator vom Verbundnetz auf einen Sammelschienenabschnitt
mit mehreren Abgängen speist (Bild 2-57).
Der Überstromzeitschutz ist unterspannungsseitig eingesetzt. Das Prinzip der rückwärtigen Verriegelung besteht darin, dass der Überstromzeitschutz der Einspeisung
mit einer kurzen, von der Staffelzeit der Abgänge unabhängigen Auslösezeit TI>>
auslöst, sofern nicht die Anregung eines nächsten, abgangsseitigen Überstromzeitschutzes seine Blockierung bewirkt (Bild 2-57). Es wird daher immer der Schutz, der
sich am nächsten an der Fehlerstelle befindet, mit der kurzen Zeit auslösen, da er von
einem hinter der Fehlerstelle liegenden Schutz nicht blockiert werden kann. Die Zeitstufen TI> bzw. TIp wirken als Reservestufe. Die Anregemeldungen der abgangsseitigen Schutzrelais werden als Eingangsmeldung „3V6HaÃD33Ãiyx“ (für die Phasenstromstufen und Nullstromstufe getrennt vorhanden) auf einen Binäreingang des speiseseitigen Schutzgerätes gegeben.
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2 Funktionen
Speiserichtung
Idiff
I>
I>
T I>>
t1
t1
AUS
AUS
AUS
I>
I>>
T I>
AUS
„3D33Ãiy‚px“
7UT612
AUS
T I>
Fehlerstelle
Fehlerstelle
Bild 2-57
2.4.2
°
¯
¯:
°:
T I>>
t1
Auslösezeit T I>>
Auslösezeit t1
Reservezeit T I>
Sammelschienenschutz durch rückwärtige Verriegelung — Prinzip
Einstellhinweise
Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 16) wurde unter den Adressen ! bis !" bereits die Seite des Schutzobjektes und die Kennlinienart festgelegt, getrennt nach Phasenstromstufen und Nullstromstufen. Hier sind nur die Einstellungen verfügbar, die für die entsprechende
Kennlinienwahl gelten. Die unabhängigen Stufen I>>, 3I0>>, I> und 3I0> sind in all
diesen Fällen verfügbar.
2.4.2.1
Phasenstromstufen
Allgemeines
Unter Adresse ! V6HaÃQC6T@ kann der Überstromzeitschutz für Phasenströme
@v- oder 6ˆ†geschaltet werden.
Adresse !'6 C6I9@DIÃQC6T@ bestimmt, welche der Phasenstromstufen bei einer erkannten Hand-Einschaltung unverzögert wirksam werden soll. Die Einstellungen D33ȁ‰r…“|tr…‡ und D3ȁ‰r…“|tr…‡ sind unabhängig von der gewählten
82
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2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Kennlinienart möglich; DƒÃˆ‰r…“|tr…‡ ist nur möglich, wenn auch eine der abhängigen Stufen projektiert ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI ® 4 unter „Weitere
Parameter“ möglich.
Bei Einsatz auf der Speiseseite eines Transformators wählen Sie hier die höhere Stufe I>>, die nicht durch den Einschaltrush ansprechen kann, sofern Sie nicht sogar die
Hand-Ein-Behandlung ˆv…x†h€ schalten.
Unter Adresse !! SVTCTU67ÃQC6T@ bestimmen Sie — für alle Phasenstufen des
Überstromzeitschutzes (außer I>>) gemeinsam —, ob die Einschaltstabilisierung
(Rush-Stabilisierung mit 2. Harmonischer) wirksam sein soll. Stellen Sie @v ein,
wenn eine Stufe des Überstromzeitschutzes auf der Speiseseite eines Transformators eingesetzt ist. Ansonsten kann die Einstellung 6ˆ† bleiben. Wenn Sie aus irgendeinem Grund die Phasenstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken
Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann (untere
Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung).
Hochstromstufen
I>>
Die I>>–Stufe D33 (Adresse ! ) ergibt zusammen mit der I>–Stufe oder der Ip–Stufe eine zweistufige Kennlinie. Wird eine Stufe nicht benötigt, stellen Sie den Ansprechwert auf ∞ ein. Die Stufe D33 arbeitet immer mit einer definierten Verzögerung.
Wenn der Überstromzeitschutz auf der Speiseseite eines Transformators, einer
Längsdrossel oder eines Motors oder im Sternpunkt eines Generators wirkt, kann diese Stufe zur Stromstaffelung eingesetzt werden. Sie wird dann so eingestellt, dass sie
für Kurzschlüsse bis in das Schutzobjekt hinein ansprechen, bei einem durchfließenden Kurzschlussstrom aber nicht.
Beispiel: Transformator in der Einspeisung einer Sammelschiene mit folgende Daten:
Transformator
YNd5
35 MVA
110 kV/20 kV
uk = 15 %
Stromwandler
200 A/5 A auf der 110–kV–Seite
Der Überstromzeitschutz wirkt auf die 110–kV–Seite (=Speiseseite).
Der maximal mögliche dreiphasige Kurzschlussstrom auf der 20–kV–Seite bei starrer
Spannung auf der 110–kV–Seite würde betragen:
S NTrafo
1
1
1
35 MVA
I 3pol max = ----------------- ⋅ INTrafo = ----------------- ⋅ -------------------- = ----------- ⋅ ------------------------------ = 1224,7 A
0,15
uk Trafo
u k Trafo
3 ⋅ UN
3 ⋅ 110 kV
Mit einem Sicherheitsfaktor von 20 % ergibt sich der primäre Einstellwert:
Einstellwert I>> = 1,2 · 1224,7 A = 1450 A
Bei Parametrierung mittels Personalcomputer und DIGSI ® 4 in Primärgrößen können
Sie diesen Wert unmittelbar einstellen. Bei Parametrierung in Sekundärgrößen werden die Ströme auf die Sekundärseite der Stromwandler umgerechnet.
Sekundärer Einstellwert:
1450 A
Einstellwert I>> = ------------------- ⋅ 5 A = 36,7 A
200 A
d.h. bei Kurzschlussströmen über 1450 A (primär) oder 36,7 A (sekundär) liegt mit Sicherheit ein Kurzschluss im Trafobereich vor. Dieser kann vom Überstromzeitschutz
sofort abgeschaltet werden.
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2 Funktionen
Erhöhte Einschaltstromstöße (Rush) werden, soweit ihre Grundschwingung den Einstellwert übersteigt, durch die Verzögerungszeiten (Adresse ! ! UÃD33) unschädlich gemacht. Die Einschaltstabilisierung wirkt nicht auf die Stufen I>>.
Bei Verwendung des Prinzips der „rückwärtigen Verriegelung“ (Abschnitt 2.4.1.6, siehe auch Bild 2-57) wird die Mehrstufigkeit des Überstromzeitschutzes ausgenutzt: Die
Stufe D33 z.B. ist mit kurzer Sicherheitsverzögerung UÃD33 (z.B. 50 ms) als schneller
Sammelschienenschutz eingesetzt. Für abgangsseitige Fehler ist I>> blockiert. Die
Stufe D3 oder Dƒ dient hier als Reserveschutz. Die Ansprechwerte beider Stufen (D3
bzw. Dƒ und D33) werden gleich eingestellt. Die Zeitverzögerung UÃD3 bzw. UÃDƒ
(IEC-Kennlinie) oder 9ÃDƒ (ANSI-Kennlinie) wird so eingestellt, dass sie die Verzögerung der Abgänge überstaffelt.
Für den Kurzschlussschutz eines Motors ist zu beachten, dass der Einstellwert D33
kleiner als der kleinste (zweipolige) Kurzschlussstrom und größer als der größte Anlaufstrom sein muss. Da der maximal auftretende Einschaltstrom in der Regel auch
bei ungünstigen Verhältnissen unter 1,6 x Nennanlaufstrom liegt, ergibt sich für die
Kurzschlussstufe I>> folgende Einstellbedingung:
1,6 · IAnlauf <
D33 < Ik 2pol
Ein erhöhter Anlaufstrom durch eine evtl. anliegende Überspannung ist im Faktor 1,6
bereits berücksichtigt. Die I>>–Stufe kann unverzögert werden (UÃD33 = †), da
beim Motor — anders als z.B. beim Transformator — keine Sättigung der Querreaktanz auftritt.
Die eingestellte Zeit UÃD33 ist eine reine Zusatzverzögerungszeit, die die Eigenzeit
(Messzeit, Rückfallzeit) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt
werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird eine Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch eine Auslösung.
Überstromstufen I>
Für die Einstellung der Überstromstufe D3 (Adresse ! ") ist vor allem der maximal
auftretende Betriebsstrom maßgebend. Anregung durch Überlast muss ausgeschlossen sein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entsprechend kurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz arbeitet. Es wird daher bei nachfolgenden Leitungen oder Sammelschienen etwa 20 %, bei Transformatoren und Motoren etwa 40 % oberhalb der maximal zu erwartenden (Über-)Last eingestellt.
Die einzustellende Zeitverzögerung (Adresse !
Netz aufgestellten Staffelplan.
# UÃD3) ergibt sich aus dem für das
Die eingestellten Zeiten sind reine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit
(Messzeit, Rückfallzeit) nicht einschließen. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt
werden. Dann löst die entsprechende Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die
Anregung gemeldet. Wird eine Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine
Anregemeldung noch eine Auslösung.
Überstromstufen Ip
bei IEC–Kennlinien
Bei den stromabhängigen Stufen können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt
2.1.1, Adresse ! ), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den IEC–Kennlinien (Adresse ! V6HaÃQC6T@Ã8C6 = VHa6HaÃD@8) stehen unter Adresse !!$
F@IIGDID@ÃD@8 zur Verfügung:
D‰r…† (inverse, Typ A nach IEC 60255–3),
T‡h…xÃv‰r…† (very inverse, Typ B nach IEC 60 255–3),
@‘‡…r€Ãv‰r…† (extremely inverse, Typ C nach IEC 60 255–3), und
Ght“rv‡Ãv‰r…† (longtime, Typ B nach IEC 60 255–3).
84
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2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bild 4-7).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ–Auslösecharakteristik zwischen Anregewert
und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine
Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes. Der Rückfall erfolgt bei Unterschreiten von 95 % des Anregewertes.
Der Stromwert wird unter Adresse !! Dƒ eingestellt. Für die Einstellung ist vor allem der maximal auftretende Betriebsstrom maßgebend. Anregung durch Überlast
muss ausgeschlossen sein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entsprechend kurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz arbeitet.
Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse !!! UÃDƒ zugänglich. Dieser ist
mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die Ip–Stufe überhaupt nicht
benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1)
Adresse ! V6HaÃQC6T@Ã8C6 = VHaÂurÃ6Ha.
Überstromstufen Ip
bei ANSI–Kennlinien
Bei den stromabhängigen Stufen können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt
2.1.1, Adresse ! ), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den ANSI–Kennlinien (Adresse ! V6HaÃQC6T@Ã8C6 = VHa6HaÃ6ITD) stehen unter Adresse
!!% F@IIGDID@Ã6ITD zur Verfügung:
9rsvv‡rÃv‰,
@‘‡…r€ry’Ãv‰,
D‰r…†r,
G‚tÃv‰r…†r,
H‚qr…h‡ry’Ãv‰,
Tu‚…‡Ãv‰r…†r und
Wr…’Ãv‰r…†r.
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.7, Bilder 4-8 und 4-9).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ–Auslösecharakteristik zwischen Anregewert
und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine
Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes.
Der Stromwert wird unter Adresse !! Dƒ eingestellt. Für die Einstellung ist vor allem der maximal auftretende Betriebsstrom maßgebend. Anregung durch Überlast
muss ausgeschlossen sein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entsprechend kurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz arbeitet.
Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse !!" 9ÃDƒ einzustellen. Dieser ist
mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die Ip–Stufe überhaupt nicht
benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1)
Adresse ! V6HaÃQC6T@Ã8C6 = VHaÂurÃ6Ha.
Wenn Sie unter Adresse !!# Sh8FA6GG die 9v†xÃr€ˆyh‡v‚ einstellen, so erfolgt
der Rückfall gemäß der Rückfallkennlinie, wie in Abschnitt 2.4.1.2 unter „Rückfall bei
ANSI–Kennlinien“ (Seite 77) beschrieben.
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2 Funktionen
Dynamische
Ansprechwertumschaltung
Für jede Stufe kann ein alternativer Satz von Ansprechwerten eingestellt werden, auf
den während des Betriebes automatisch dynamisch umgeschaltet werden kann. Diese dynamische Umschaltung ist in Abschnitt 2.6 (Seite 108) beschrieben.
Hier werden für die Stufen die alternativen Werte eingestellt, und zwar:
− für UMZ–Schutz Phasen:
Adresse !
für Ansprechwert D33,
Adresse ! ! für Verzögerung UÃD33,
Adresse ! " für Ansprechwert D3,
Adresse ! # für Verzögerung UÃD3;
− für AMZ–Schutz Phasen nach IEC–Kennlinien:
Adresse ! ! für Ansprechwert Dƒ,
Adresse ! !! für Zeitmultiplikator UÃDƒ;
− für AMZ–Schutz Phasen nach ANSI–Kennlinien:
Adresse ! ! für Ansprechwert Dƒ,
Adresse ! !" für Zeitmultiplikator 9ÃDƒ.
Anwenderspezifizierbare Kennlinien
Für den abhängigen Überstromzeitschutz können Sie auch selber eine Auslöse- und
Rückfallkennlinie spezifizieren. Bei Parametrierung unter DIGSI ® 4 erhalten Sie hierzu ein Dialogfenster zur Eingabe von bis zu 20 Wertepaaren von Stromwert und Auslösezeit (Bild 2-58).
Die eingegebene Kennlinie kann in DIGSI® 4 auch grafisch dargestellt werden, wie
Bild 2-58 rechts zeigt.
Bild 2-58
Eingabe einer anwenderspezifischen Auslösekennlinie mit DIGSI® 4 — Beispiel
Um eine anwenderspezifische Auslösekennlinie definieren zu können, muss bei der
Konfigurierung des Funktionsumfanges unter Adresse ! (Abschnitt 2.1.1) V6HaÃ
QC6T@Ã8C6 die Option 6rqr…Fry eingestellt sein. Wenn Sie auch die
Rückfallkennlinie bestimmen wollen, müssen Sie die Option Spxshyy einstellen.
Die Wertepaare sind bezogen auf die Einstellwerte für Strom und Zeit.
Da die eingegebenen Stromwerte vor der weiteren Bearbeitung im Gerät in einem bestimmten Raster (siehe Tabelle 2-3) auf- bzw. abgerundet werden, empfiehlt es sich,
exakt diese Vorzugsstromwerte dieser Tabelle zu benutzen.
86
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2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
.
Tabelle 2-3
Vorzugswerte der normierten Ströme für anwenderspezifische Auslösekennlinien
DDƒÃ2à Ãiv†Ã (#
DDƒÃ2Ã!Ãiv†Ã#&$
DDƒÃ2Ã$Ãiv†Ã&&$
DDƒÃ2Ã'Ãiv†Ã!
1,00
1,50
2,00
3,50
5,00
6,50
8,00
15,00
1,06
1,56
2,25
3,75
5,25
6,75
9,00
16,00
1,13
1,63
2,50
4,00
5,50
7,00
10,00
17,00
1,19
1,69
2,75
4,25
5,75
7,25
11,00
18,00
1,25
1,75
3,00
4,50
6,00
7,50
12,00
19,00
1,31
1,81
3,25
4,75
6,25
7,75
13,00
20,00
1,38
1,88
1,44
1,94
14,00
Im Lieferzustand sind alle Stromwerte mit ∞ vorbelegt. Sie sind damit ungültig gemacht, und es kann keine Anregung und damit keine Auslösung durch diese Schutzfunktion erfolgen.
Zur Spezifizierung einer Auslösekennlinie beachten Sie:
− Die Wertepaare sind in stetiger Reihenfolge einzugeben. Es können auch weniger
als 20 Wertepaare sein; in den meisten Fällen genügen etwa 10 Wertepaare, um
eine hinreichend genaue Kennlinie zu definieren. Ein nicht benutztes Wertepaar
muss dann als ungültig markiert werden, indem man für den Grenzwert „∞“ eingibt!
Achten Sie darauf, dass die Wertepaare eine eindeutige und stetige Kennlinie ergeben.
− Für die Ströme sollten Werte aus Tabelle 2-3 entnommen und hierfür die zugehörigen Zeitwerte eingegeben werden. Abweichende Werte I/Ip werden auf den nächsten benachbarten Wert korrigiert. Dies wird jedoch nicht angezeigt.
− Ströme, die kleiner sind als der Stromwert des kleinsten Kennlinienpunktes führen
zu keiner Verlängerung der Auslösezeit. Die Anregekennlinie (siehe Bild 2-59,
rechts) verläuft bis zum kleinsten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.
T/Tp
größter Kennlinienpunkt
kleinster Kennlinienpunkt
Auslösen
Rückfall
kleinster Kennlinienpunkt
größter Kennlinienpunkt
0,9 1,0 1,1
20
I/Ip
Bild 2-59 Verwendung einer anwenderspezifizierbaren Kennlinie — Beispiel
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2 Funktionen
− Ströme, die größer sind als der Stromwert des größten Kennlinienpunktes führen
zu keiner Verkürzung der Auslösezeit. Die Anregekennlinie (siehe Bild 2-59, rechts)
verläuft ab dem größten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.
Zur Spezifizierung einer Rückfallkennlinie beachten Sie:
− Für die Ströme sollten Werte aus Tabelle 2-4 entnommen und hierfür die zugehörigen Zeitwerte eingegeben werden. Abweichende Werte I/I p werden auf den nächsten benachbarten Wert korrigiert. Dies wird jedoch nicht angezeigt.
− Ströme, die größer sind als der Stromwert des größten Kennlinienpunktes führen
zu keiner Verlängerung der Rückfallzeit. Die Rückfallkennlinie (siehe Bild 2-59,
links) verläuft bis zum größten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.
− Ströme, die kleiner sind als der Stromwert des kleinsten Kennlinienpunktes führen
zu keiner Verkürzung der Rückfallzeit. Die Rückfallkennlinie (siehe Bild 2-59, links)
verläuft ab dem kleinsten Kennlinienpunkt parallel zur Stromachse.
− Ströme kleiner als 0,05 · Stromeinstellwert führen zum sofortigen Rückfall.
.
Tabelle 2-4
Vorzugswerte der normierten Ströme für anwenderspezifische Rückfallkennlinien
DDƒÃ2à Ãiv†Ã'%
DDƒÃ2Ã'#Ãiv†Ã%&
DDƒÃ2Ã%%Ãiv†Ã"'
DDƒÃ2Ã"#Ãiv†Ã
1,00
0,93
0,84
0,75
0,66
0,53
0,34
0,16
0,99
0,92
0,83
0,73
0,64
0,50
0,31
0,13
0,98
0,91
0,81
0,72
0,63
0,47
0,28
0,09
0,97
0,90
0,80
0,70
0,61
0,44
0,25
0,06
0,96
0,89
0,78
0,69
0,59
0,41
0,22
0,03
0,95
0,88
0,77
0,67
0,56
0,38
0,19
0,00
0,94
0,86
Einschaltstabilisierung
Unter den allgemeinen Einstellungen (Seite 82 unter „Allgemeines“) wurde die Einschaltstabilisierung unter Adresse !! SVTCTU67ÃQC6T@ wirksam (@v) oder unwirksam (6ˆ†) gestellt. Sie ist inbesondere bei Transformatoren notwendig, wenn der
Überstromzeitschutz auf die Speiseseite wirkt. Die Funktionsparameter der Einschaltstabilisierung werden hier unter „Inrush“ festgelegt.
Die Einschaltstabilisierung basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhandenen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung
!C6SHPIÃQC6T@ (Adresse !# ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = $ % eingestellt,
das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort
ein kleinerer Wert eingestellt werden.
Überschreitet der Strom den in Adresse !#! DÃDISÃH6YÃQC6T@ eingestellten Wert,
findet keine Stabilisierung durch die 2. Harmonische mehr statt.
Die Einschaltstabilisierung kann mittels der „Crossblock“–Funktion erweitert werden.
Das bedeutet, dass bei Überschreiten des Oberschwingungsanteils in nur einer Phase alle drei Phasen der I>– bzw. Ip–Stufen blockiert werden. Unter Adresse !#"
8SPTT7GÃQC6T@ schalten Sie die Crossblock-Funktion @v oder 6ˆ†.
Die Zeit nach Rusherkennung, für die diese gegenseitige Blockierung wirksam werden soll, stellen Sie unter Adresse !## UÃ8SPTT7GÃQC6T@ ein.
88
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2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
2.4.2.2
Nullstromstufen
Allgemeines
Unter Adresse !! V6HaÃ"D kann der Überstromzeitschutz für Nullstrom @voder 6ˆ†geschaltet werden.
Adresse !!'6 C6I9@DIÃ"D bestimmt, welche der Nullstromstufen bei einer erkannten Hand-Einschaltung unverzögert wirksam werden soll. Die Einstellungen
"D33ȁ‰r…“|t und "D3ȁ‰r…“|t sind unabhängig von der gewählten
Kennlinienart möglich; "DƒÃˆ‰r…“|t ist nur möglich, wenn auch eine der abhängigen Stufen projektiert ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI ® 4 unter „Weitere
Parameter“ möglich. Für die Einstellung gilt das für die Phasenstromstufen gesagte
entsprechend.
Unter Adresse !!! SVTCTU67Ã"D bestimmen Sie, ob die Einschaltstabilisierung
(Rush-Stabilisierung mit 2. Harmonischer) wirksam sein soll. Stellen Sie @v ein,
wenn die Nullstromstufe des Überstromzeitschutzes auf der Speiseseite eines Transformators eingesetzt ist, dessen Sternpunkt geerdet ist. Ansonsten kann die Einstellung 6ˆ† bleiben. Wenn Sie die Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen,
bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann
(untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung).
Hochstromstufe
3I0>>
Die I0>>–Stufe "D33 (Adresse !! ) ergibt zusammen mit der I>–Stufe oder der Ip–
Stufe eine zweistufige Kennlinie. Wird eine Stufe nicht benötigt, stellen Sie den Ansprechwert auf ∞ ein. Die Stufe "D33 arbeitet immer mit einer definierten Verzögerung.
Wenn die geschützte Wicklung nicht geerdet ist, können Nullströme nur beim inneren
Erdkurzschluss oder Doppelerdschluss mit einem inneren Fußpunkt auftreten. Hier
wird die I0>>–Stufe normalerweise nicht gebraucht.
Die I0>>–Stufe kann z.B. zur Stromstaffelung eingesetzt werden. Hier ist jedoch zu
beachten, dass das Nullsystem der Ströme maßgebend ist. Bei einem Transformator
mit getrennten Wicklungen sind i.Allg. die Nullsysteme getrennt (Ausnahme: beidseitige Sternpunkterdung).
Auch Rushströme sind im Nullsystem nur möglich, wenn der Sternpunkt der betrachteten Wicklung geerdet ist. Sie werden, soweit ihre Grundschwingung den Einstellwert
übersteigt, durch die Verzögerungszeiten (Adresse !! ! UÃ"D33) unschädlich gemacht.
Die Verwendung des Prinzips der „rückwärtigen Verriegelung“ (Abschnitt 2.4.1.6, siehe auch Bild 2-57) hat nur Sinn, wenn die betrachtete Wicklung geerdet ist. Dann wird
die Mehrstufigkeit des Überstromzeitschutzes ausgenutzt: Die Stufe "D33 z.B. ist
mit kurzer Sicherheitsverzögerung UÃ"D33 (z.B. 50 ms) als schneller Sammelschienenschutz eingesetzt. Für abgangsseitige Fehler ist "D33 blockiert. Die Stufe "D3
oder "Dƒ dient hier als Reserveschutz. Die Ansprechwerte beider Stufen ("D3 bzw.
"Dƒ und "D33) werden gleich eingestellt. Die Zeitverzögerung UÃ"D3 bzw. UÃ
"Dƒ (IEC-Kennlinie) oder 9Ã"Dƒ (ANSI-Kennlinie) wird so eingestellt, dass sie die
Verzögerung der Abgänge überstaffelt. Hierbei ist der Staffelplan für Erdfehler maßgebend, der meistens kürzere Einstellzeiten erlaubt.
Die eingestellte Zeit UÃ"D33 ist eine reine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit (Messzeit, Rückfallzeit) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung
gemeldet. Wird die Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch eine Auslösung.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
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2 Funktionen
Überstromstufe
3I0>
Für die Einstellung der Überstromstufe "D3 (Adresse !!
auftretende Erdkurzschlussstrom maßgebend.
") ist vor allem der minimal
Die einzustellende Zeitverzögerung (Parameter !! #ÃUÃ"D3) ergibt sich aus dem
für das Netz aufgestellten Staffelplan, wobei für Erdströme im geerdeten Netz häufig
ein getrennter Staffelplan mit kürzeren Verzögerungszeiten möglich ist. Wenn Sie die
Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung). Dies kann eine erhöhte Verzögerung ratsam machen.
Die eingestellte Zeit ist eine reine Zusatzverzögerungszeit, die die Eigenzeit (Messzeit, Rückfallzeit) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt werden.
Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet.
Wird die Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch
eine Auslösung.
Überstromstufe
3I0p bei IEC–Kennlinien
Bei der stromabhängigen Stufe können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt
2.1.1, Adresse !"), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den IEC–Kennlinien (Adresse !" V6HaÃ"DÃ8C6S = VHa6HaÃD@8) stehen unter Adresse !!!$
F@IIGDID@ÃD@8 zur Verfügung:
D‰r…† (inverse, Typ A nach IEC 60255–3),
T‡h…xÃv‰r…† (very inverse, Typ B nach IEC 60 255–3),
@‘‡…r€Ãv‰r…† (extremely inverse, Typ C nach IEC 60 255–3), und
Ght“rv‡Ãv‰r…† (longtime, Typ B nach IEC 60 255–3).
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bild 4-7).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ–Auslösecharakteristik zwischen Anregewert
und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine
Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes. Der Rückfall erfolgt bei Unterschreiten von 95 % des Anregewertes.
Der Stromwert wird unter Adresse !!! "Dƒ eingestellt. Für die Einstellung ist vor
allem der minimal auftretende Erdkurzschlussstrom maßgebend.
Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse !!!! UÃ"Dƒ zugänglich. Dieser
ist mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren, wobei für Erdströme im geerdeten
Netz häufig ein getrennter Staffelplan mit kürzeren Verzögerungszeiten möglich ist.
Wenn Sie die Nullstromstufen sehr empfindlich einstellen wollen, bedenken Sie, dass
die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filterung). Dies kann eine erhöhte Verzögerung ratsam
machen.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die Ip–Stufe überhaupt nicht
benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1)
Adresse !" V6HaÃ"DÃ8C6S = VHaÂurÃ6Ha.
Überstromstufen
3I0p bei ANSI–
Kennlinien
Bei den stromabhängigen Stufen können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt
2.1.1, Adresse !"), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den ANSI–Kennlinien (Adresse !" V6HaÃ"DÃ8C6S = VHa6HaÃ6ITD) stehen unter Adresse
!!!% F@IIGDID@Ã6ITD zur Verfügung:
9rsvv‡rÃv‰,
@‘‡…r€ry’Ãv‰,
D‰r…†r,
G‚tÃv‰r…†r,
90
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
H‚qr…h‡ry’Ãv‰,
Tu‚…‡Ãv‰r…†r und
Wr…’Ãv‰r…†r.
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bilder 4-8 und 4-9).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ–Auslösecharakteristik zwischen Anregewert
und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine
Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes.
Der Stromwert wird unter Adresse !!! "Dƒ eingestellt. Für die Einstellung ist vor
allem der minimal auftretende Erdkurzschlussstrom maßgebend.
Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse !!!" 9Ã"Dƒ einzustellen. Dieser
ist mit dem Staffelplan des Netzes zu koordinieren, wobei für Erdströme im geerdeten
Netz häufig ein getrennter Staffelplan mit kürzeren Verzögerungszeiten möglich ist.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die 3D0p–Stufe überhaupt
nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt
2.1.1) Adresse !" V6HaÃ"DÃ8C6S = VHaÂurÃ6Ha.
Wenn Sie unter Adresse !!!# Sh8FA6GG die 9v†xÃr€ˆyh‡v‚ einstellen, so erfolgt
der Rückfall gemäß der Rückfallkennlinie, wie in Abschnitt 2.4.1.2 unter „Rückfall bei
ANSI–Kennlinien“ (Seite 77) beschrieben.
Dynamische Ansprechwertumschaltung
Für jede Stufe kann ein alternativer Satz von Ansprechwerten eingestellt werden, auf
den während des Betriebes automatisch dynamisch umgeschaltet werden kann. Diese dynamische Umschaltung ist in Abschnitt 2.6 beschrieben.
Hier werden für die Stufen die alternativen Werte eingestellt, und zwar:
− für UMZ–Schutz 3I0:
Adresse !" für Ansprechwert "D33,
Adresse !" ! für Verzögerung UÃ"D33,
Adresse !" " für Ansprechwert "D3,
Adresse !" # für Verzögerung UÃ"D3;
− für AMZ–Schutz 3I0 nach IEC–Kennlinien:
Adresse !"! für Ansprechwert "Dƒ,
Adresse !"!! für Zeitmultiplikator UÃ"Dƒ;
− für AMZ–Schutz 3I0 nach ANSI–Kennlinien:
Adresse !"! für Ansprechwert "Dƒ,
Adresse !"!" für Zeitmultiplikator 9Ã"Dƒ.
Anwenderspezifizierbare Kennlinien
Für den abhängigen Überstromzeitschutz können Sie auch selber eine Auslöse- und
Rückfallkennlinie spezifizieren. Bei Parametrierung unter DIGSI ® 4 erhalten Sie hierzu ein Dialogfenster zur Eingabe von bis zu 20 Wertepaaren von Stromwert und Auslösezeit (Bild 2-58, Seite 86).
Die Vorgehensweise ist die gleiche wie bei den Phasenstromstufen beschrieben, siehe Abschnitt 2.4.2.1 unter Randtitel „Anwenderspezifizierbare Kennlinien“ (Seite 86).
Um eine anwenderspezifische Auslösekennlinie für Nullstrom definieren zu können,
muss bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges unter Adresse !" (Abschnitt
2.1.1) V6HaÃ"DÃ8C6S die Option 6rqr…Fry eingestellt sein. Wenn Sie
auch die Rückfallkennlinie bestimmen wollen, muss die Option Spxshyy eingestellt
sein.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
91
2 Funktionen
Einschaltstabilisierung
Unter den allgemeinen Einstellungen (Seite 89 unter „Allgemeines“) wurde die Einschaltstabilisierung unter Adresse !!! SVTCTU67Ã"D wirksam (@v) oder unwirksam (6ˆ†) gestellt. Sie ist inbesondere bei Transformatoren notwendig, wenn der
Überstromzeitschutz auf die geerdete Speiseseite wirkt. Die Funktionsparameter der
Einschaltstabilisierung werden hier unter „Inrush“ festgelegt.
Die Einschaltstabilisierung basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhandenen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung
!C6SHPIÃ"D (Adresse !!# ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = $ % eingestellt, das
in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort ein
kleinerer Wert eingestellt werden.
Überschreitet der Strom den in Adresse !!#! DÃDISÃH6YÃ"D eingestellten Wert,
findet keine Stabilisierung durch die 2. Harmonische mehr statt.
2.4.3
Parameterübersicht
In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von I N = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN =
5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren, Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
Phasenströme
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2001
U/AMZ PHASE
Ein
Aus
Aus
Überstromzeitschutz Phase
2002
RUSHSTAB. PHASE Ein
Aus
Aus
Einschaltrush-Stabilisierung
Phase
2008A
HAND-EIN PHASE
I>> unverzögert
I> unverzögert
Ip unverzögert
unwirksam
I>> unverzögert
Hand-Ein-Behandlung Phase
2011
I>>
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Anregestrom I>>
2012
T I>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T I>>
2013
I>
0.10..35.00 A; ∞
1.00 A
Anregestrom I>
2014
T I>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T I>
2111
I>>
0.10..35.00 A; ∞
10.00 A
Anregestrom I>>
2112
T I>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T I>>
2113
I>
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Anregestrom I>
2114
T I>
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Verzögerungszeit T I>
2021
Ip
0.10..4.00 A
1.00 A
Anregestrom Ip
92
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C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2022
T Ip
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T Ip
2023
D Ip
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D Ip
2024
RÜCKFALL
sofort
Disk Emulation
Disk Emulation
Rückfallverhalten des AMZ
2025
KENNLINIE IEC
Invers
Stark invers
Extrem invers
Langzeit invers
Invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
2026
KENNLINIE ANSI
Very inverse
Inverse
Short inverse
Long inverse
Moderately inverse
Extremely inverse
Definite inverse
Very inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
2121
Ip
0.10..4.00 A
1.50 A
Anregestrom Ip
2122
T Ip
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T Ip
2123
D Ip
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D Ip
2031
I/Ip Anr T/Tp
1.00..20.00 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Anregekennlinie I/Ip - TI/TIp
2032
I/Ip Rf T/Tp
0.05..0.95 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Rückfallkennlinie I/Ip - TI/TIp
2041
2.HARMON. PHASE 10..45 %
15 %
Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung
2042
I INR MAX PHASE
0.30..25.00 A
7.50 A
Maximaler Strom für Inrusherkennung
2043
CROSSBL. PHASE
Nein
Ja
Nein
Blockierung durch CrossblockFunktion
2044
T CROSSBL PHASE 0.00..180.00 s
0.00 s
Blockierungszeit der
Crossblock-Funktion
Nullstrom
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2201
U/AMZ 3I0
Ein
Aus
Aus
Überstromzeitschutz 3I0
2202
RUSHSTAB. 3I0
Ein
Aus
Aus
Einschaltrush-Stabilisierung 3I0
2208A
HAND-EIN 3I0
3I0>> unverzögert
3I0> unverzögert
3I0p unverzögert
unwirksam
3I0>> unverzögert
Hand-Ein-Behandlung 3I0
2211
3I0>>
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Anregestrom 3I0>>
2212
T 3I0>>
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Verzögerungszeit T 3I0>>
2213
3I0>
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Anregestrom 3I0>
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93
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2214
T 3I0>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T 3I0>
2311
3I0>>
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Anregestrom 3I0>>
2312
T 3I0>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T 3I0>>
2313
3I0>
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Anregestrom 3I0>
2314
T 3I0>
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Verzögerungszeit T 3I0>
2221
3I0p
0.05..4.00 A
0.20 A
Anregestrom 3I0p
2222
T 3I0p
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Zeitmultiplikator T 3I0p
2223
D 3I0p
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D 3I0p
2224
RÜCKFALL
sofort
Disk Emulation
Disk Emulation
Rückfallverhalten des AMZ
2225
KENNLINIE IEC
Invers
Stark invers
Extrem invers
Langzeit invers
Invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
2226
KENNLINIE ANSI
Very inverse
Inverse
Short inverse
Long inverse
Moderately inverse
Extremely inverse
Definite inverse
Very inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
2321
3I0p
0.05..4.00 A
1.00 A
Anregestrom 3I0p
2322
T 3I0p
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T 3I0p
2323
D 3I0p
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D 3I0p
2231
I/I0p AnrT/TI0p
1.00..20.00 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Anregekennlinie 3I0/3I0p - T3I0/
T3I0p
2232
I/I0p Rf T/TI0p
0.05..0.95 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Rückfallkennlinie 3I0/3I0p T3I0/T3I0p
2241
2.HARMON. 3I0
10..45 %
15 %
Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung
2242
I INR. MAX 3I0
0.30..25.00 A
7.50 A
Maximaler Strom für Inrusherkennung
2.4.4
Informationsübersicht
Allgemein
FNr.
Meldung
Erläuterung
01761 U/AMZ G-Anr
U/AMZ Generalanregung
01791 U/AMZ G-AUS
U/AMZ Generalauslösung
94
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C53000–G1100–C148–1
2.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Phasenströme
FNr.
Meldung
Erläuterung
01704 >U/AMZ Ph blk
>U/AMZ Blockierung U/AMZ Phasen
07571 >U/AMZPhInr blk
>U/AMZ Phase Inrushstab. blockieren
01751 U/AMZ Ph aus
U/AMZ Phasen ist ausgeschaltet
01752 U/AMZ Ph blk
U/AMZ Phasen ist blockiert
01753 U/AMZ Ph wrk
U/AMZ Phasen ist wirksam
07581 U/AMZ InrErk L1
U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L1
07582 U/AMZ InrErk L2
U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L2
07583 U/AMZ InrErk L3
U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L3
01843 U/AMZ CrossBlk
U/AMZ Inrush-Crossblockierung
01762 U/AMZ Anr L1
U/AMZ Anregung Phase L1
01763 U/AMZ Anr L2
U/AMZ Anregung Phase L2
01764 U/AMZ Anr L3
U/AMZ Anregung Phase L3
07565 U/AMZ InrAnr L1
U/AMZ Inrush Anregung Phase L1
07566 U/AMZ InrAnr L2
U/AMZ Inrush Anregung Phase L2
07567 U/AMZ InrAnr L3
U/AMZ Inrush Anregung Phase L3
01721 >U/AMZ I>> blk
>U/AMZ Blockierung Stufe I>>
01852 U/AMZ I>> blk
U/AMZ Blockierung Stufe I>>
01800 U/AMZ I>> Anr
U/AMZ Anregung Stufe I>>
01804 U/AMZ TI>> Abl
U/AMZ Zeit d. Stufe I>> abgelaufen
01805 U/AMZ I>> AUS
U/AMZ Auslösung Stufe I>>
01722 >U/AMZ I> blk
>U/AMZ Blockierung Stufe I>
01851 U/AMZ I> blk
U/AMZ Blockierung Stufe I>
01810 U/AMZ I> Anr
U/AMZ Anregung Stufe I>
07551 U/AMZ I> Inrush
U/AMZ Inrush Anregung Stufe I>
01814 U/AMZ TI> Abl
U/AMZ Zeit der Stufe I> abgelaufen
01815 U/AMZ I> AUS
U/AMZ Auslösung Stufe I>
01723 >U/AMZ Ip blk
>U/AMZ Blockierung Stufe Ip
01855 U/AMZ Ip blk
U/AMZ Blockierung Stufe Ip
01820 U/AMZ Ip Anr
U/AMZ Anregung Stufe Ip
07553 U/AMZ Ip Inrush
U/AMZ Inrush Anregung Stufe Ip
01824 U/AMZ TIp Abl
U/AMZ Zeit der Stufe Ip abgelaufen
01825 U/AMZ Ip AUS
U/AMZ Auslösung Stufe Ip
01860 U/AMZ Ph FehObj
U/AMZ Ph.Feh: nicht bei diesem Schutzobj
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
95
2 Funktionen
Nullstrom
FNr.
Meldung
Erläuterung
01741 >U/AMZ 3I0 blk
>U/AMZ Blockierung U/AMZ 3I0
07572 >U/AMZI0Inr blk
>U/AMZ 3I0 Inrushstab. blockieren
01748 U/AMZ 3I0 aus
U/AMZ 3I0 ist ausgeschaltet
01749 U/AMZ 3I0 blk
U/AMZ 3I0 ist blockiert
01750 U/AMZ 3I0 wrk
U/AMZ 3I0 ist wirksam
01766 U/AMZ Anr 3I0
U/AMZ Anregung 3I0
07568 U/AMZ InrAnr3I0
U/AMZ Inrush Anregung 3I0
01742 >U/AMZ 3I0>>blk
>U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>>
01858 U/AMZ 3I0>> blk
U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>>
01901 U/AMZ 3I0>> Anr
U/AMZ Anregung Stufe 3I0>>
01902 U/AMZ T3I0>>Abl
U/AMZ Zeit der Stufe 3I0>> abgelaufen
01903 U/AMZ 3I0>> AUS
U/AMZ Auslösung Stufe 3I0>>
01743 >U/AMZ 3I0> blk
>U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>
01857 U/AMZ 3I0> blk
U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>
01904 U/AMZ 3I0> Anr
U/AMZ Anregung Stufe 3I0>
07569 U/AMZ 3I0> Inr.
U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0>
01905 U/AMZ T3I0> Abl
U/AMZ Zeit der Stufe 3I0> abgelaufen
01906 U/AMZ 3I0> AUS
U/AMZ Auslösung Stufe 3I0>
01744 >U/AMZ 3I0p blk
>U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p
01859 U/AMZ 3I0p blk
U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p
01907 U/AMZ 3I0p Anr
U/AMZ Anregung Stufe 3I0p
07570 U/AMZ 3I0p Inr.
U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0p
01908 U/AMZ T3I0p Abl
U/AMZ Zeit der Stufe 3I0p abgelaufen
01909 U/AMZ 3I0p AUS
U/AMZ Auslösung Stufe 3I0p
01861 U/AMZ I0 FehObj
U/AMZ 3I0Feh: nicht bei diesem Schutzobj
96
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
2.5
Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
Der Überstromzeitschutz für Erdstrom ist immer dem Strommesseingang I7 des Gerätes zugeordnet. Er ist im Prinzip für beliebige Anwendung geeignet. Hauptanwendungsgebiet ist die direkte Erfassung eines Erdstromes zwischen Sternpunkt eines
Schutzobjektes und dessen Erder (daher seine Bezeichnung).
Der Schutz kann auch parallel zum Erdfehlerdifferentialschutz (Abschnitt 2.3) betrieben werden. Er arbeitet dann als Reserveschutz für Erdfehler auch außerhalb des
Schutzobjektes, die dort nicht rechtzeitig abgeschaltet werden. Ein Beispiel ist in Bild
2-60 dargestellt.
Der Überstromzeitschutz für Erdstrom besitzt zwei unabhängige Stufen (UMZ) und
eine abhängige Stufe (AMZ). Letztere kann wahlweise eine IEC–, eine ANSI– oder
eine anwenderspezifizierbare Kennlinie sein.
L1
IL1
L2
IL2
L3
ISt
I7
IL3
L1
L2
L3
Erdfehlerdifferentialschutz
7UT612
Überstromzeitschutz
für Erdstrom
Bild 2-60
Überstromzeitschutz als Reserveschutz für Erdfehlerdifferentialschutz
2.5.1
Funktionsbeschreibung
2.5.1.1
Unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ)
Die unabhängigen Überstromstufen (UMZ) für Erdstrom sind auch verfügbar, wenn
eine abhängige Kennlinie in Abschnitt 2.1.1 (Adresse !$) konfiguriert wurde.
Anregung,
Auslösung
Es sind zwei unabhängige Stufen für den Erdstrom möglich.
Für die IE>>–Stufe wird der am Strommesseingang I7 erfasste Strom mit dem Ansprechwert D@33 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit UÃD@33 wird das Auslösekommando abgegeben. Der
Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Ströme I > 0,3 · IN.
Bild 2-61 zeigt das Logikdiagramm für die Hochstromstufe IE>>.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
97
2 Funktionen
ÃC6I9@DIÃ@S9@
Q L
„1“
D
Q H
Q H
Q H
| H
| H
| H
&
Hand-EIN
(s. Bild 2-54)
D@33
FNr 1831
U/AMZ IE>> Anr
I7
I>>
&
ÃUÃD@33ÃÃ
T
&
FNr 1833
≥1
U/AMZ IE>> AUS
0
FNr 1832
U/AMZ TIE>> Abl
Messfreigabe
FNr 1724
FNr 1854
>U/AMZ IE>> blk
U/AMZ IE>> blk
FNr 1757
FNr 1714
U/AMZ E blk
>U/AMZ E blk
V6HaÃ@S9@
„1“
Bild 2-61
≥1
LQ
FNr 1758
U/AMZ E wrk
FNr 1756
U/AMZ E aus
Logikdiagramm der Hochstromstufe IE>> für Erdstrom
Der am Strommesseingang I7 erfasste Strom wird außerdem mit dem Einstellwert
D@3 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung
(siehe Abschnitt 2.5.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse
vorgenommen (Abschnitt 2.5.1.5). Abhängig von der Rusherkennung wird entweder
die normale Anregemeldung oder die entsprechenden Inrushmeldung ausgegeben.
Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit UÃD@3 wird ein Auslösekommando
abgegeben, sofern kein Rush vorliegt oder die Einschaltstabilisierung nicht wirksam
ist. Bei eingeschalteter Einschaltstabilisierung und Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird jedoch eine Meldung über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Ströme I >
0,3 · IN.
Bild 2-62 zeigt das Logikdiagramm für die Überstromstufe IE>.
Die Ansprechwerte jeder Stufe IE> und IE>> und die zugeordneten Verzögerungszeiten sind individuell einstellbar.
98
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
C6I9@DIÃ@S9@
Q L
„1“
D
Q H | H
Q H | H
Q H | H
(s. Bild 2-54)
&
Hand-EIN
FNr 7552
U/AMZ IE>Inrush
(s. Bild 2-64)
FNr 7564
Rusherk E
&
U/AMZ InrAnr E
&
U/AMZ Anr E
D@3
FNr 1765
I7
I>
FNr 1834
&
U/AMZ IE> Anr
UÃD@3Ã &
T
0
&
≥1
FNr 1836
U/AMZ IE> AUS
FNr 1835
U/AMZ TIE> Abl
FNr 1725
Messfreigabe
FNr 1853
U/AMZ IE> blk
>U/AMZ IE> blk
FNr 1714
FNr 1757
>U/AMZ E blk
U/AMZ E blk
V6HaÃ@S9@
≥1
FNr 1758
U/AMZ E wrk
FNr 1756
„1“
Bild 2-62
2.5.1.2
U/AMZ E aus
LQ
Logikdiagramm der Überstromstufe IE> für Erdstrom
Abhängiger Überstromzeitschutz (AMZ)
Die AMZ–Stufen arbeiten stets mit einer stromabhängigen Kennlinie, und zwar entweder nach IEC– oder nach ANSI–Normen oder nach einer anwenderspezifizierbaren
Kennlinie. Die Kennlinien und zugehörigen Formeln sind in den Technischen Daten
(Bilder 4-7 bis 4-9 in Abschnitt 4.4) dargestellt. Bei Konfigurierung einer der stromabhängigen Kennlinien können zusätzlich auch die unabhängigen Stufen IE>> und
IE> wirksam sein (siehe Abschnitt 2.5.1.1).
Anregung,
Auslösung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Der am Strommesseingang I7 erfasste Strom wird mit dem Einstellwert D@ƒ verglichen. Überschreitet ein Strom das 1,1-fache des Einstellwertes, regt die Stufe an und
wird gemeldet. Wird von der Einschaltstabilisierung (siehe Abschnitt 2.5.1.5) Gebrauch gemacht, so wird zunächst eine Frequenzanalyse vorgenommen (Abschnitt
2.5.1.5). Abhängig von der Rusherkennung wird entweder die normale Anregemeldung oder die entsprechenden Inrushmeldung ausgegeben. Für die Anregung wird
der Effektivwert der Grundschwingung herangezogen. Bei Anregung einer DEp–Stufe
wird aus dem fließenden Fehlerstrom je nach gewählter Auslösecharakteristik die
Auslösezeit mit einem integrierenden Messverfahren berechnet und nach Ablauf dieser Zeit ein Auslösekommando abgegeben, sofern kein Rush vorliegt oder die Einschaltstabilisierung nicht wirksam ist. Bei eingeschalteter Einschaltstabilisierung und
Erkennen eines Rushvorgangs erfolgt keine Auslösung, es wird jedoch eine Meldung
über den Ablauf der Zeitstufe abgesetzt.
99
2 Funktionen
Bild 2-63 zeigt das Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes.
C6I9@DIÃ@S9@
Q L
„1“
D
Q H | H
Q H | H
Q H | H
(s. Bild 2-54)
&
Hand-EIN
FNr 7554
U/AMZ IEpInrush
(s. Bild 2-64)
FNr 7564
Rusherk E
&
U/AMZ InrAnr E
&
U/AMZ Anr E
D@ƒ
FNr 1765
I7
F@IIGDID@ÃD@8
1,1I>
FNr 1837
&
U/AMZ IEp Anr
UÃD@ƒÃ
&
t
&
I
≥1
FNr 1839
U/AMZ IEp AUS
FNr 1838
U/AMZ TIEp Abl
Messfreigabe
FNr 1726
FNr 1856
U/AMZ IEp blk
>U/AMZ IEp blk
FNr 1714
FNr 1757
>U/AMZ E blk
U/AMZ E blk
V6HaÃ@S9@
≥1
FNr 1758
U/AMZ E wrk
FNr 1756
„1“
Bild 2-63
LQ
U/AMZ E aus
Logikdiagramm des abhängigen Überstromzeitschutzes (AMZ) für Erdstrom — dargestellt für IEC–Kennlinie
Rückfall bei IEC–
Kennlinien
Der Rückfall der angeregten Stufe erfolgt, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt die Zeit von vorn.
Rückfall bei ANSI–
Kennlinien
Bei den ANSI–Kennlinien können Sie wählen, ob der Rückfall der Stufe sofort nach
Unterschreiten einer Schwelle erfolgt oder mit einer Disk-Emulation. Sofort heißt, dass
die Anregung bei Unterschreiten von ca. 95 % des Ansprechwertes zurückfällt, und
bei erneuter Anregung die Ablaufzeit von vorn beginnt.
Bei der Disk-Emulation beginnt nach Abschalten des Stromes ein Rückfallprozess
(Rückzählen des Zeitzählers), der dem Zurückdrehen einer Ferraris–Scheibe entspricht (daher „Disk-Emulation“). Dadurch wird bei mehreren aufeinanderfolgenden
Fehlern die „Vorgeschichte“ infolge der Trägheit der Ferraris–Scheibe mitberücksichtigt und das Zeitablaufverhalten angepasst. Das Rückzählen beginnt bei Unterschreiten von 90 % des Einstellwertes entsprechend der Rückfallkennlinie der gewählten
Charakteristik. Im Bereich zwischen dem Rückfallwert (95 % des Ansprechwertes)
und 90 % des Einstellwertes ruhen sowohl Vorwärts- als auch Rückwärtszählung. Bei
Unterschreiten von 5 % des Einstellwertes wird der Rückfallprozess abgeschlossen,
d.h. bei erneuter Anregung beginnt die Ablaufzeit von vorn.
Die Disk-Emulation bringt Vorteile, wenn der Staffelplan des Überstromzeitschutzes
mit anderen im Netz befindlichen Geräten auf elektromagnetischer oder Induktionsbasis koordiniert werden muss.
100
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
Anwenderspezifizierbare Kennlinien
Bei der anwenderspezifizierbaren Kennlinie kann die Auslösekennlinie punktweise
definiert werden. Bis zu 20 Wertepaare von Strom und Zeit können eingetragen werden. Das Gerät approximiert daraus die Kennlinie durch lineare Interpolation.
Wahlweise kann zusätzlich die Rückfallkennlinie definiert werden. Funktionsbeschreibung siehe „Rückfall bei ANSI–Kennlinien“. Wird keine anwenderspezifizierbare
Rückfallkennlinie gewünscht, erfolgt der Rückfall, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes
unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt dann die Zeit von vorn.
2.5.1.3
Hand-Einschaltung
Beim Zuschalten des Leistungsschalters auf ein fehlerbehaftete Schutzobjekt wird üblicherweise ein möglichst schnelles Wiederabschalten des Schutzobjektes gewünscht. Hierzu kann die Verzögerung für eine beliebige Überstromstufe mittels des
Hand–Ein–Impulses umgangen werden; d.h., die entsprechende Stufe führt dann bei
Anregung zur unverzögerten Auslösung. Dieser Impuls ist um mindestens 300 ms
verlängert (Bild 2-54, Seite 79). Zu diesem Zweck wird bei der Hand–EIN–Steuerung
die Parametrierung der Adresse !#'6 C6I9@DIÃ@S9@ für die Reaktion des Gerätes im Fehlerfall berücksichtigt. Hierdurch wird bestimmt, welcher Ansprechwert mit
welcher Verzögerung wirksam ist, wenn der Leistungsschalter von Hand eingeschaltet wird.
2.5.1.4
Dynamische Ansprechwertumschaltung
Wie beim Überstromzeitschutz für Phasenströme und Nullstrom (Abschnitt 2.4) ist
auch beim Überstromzeitschutz für Erdstrom eine dynamische Ansprechwertumschaltung möglich. Diese ist allen Überstromzeitstufen gemeinsam und wird in Abschnitt 2.6 beschrieben. Die alternativen Ansprechwerte selber können für jede Stufe
des Überstromzeitschutzes individuell eingestellt werden.
2.5.1.5
Einschaltstabilisierung
Auch der Erdstrom-Überstromzeitschutz verfügt über eine Einschaltstabilisierung, die
ein Ansprechen der IE>– bzw. IEp–Stufen (nicht IE>>) auf den Einschalt-Rush eines
Transformators unterbinden.
Überschreitet der Gehalt an zweiter Harmonischer im gemessenen Erdstrom eine einstellbare Schwelle, wird die Auslösung verhindert.
Die Einschaltstabilisierung hat eine obere Grenze: Oberhalb eines (einstellbaren)
Stromwertes ist sie nicht mehr wirksam, da es sich dann nur um einen inneren stromstarken Kurzschluss handeln kann. Die untere Grenze ist die Arbeitsgrenze der Harmonischen-Filter (0,2 IN).
Bild 2-64 zeigt ein vereinfachtes Logikdiagramm.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
101
2 Funktionen
!C6SHPIÃ@S9@
fN
IE
&
2f N
Rusherk. E
E
DÃDISÃH6YÃ@S9@ FNr 07573
>U/AMZ EInr blk
SVTCTU67Ã@S9@
„1“
Bild 2-64
2.5.2
Messfreigabe
≥1
LQ
Logikdiagramm der Einschaltstabilisierung
Einstellhinweise
Allgemeines
Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 16) wurde unter Adresse !$ die Kennlinienart festgelegt. Hier sind nur die
Einstellungen verfügbar, die für die entsprechende Kennlinienwahl gelten. Die unabhängigen Stufen IE>> und IE> sind immer verfügbar.
Unter Adresse !# V6HaÃ@S9@ kann der Überstromzeitschutz für Erdstrom @voder 6ˆ†geschaltet werden.
Adresse !#'6 C6I9@DIÃ@S9@ bestimmt, welche der Erdstromstufen bei einer erkannten Hand-Einschaltung unverzögert wirksam werden soll. Die Einstellungen
D@33ˆ‰r…“|tr…‡ und D@3ȁ‰r…“|tr…‡ sind unabhängig von der gewählten
Kennlinienart möglich; D@ƒÃˆ‰r…“|tr…‡ ist nur möglich, wenn auch eine der abhängigen Stufen projektiert ist. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Bei Einsatz auf der Speiseseite eines Transformators wählen Sie hier die höhere Stufe IE>>, die nicht durch den Einschaltrush ansprechen kann, sofern Sie nicht sogar die
Hand-Ein-Behandlung ˆv…x†h€ schalten.
Unter Adresse !#! SVTCTU67Ã@S9@ bestimmen Sie, ob die Einschaltstabilisierung
(Rush-Stabilisierung mit 2. Harmonischer) wirksam sein soll. Stellen Sie @v ein,
wenn der Überstromzeitschutzes auf der Speiseseite eines geerdeten Transformators
eingesetzt ist. Ansonsten kann die Einstellung 6ˆ† bleiben.
Hochstromstufen
IE>>
Die Stufe D@33 (Adresse !# ) ergibt zusammen mit der IE>–Stufe oder der IEp–Stufe eine zweistufige Kennlinie. Wird sie nicht benötigt, stellen Sie den Ansprechwert auf
∞ ein. Die Stufe D@33 arbeitet immer mit einer definierten Verzögerung.
Diese Strom- und Zeiteinstellung sollen nicht bei Schaltvorgängen ansprechen. Nutzen Sie diese Stufe, wenn Sie eine mehrstufige Kennlinie zusammen mit der unten
behandelten IE>–Stufe bzw. der IEp–Stufe realisieren wollen. Sie können in einem gewissen Grade auch eine Stromstaffelung erreichen wie bei den entsprechenden Stufen des Überstromzeitschutzes für Phase- und Nullströme (Abschnitt 2.4.2), müssen
hier aber mit den Nullsystemgrößen rechnen.
102
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
In den meisten Fällen arbeitet diese Stufe unverzögert. Mittels Adresse !#
können Sie jedoch eine Zeitverzögerung erreichen.
! UÃD@33
Die eingestellte Zeit ist eine reine Zusatzverzögerungszeit, die die Eigenzeit (Messzeit, Rückfallzeit) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt werden.
Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet.
Wird die Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch
eine Auslösung.
Überstromstufe IE>
Mittels der Überstromstufe D@3 (Adresse !# ") können Sie Erdkurzschlüsse auch mit
kleinen Fehlerströmen erfassen. Da der Sternpunktstrom von einem einzigen Stromwandler herrührt, ist er nicht durch Summationseffekte infolge von unterschiedlichen
Stromwandlerfehlern beeinflusst, wie der aus den Phasenströmen gewonnene Nullstrom. Sie können daher sehr empfindlich einstellen. Bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der
Harmonischen-Filterung). Sehr empfindliche Einstellung kann daher eine erhöhte
Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.
Da diese Stufe auch bei Erdfehlern im Netz anregt, müssen Sie die Zeitverzögerung
(Adresse !# # UÃD@3) mit dem Staffelplan des Netzes für Erdfehler koordinieren. Da
sich bei Transformatoren mit getrennten Wicklungen eine galvanische Entkopplung
der Nullsysteme der angeschlossenen Netzteile ergibt, können Sie meist kürzere Auslösezeiten als für Phasenströme einstellen.
Die eingestellte Zeit ist eine reine Zusatzverzögerungszeit, die die Eigenzeit (Messzeit, Rückfallzeit) nicht einschließt. Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestellt werden.
Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet.
Wird die Ansprechschwelle auf ∞ gestellt, gibt es weder eine Anregemeldung noch
eine Auslösung.
Überstromstufe IEp
bei IEC–Kennlinien
Bei der stromabhängigen Stufe können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt
2.1.1, Adresse !$), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den IEC–Kennlinien (Adresse !$ V6HaÃ@S9@Ã8C6S = VHa6HaÃD@8) stehen unter Adresse !#!$
F@IIGDID@ÃD@8 zur Verfügung:
D‰r…† (inverse, Typ A nach IEC 60255–3),
T‡h…xÃv‰r…† (very inverse, Typ B nach IEC 60 255–3),
@‘‡…r€Ãv‰r…† (extremely inverse, Typ C nach IEC 60255–3), und
Ght“rv‡Ãv‰r…† (longtime, Typ B nach IEC 60255–3).
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bild 4-7).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ–Auslösecharakteristik zwischen Anregewert
und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine
Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes. Der Rückfall erfolgt bei Unterschreiten von 95 % des Anregewertes.
Mittels der Überstromstufe D@ƒ (Adresse !#! ) können Sie Erdkurzschlüsse auch mit
kleinen Fehlerströmen erfassen. Da der Sternpunktstrom von einem einzigen Stromwandler herrührt, ist er nicht durch Summationseffekte infolge von unterschiedlichen
Stromwandlerfehlern beeinflusst, wie der aus den Phasenströmen gewonnene Nullstrom. Sie können daher sehr empfindlich einstellen. Bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der
Harmonischen-Filterung). Sehr empfindliche Einstellung kann daher eine erhöhte
Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.
Da diese Stufe auch bei Erdfehlern im Netz anregt, müssen Sie den Zeitmultiplikator
(Adresse !#!! UÃD@ƒ) mit dem Staffelplan des Netzes für Erdfehler koordinieren. Da
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
103
2 Funktionen
sich bei Transformatoren mit getrennten Wicklungen eine galvanische Entkopplung
der Nullsysteme der angeschlossenen Netzteile ergibt, können Sie meist kürzere Auslösezeiten als für Phasenströme einstellen.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die IEp–Stufe überhaupt
nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt
2.1.1) Adresse !$ V6HaÃ@S9@Ã8C6S = VHaÂurÃ6Ha.
Überstromstufe IEp
bei ANSI–Kennlinien
Bei den stromabhängigen Stufen können, abhängig von der Konfigurierung (Abschnitt
2.1.1, Adresse !$), verschiedene Kennlinien gewählt werden. Bei den ANSI–Kennlinien (Adresse !$ V6HaÃ@S9@Ã8C6S = VHa6HaÃ6ITD) stehen unter Adresse
!#!% F@IIGDID@Ã6ITD zur Verfügung:
9rsvv‡rÃv‰,
@‘‡…r€ry’Ãv‰,
D‰r…†r,
G‚tÃv‰r…†r,
H‚qr…h‡ry’Ãv‰,
Tu‚…‡Ãv‰r…†r und
Wr…’Ãv‰r…†r.
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bilder 4-8 und 4-9).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer AMZ–Auslösecharakteristik zwischen Anregewert
und Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine
Anregung erfolgt erst beim Fließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes.
Mittels der Überstromstufe D@ƒ (Adresse !#! ) können Sie Erdkurzschlüsse auch mit
kleinen Fehlerströmen erfassen. Da der Sternpunktstrom von einem einzigen Stromwandler herrührt, ist er nicht durch Summationseffekte infolge von unterschiedlichen
Stromwandlerfehlern beeinflusst, wie der aus den Phasenströmen gewonnene Nullstrom. Sie können daher sehr empfindlich einstellen. Bedenken Sie, dass die Einschaltstabilisierung erst ab 20 % Nennstrom arbeiten kann (untere Arbeitsgrenze der
Harmonischen-Filterung). Sehr empfindliche Einstellung kann daher eine erhöhte
Verzögerung ratsam machen, wenn die Einschaltstabilisierung verwendet wird.
Da diese Stufe auch bei Erdfehlern im Netz anregt, müssen Sie die den Zeitmultiplikator (Adresse !#!" 9ÃD@ƒ) mit dem Staffelplan des Netzes für Erdfehler koordinieren. Da sich bei Transformatoren mit getrennten Wicklungen eine galvanische Entkopplung der Nullsysteme der angeschlossenen Netzteile ergibt, können Sie meist
kürzere Auslösezeiten als für Phasenströme einstellen.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die IEp–Stufe überhaupt
nicht benötigt, wählen Sie bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt
2.1.1) Adresse !$ V6HaÃ@S9@Ã8C6S = VHaÂurÃ6Ha.
Wenn Sie unter Adresse !#!# Sh8FA6GG die 9v†xÃr€ˆyh‡v‚ einstellen, so erfolgt
der Rückfall gemäß der Rückfallkennlinie, wie in Abschnitt 2.5.1.2 unter „Rückfall bei
ANSI–Kennlinien“ (Seite 100) beschrieben.
Dynamische Ansprechwertumschaltung
Für jede Stufe kann ein alternativer Satz von Ansprechwerten eingestellt werden, auf
den während des Betriebes automatisch dynamisch umgeschaltet werden kann. Diese dynamische Umschaltung ist in Abschnitt 2.6 beschrieben.
Hier werden für die Stufen die alternativen Werte eingestellt, und zwar:
104
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
− für UMZ–Schutz IE:
Adresse !$ für Ansprechwert D@33,
Adresse !$ ! für Verzögerung UÃD@33,
Adresse !$ " für Ansprechwert D@3,
Adresse !$ # für Verzögerung UÃD@3;
− für AMZ–Schutz IE nach IEC–Kennlinien:
Adresse !$! für Ansprechwert D@ƒ,
Adresse !$!! für Zeitmultiplikator UÃD@ƒ;
− für AMZ–Schutz IE nach ANSI–Kennlinien:
Adresse !$! für Ansprechwert D@ƒ,
Adresse !$!" für Zeitmultiplikator 9ÃD@ƒ.
Anwenderspezifizierbare Kennlinien
Für den abhängigen Überstromzeitschutz können Sie auch selber eine Auslöse- und
Rückfallkennlinie spezifizieren. Bei Parametrierung unter DIGSI ® 4 erhalten Sie hierzu ein Dialogfenster zur Eingabe von bis zu 20 Wertepaaren von Stromwert und Auslösezeit (Bild 2-58, Seite 86).
Die Vorgehensweise ist die gleiche wie bei den Phasenstromstufen beschrieben, siehe Abschnitt 2.4.2.1 unter Randtitel „Anwenderspezifizierbare Kennlinien“.
Um eine anwenderspezifische Auslösekennlinie für Erdstrom definieren zu können,
muss bei der Konfigurierung des Funktionsumfanges unter Adresse !$ (Abschnitt
2.1.1) V6HaÃ@S9@Ã8C6S die Option 6rqr…Fry eingestellt sein. Wenn Sie
auch die Rückfallkennlinie bestimmen wollen, muss die Option Spxshyy eingestellt
sein.
Einschaltstabilisierung
Unter den allgemeinen Einstellungen (Seite 102 unter „Allgemeines“) wurde die Einschaltstabilisierung unter Adresse !#! SVTCTU67Ã@S9@ wirksam (@v) oder unwirksam (6ˆ†) gestellt. Sie ist nur bei Transformatoren sinnvoll, wenn die geerdete
Wicklung auf der geerdete Speiseseite liegt. Die Funktionsparameter der Einschaltstabilisierung werden hier unter „Inrush“ festgelegt.
Die Einschaltstabilisierung basiert auf der Bewertung der im Einschaltrush vorhandenen 2. Harmonischen. Das Verhältnis 2. Harmonischer zur Grundschwingung
!C6SHPIÃ@S9@ (Adresse !## ) ist bei Lieferung auf I2fN/IfN = $ % eingestellt,
das in der Regel unverändert übernommen werden kann. Um im Ausnahmefall bei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen stärker stabilisieren zu können, kann dort
ein kleinerer Wert eingestellt werden.
Überschreitet der Strom den in Adresse !##! DÃDISÃH6YÃ@S9@ eingestellten Wert,
findet keine Stabilisierung durch die 2. Harmonische mehr statt.
2.5.3
Parameterübersicht
In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN =
5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren, Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
105
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2401
U/AMZ ERDE
Ein
Aus
Aus
Überstromzeitschutz Erde
2402
RUSHSTAB. ERDE Ein
Aus
Aus
Einschaltrush-Stabilisierung Erde
2408A
HAND-EIN ERDE
IE>> unverzögert
IE> unverzögert
IEp unverzögert
unwirksam
IE>> unverzögert
Hand-Ein-Behandlung Erde
2411
IE>>
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Anregestrom IE>>
2412
T IE>>
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Verzögerungszeit T IE>>
2413
IE>
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Anregestrom IE>
2414
T IE>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T IE>
2511
IE>>
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Anregestrom IE>>
2512
T IE>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T IE>>
2513
IE>
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Anregestrom IE>
2514
T IE>
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Verzögerungszeit T IE>
2421
IEp
0.05..4.00 A
0.20 A
Anregestrom IEp
2422
T IEp
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Zeitmultiplikator T IEp
2423
D IEp
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D IEp
2424
RÜCKFALL
sofort
Disk Emulation
Disk Emulation
Rückfallverhalten des AMZ
2425
KENNLINIE IEC
Invers
Stark invers
Extrem invers
Langzeit invers
Invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
2426
KENNLINIE ANSI
Very inverse
Inverse
Short inverse
Long inverse
Moderately inverse
Extremely inverse
Definite inverse
Very inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
2521
IEp
0.05..4.00 A
1.00 A
Anregestrom IEp
2522
T IEp
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T IEp
2523
D IEp
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D IEp
2431
I/IEp Anr T/TEp
1.00..20.00 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Anregekennlinie IE/IEp - TIE/TIEp
2432
I/IEp Rf T/TEp
0.05..0.95 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Rückfallkennlinie IE/IEp - TIE/TIEp
2441
2.HARMON. ERDE 10..45 %
15 %
Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung
2442
I INR. MAX ERDE
7.50 A
Maximaler Strom für Inrusherkennung
106
0.30..25.00 A
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
2.5.4
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
01714 >U/AMZ E blk
>U/AMZ Blockierung U/AMZ Erde
07573 >U/AMZ EInr blk
>U/AMZ Erde Inrushstab. blockieren
01756 U/AMZ E aus
U/AMZ Erde ist ausgeschaltet
01757 U/AMZ E blk
U/AMZ Erde ist blockiert
01758 U/AMZ E wrk
U/AMZ Erde ist wirksam
07585 U/AMZ InrErk E
U/AMZ Erkennung Inrush Erde
01765 U/AMZ Anr E
U/AMZ Anregung Erde
07564 U/AMZ InrAnr E
U/AMZ Inrush Anregung Erde
01724 >U/AMZ IE>> blk
>U/AMZ Blockierung Stufe IE>>
01854 U/AMZ IE>> blk
U/AMZ Blockierung Stufe IE>>
01831 U/AMZ IE>> Anr
U/AMZ Anregung Stufe IE>>
01832 U/AMZ TIE>> Abl
U/AMZ Zeit der Stufe IE>> abgelaufen
01833 U/AMZ IE>> AUS
U/AMZ Auslösung Stufe IE>>
01725 >U/AMZ IE> blk
>U/AMZ Blockierung Stufe IE>
01853 U/AMZ IE> blk
U/AMZ Blockierung Stufe IE>
01834 U/AMZ IE> Anr
U/AMZ Anregung Stufe IE>
07552 U/AMZ IE>Inrush
U/AMZ Inrush Anregung Stufe IE>
01835 U/AMZ TIE> Abl
U/AMZ Zeit der Stufe IE> abgelaufen
01836 U/AMZ IE> AUS
U/AMZ Auslösung Stufe IE>
01726 >U/AMZ IEp blk
>U/AMZ Blockierung Stufe IEp
01856 U/AMZ IEp blk
U/AMZ Blockierung Stufe IEp
01837 U/AMZ IEp Anr
U/AMZ Anregung Stufe IEp
07554 U/AMZ IEpInrush
U/AMZ Inrush Anregung Stufe IEp
01838 U/AMZ TIEp Abl
U/AMZ Zeit der Stufe IEp abgelaufen
01839 U/AMZ IEp AUS
U/AMZ Auslösung Stufe IEp
7UT612 Handbuch
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107
2 Funktionen
2.6
Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz
Es kann notwendig sein, die Ansprechschwellen eines Überstromzeitschutzes dynamisch anzuheben, wenn Anlagenteile nach längerer spannungsloser Pause beim Einschalten einen erhöhten Leistungsbedarf aufweisen (z.B. Klimaanlagen, Heizungen,
Motoren). Damit kann vermieden werden, die Ansprechschwellen mit Rücksicht auf
derartige Einschaltbedingungen generell zu erhöhen.
Hinweis:
Die dynamische Ansprechwertumschaltung ist nicht zu verwechseln mit der Umschaltmöglichkeit der vier Parametergruppen A bis D, sondern ist zusätzlich zu dieser
vorhanden.
Die dynamische Ansprechwertumschaltung wirkt auf die in den vorgenannten Abschnitten 2.4 und 2.5 beschriebenen Überstromzeitschutzfunktionen. Für jede Stufe
kann ein Satz alternativer Ansprechwerte eingestellt werden, auf den dynamisch umgeschaltet wird.
2.6.1
Funktionsbeschreibung
Zum Erkennen der ausgeschalteten Anlage stehen wahlweise zwei Kriterien zur Verfügung:
• Die Stellung des Leistungsschalters wird dem Gerät über Binäreingaben mitgeteilt.
• Es wird das Unterschreiten einer einstellbaren Stromschwelle benutzt.
Für den Überstromzeitschutz für Phasenströme (Abschnitt 2.4) und den Überstromzeitschutz für Nullstrom (Abschnitt 2.4) kann jeweils eines dieser Kriterien gewählt
werden. Die Zuordnung der Messstelle für die Strommessung bzw. des Leistungsschalterhilfskontaktes für das Leistungsschalterkriterium zur entsprechenden Seite
des Schutzobjektes wird vom Gerät automatisch vorgenommen. Der Überstromzeitschutz für Erdstrom (Abschnitt 2.5) erlaubt nur dann das Leistungsschalterkriterium,
wenn er einer bestimmten Seite des Schutzobjektes zugeordnet ist (Adresse ',
siehe auch Abschnitt 2.1.1 unter Randtitel „Besonderheiten“, Seite 16); ansonsten
wird nur das Stromkriterium verwendet.
Ist nach dem gewählten Kriterium die Spannungslosigkeit der Anlage festgestellt, werden nach Ablauf einer parametrierbaren Unterbrechungszeit UÃVIU@S7S@8CVIB bei
Verwendung der dynamischen Ansprechwertumschaltung die erhöhten Schwellen
wirksam. Bild 2-66 zeigt das Logikdiagramm der dynamischen Ansprechwertumschaltung. Beim Einschalten der Anlage (Eingangsinformation erhält das Gerät über Binäreingang oder durch das Überschreiten der Stromschwelle der Seite, welcher die entsprechende Überstromzeitschutzfunktion zugeordnet ist) läuft eine Zeitstufe UÃq’
Q6SÃXDSF an, nach deren Ablauf wieder auf die Normalwerte zurückgeschaltet wird.
Diese Zeit kann verkürzt werden, wenn die Stromwerte nach dem Anlauf, also bei geschlossenem Leistungsschalter, für eine einstellbare Zeit UÃq’Q6SÃSh8F unter
sämtliche Normal-Ansprechwerte zurückfallen. Die Startbedingung der Schnellrückfallzeit setzt sich aus der Veroderung der Rückfallbedingungen aller Überstromzeitstufen zusammen. Bei Einstellung von UÃq’Q6SÃSh8F auf ∞ oder aktiver Binär-
108
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz
eingabe „3q’Qh…Ãxˆ…“iyx“ entfällt der Vergleich mit den „normalen“ Grenzen, die
Funktion ist inaktiv, eine eventuell laufende Schnellrückfallzeit wird zurückgesetzt.
Steht eine Anregung der Überstromstufen während des Ablaufs der Zeit UÃq’Q6SÃ
XDSF an, so läuft der Störfall generell mit den dynamischen Ansprechwerten bis zum
Anregerückfall zu Ende. Erst anschließend erfolgt die Zurückschaltung auf die „normalen“ Ansprechwerte.
Die Aktivierung des Binäreingangs „3q’Qh…Ãiyx“ hat ein Rücksetzen aller laufenden Zeiten und ein sofortiges Zurückschalten auf die „normalen“ Ansprechwerte zur
Folge. Erfolgt die Blockierung während eines laufenden Störfalls mit dynamischen Ansprechwerten, so werden alle Überstromzeitschutz–Zeiten gestoppt und ggf. mit ihren
„normalen“ Zeiten erneut gestartet.
Leistungsschalter
geschlossen
offen
UÃVIU@S7S@8CVIB
Adresse &
„Unterbrechungszeit“
„Unterbrechungszeit“
UÃq’Q6SÃXDSF
Adresse & !
„Wirkzeit“
mögliche Verkürzung
der dyn. Umschaltung
durch T dynPAR.RÜCK.
Dynamische Umschaltung
wirksam
unwirksam
UÃq’Q6SÃSh8F
& "
Adresse
„Schnellrückfallzeit“
„Normale“
Anregegrenzen
Anregung
Rückfall
erhöhter Leistungsbedarf nach längerer spannungsloser Pause
Bild 2-65
Auslösung, wenn nach Ablauf
der Wirkzeit noch immer erhöhter Leistungsbedarf besteht
Zeitabläufe der dynamischen Ansprechwertumschaltung
7UT612 Handbuch
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109
2 Funktionen
Beim Einschalten bzw. Hochlaufen des Schutzgerätes wird bei geöffnetem Leistungsschalter die Zeit UÃVIU@S7S@8CVIB gestartet und es wird zunächst mit den „normalen“ Ansprechwerte gearbeitet. Ist der Leistungsschalter geschlossen, wird mit „normalen“ Schwellen verglichen.
Bild 2-65 zeigt die Zeitabläufe, Bild 2-66 das Logikdiagramm der dynamischen Ansprechwertumschaltung.
FNr 1730
FNr 1995
>dynPar blk
dynPar blk
FNr 1996
q’Q6SVHT8C
≥1
@v
6ˆ†
„1“
dynPar wirksam
FNr 1994
dynPar aus
>LS1 geschl. rang.
>LS1 offen rangiert
≥1
&
Messfreigabe
FNr 410
>LS1 Pos.Ein 3p
FNr 411
ÃUÃVIU@S7S@8CVIB
≥1
>LS1 Pos.Aus 3p
&
≥1
Leistungsschalter offen
T
0
Ãq’Q6STU6SUÃQu
FNr 1999
dynPar 3I0aktiv
GT²Q‚†v‡v‚
T‡…‚€x…v‡r…vˆ€
„1“
FNr 2000
6 4
&
GTÃTrv‡rà ÃD3
Max. von
IL1, IL2, IL3
FNr 1998
dynPar Ph aktiv
5
&
dynPar E aktiv
Benutzung der dyn.
Parameter in den
ÜberstromzeitschutzFunktionen
Ι<
UÃq’Q6SXDSF
Anregung
T
Überschreitung einer der dynamischen Schwellen des
Überstromzeitschutzes (Adressblöcke 20, 22 und 24)
UÃq’Q6SSh8FÃ
Überschreitung einer der „normalen“
Schwellen des Überstromzeitschutzes
&
Anregung
0
T
≥1
0
FNr. 1731
>dynPar kurzblk
Bild 2-66
110
Logikdiagramm der dynamischen Ansprechwertumschaltung — Beispiel für Überstromzeitschutz für Phasenströme und dargestellt für Seite 1
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.6 Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz
2.6.2
Einstellhinweise
Allgemeines
Die dynamische Ansprechwertumschaltung kann nur wirken, wenn sie bei der Konfigurierung unter Adresse & q’Q6SVHT8C = ‰‚…uhqr eingestellt wurde. Wird
die Funktion nicht benötigt, wird vpu‡Ã‰‚…uhqr eingestellt. Unter Adresse &
q’Q6SVHT8C kann die Funktion @v- oder 6ˆ†geschaltet werden.
Umschaltkriterien
Für Schutzfunktionen, die eine dynamische Umschaltung zulassen, können Sie die
Kriterien für die Umschaltung einstellen. Sie können das Stromkriterium T‡…‚€x…v
‡r…vˆ€ oder das Leistungsschalterkriterium GTQ‚†v‡v‚ wählen:
Adresse
Adresse
&! q’Q6STU6SUÃQu für Überstromzeitschutz für Phasenströme,
&" q’Q6STU6SU"D für Überstromzeitschutz für Nullstrom.
Beim Stromkriterium wird jeweils der Strom der Seite erfasst, welcher die entsprechende Schutzfunktion zugeordnet ist. Bei Schalterkriterium muss der Hilfskontakt
des Leistungsschalters der entsprechenden Seite an den entsprechenden Binäreingang des Gerätes geführt und rangiert sein.
Der Überstromzeitschutz für Erdstrom erlaubt nur das Stromkriterium, da er keinem
Leistungsschalter zugeordnet ist (Adresse &# q’Q6STU6SUÃ@ immer = T‡…‚€
x…v‡r…vˆ€).
Zeitstufen
Für die Zeitstufen UÃVIU@S7S@8CVIB (Adresse & ), UÃq’Q6SÃXDSF (Adresse
& !) und UÃq’Q6SÃSh8F (Adresse & ") können keine allgemein verbindlichen
Einstellhinweise gegeben werden. Sie müssen an die örtlichen Gegebenheiten angepasst sein und so gewählt werden, dass Abschaltungen bei zulässigen kurzzeitigen
Überbeanspruchungen während eines Hochfahrvorgangs vermieden werden.
Alternative Ansprechwerte
Die alternativen Ansprechwerte selber, auf die von den Kriterien der dynamischen
Umschaltung umgeschaltet werden soll, wurden bei den einzelnen Überstromzeitschutzstufen eingestellt.
2.6.3
Adr.
Parameterübersicht
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
1701
dynPAR.UMSCH.
Aus
Ein
Aus
dynamische Parameterumschaltung
1702
dynPAR.START Ph
Stromkriterium
LS-Position
Stromkriterium
Startbedingung für dyn.
Paraumsch. Phase
1703
dynPAR.START3I0
Stromkriterium
LS-Position
Stromkriterium
Startbedingung für dyn.
Paraumsch. 3I0
1704
dynPAR.START E
Stromkriterium
LS-Position
Stromkriterium
Startbedingung für dyn.
Paraumsch. Erde
1711
T UNTERBRECHUNG
0..21600 s
3600 s
Unterbrechungszeit
7UT612 Handbuch
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111
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
1712
T dynPAR. WIRK
1..21600 s
3600 s
Wirkzeit für dyn. Parameterumschaltung
1713
T dynPAR. RÜCK.
1..600 s; ∞
600 s
Schnellrückfallzeit
2.6.4
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
01730 >dynPar blk
>dyn. Parameterumschaltung blockieren
01731 >dynPar kurzblk
>dyn. Parumsch. Schnellrückf. blockieren
01994 dynPar aus
dyn. Parameterumsch. ist ausgeschaltet
01995 dynPar blk
dyn. Parameterumschaltung ist blockiert
01996 dynPar wirksam
dyn. Parameterumschaltung ist wirksam
01998 dynPar Ph aktiv
dyn. Parameterumschalt. Phase ist aktiv
01999 dynPar 3I0aktiv
dyn. Parameterumschalt. 3I0 ist aktiv
02000 dynPar E aktiv
dyn. Parameterumschalt. Erde ist aktiv
112
7UT612 Handbuch
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2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz
2.7
Einphasiger Überstromzeitschutz
Der einphasige Überstromzeitschutz kann wahlweise dem Strommesseingang I7 oder
I8 des Gerätes zugeordnet werden. Er ist im Prinzip für beliebige Anwendung geeignet. Bei Anschluss an I8 ist eine sehr empfindliche Einstellung möglich (ab 3 mA am
Strommesseingang des Gerätes).
Anwendungsbeispiele sind ein Hochimpedanz-Differentialschutz oder ein empfindlicher Kesselschutz. Diese sind als Standard-Applikationsbeispiele in den folgenden
Abschnitten besonders behandelt: Abschnitt 2.7.2 für den Hochimpedanz-Differentialschutz, Abschnitt 2.7.3 für den empfindlichen Kesselschutz.
Der einphasige Überstromzeitschutz besitzt zwei unabhängige verzögerbare Stufen
(UMZ), die beliebig kombiniert werden können. Wenn Sie nur eine Stufe benötigen,
stellen Sie die nicht benötigte auf ∞ ein.
2.7.1
Funktionsbeschreibung
Der zu erfassende Strom wird mittel numerischer Algorithmen gefiltert. Wegen der
möglicherweise hohen Empfindlichkeit ist ein besonders schmalbandiges Filter gewählt.
Für die einphasige I>>–Stufe wird der am projektierten Strommesseingang (I7 oder I8)
erfasste Strom mit dem Ansprechwert D33 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit UÃD33 wird das Auslösekommando abgegeben. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Ströme I > 0,3 · IN.
Für die einphasige I>–Stufe wird der am projektierten Strommesseingang erfasste
Strom mit dem Ansprechwert D3 verglichen und bei Überschreiten gemeldet. Nach
Ablauf der zugehörigen Verzögerungszeit UÃD3 wird das Auslösekommando abgegeben. Der Rückfallwert liegt bei etwa 95 % des Ansprechwertes für Ströme I > 0,3 · IN.
Beide Stufen zusammen ergeben also eine zweistufigen Schutz nach Bild 2-67.
t
Auslösung
UÃD3
UÃD33
D3
Bild 2-67
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D33
I
Zweistufige Kennlinie des einphasigen Überstromzeitschutzes
113
2 Funktionen
Bei sehr hohen Strömen kann das Stromfilter umgangen werden, um zu einer kurzen
Auslösezeit zu kommen. Dies geschieht automatisch immer dann, wenn der Momentanwert des Stromes den Einstellwert der I>>–Stufe um mindesten den Faktor 2 · √2
überschreitet.
Bild 2-68 zeigt das Logikdiagramm des einphasigen Überstromzeitschutzes.
VHaà QC6TDB I7
I8
D33
vpu‡ ‚…u qr
ˆr€ s Xqy &
r€ s Xqy '
I>>
FNr 5977
≥1
UMZ-1phI>> Anr
UÃD33Ã
2·√2·I>>
&
T
FNr 5979
0
Messfreigabe
UMZ-1phI>> AUS
≥1
FNr 5971
UMZ-1ph G-Anr
FNr 5967
FNr 5953
UMZ-1phI>> blk
>UMZ-1phI>> blk
FNr 5951
FNr 5962
UMZ-1ph block
>UMZ-1ph block
FNr 5963
VHaà ƒuh†vt
≥1
UMZ-1ph wirksam
FNr 5961
6ˆ†
@v
„1“
UMZ-1ph aus
Messfreigabe
FNr 5972
≥1
D3
UMZ-1ph G-AUS
FNr 5974
UMZ-1phI> Anr
I>
UÃD3Ã
&
0
FNr 5975
UMZ-1phI> AUS
FNr 5952
FNr 5966
>UMZ-1phI> blk
UMZ-1phI> blk
Bild 2-68
114
T
Logikdiagramm des einphasigen Überstromzeitschutzes — Bespiel für Erfassung des einphasigen Stromes
an Messeingang I8
7UT612 Handbuch
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2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz
2.7.2
Hochimpedanz-Differentialschutz
Applikationsbeispiel
Beim Hochimpedanzverfahren arbeiten alle Stromwandler an den Grenzen des
Schutzbereiches parallel auf einen gemeinsamen, relativ hochohmigen, Widerstand
R, dessen Spannung gemessen wird. Beim 7UT612 geschieht die Spannungsmessung durch Erfassung des Stromes durch den (externen) Widerstand R am empfindlichen Strommesseingang I8.
Die Stromwandler müssen gleichen Typs sein und zumindest einen eigenen Kern für
den Hochimpedanz-Differentialschutz aufweisen. Insbesondere müssen sie gleiche
Übersetzung und annähernd gleiche Sättigungsspannung haben.
Das Hochimpedanzprinzip eignet sich mit 7UT612 besonders für die Erfassung von
Erdfehlern in geerdeten Netzen an Transformatoren, Generatoren, Motoren und
Querdrosseln. Der Hochimpedanz-Differentialschutz kann anstelle des in Abschnitt
2.3 beschriebenen Erdfehlerdifferentialschutzes oder auch zusätzlich zu diesem betrieben werden. Der empfindliche Strommesseingang I8 kann natürlich nur für den
Hochimpedanz-Differentialschutz oder für einen Kesselschutz (Abschnitt 2.7.3) verwendet werden.
Bild 2-69 zeigt links ein Anwendungsbeispiel für eine geerdete Trafowicklung oder einen geerdeten Motor/Generator. Im rechten Beispiel ist eine nicht geerdete Trafowicklung oder ein nicht geerdeter Motor/Generator gezeigt, wobei die Erdung des
Netzes an einer anderen Stelle angenommen ist.
L1
IL1
L2
IL2
L3
IL3
ISt
IL1
IL2
IL3
L1
L2
L3
R
R
Bild 2-69
Funktion des Hochimpedanzprinzips
Erdfehlerschutz nach dem Hochimpedanzprinzip
Das Hochimpedanzprinzip soll anhand einer geerdeten Transformatorwicklung erläutert werden (Bild 2-70).
Im Normalzustand fließen kein Nullströme, d.h. im Trafosternpunkt ist ISt = 0 und in
den Leitern 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.
Bei einem äußeren Erdfehler (links in Bild 2-70), dessen Kurzschlussstrom über den
geerdeten Sternpunkt gespeist wird, fließt im Trafosternpunkt und in den Leitern der
gleiche Strom. Die entsprechenden Sekundärströme (bei gleicher Übersetzung aller
Stromwandler) saugen sich gegenseitig ab, sie sind in Reihe geschaltet. Am Widerstand R entsteht nur eine geringe Spannung, die lediglich aus den Innenwiderständen
der Wandler und denen der Wandlerzuleitungen resultiert. Selbst wenn ein Stromwandler partiell in Sättigung gerät, wird dieser für die Zeit der Sättigung niederohmig
und bildet einen niederohmigen Nebenschluss zum hochohmigen Widerstand R. Die
hohe Resistanz des Widerstandes wirkt sich also stabilisierend aus (sog. Widerstandsstabilisierung).
7UT612 Handbuch
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115
2 Funktionen
L1
IL1
IL1
L2
IL2
IL2
L3
L2
L3
IL3
IL3
R
ISt
Bild 2-70
L1
R
ISt
Prinzip des Erdfehlerschutzes nach dem Hochimpedanzprinzip
Bei einem Erdkurzschluss im Schutzbereich (Bild 2-70 rechts) fließt auf jeden Fall ein
Sternpunktstrom ISt. Die Höhe des Nullstromes in den Leiterströmen hängt von den
Erdungsverhältnissen im übrigen Netz ab. Ein dem Gesamtkurzschlussstrom entsprechender Sekundärstrom versucht, den Weg über den Widerstand R zu nehmen. Da
dieser aber hochohmig ist, baut sich dort sofort eine hohe Spannung auf, die wiederum die Stromwandler in Sättigung treibt. Die effektive Spannung am Widerstand entspricht also in etwa der Sättigungsspannung der Stromwandler.
Der Widerstand R wird also so dimensioniert, dass er bereits beim kleinsten zu erfassenden Erdfehlerstrom zu einer Sekundärspannung führt, die der halben Sättigungsspannung der Stromwandler entspricht (siehe auch Dimensionierungshinweise in Abschnitt 2.7.4).
Hochimpedanzschutz mit 7UT612
Bei 7UT612 wird für den Hochimpedanzschutz der empfindliche Messeingang I8 benutzt. Da dies ein Stromeingang ist, wird statt der Spannung am Widerstand R der
Strom durch diesen Widerstand erfasst.
Bild 2-71 zeigt das Anschlussschema. 7UT612 liegt in Reihe zum Widerstand R und
misst also dessen Strom.
Der Varistor V dient zur Spannungsbegrenzung bei einem inneren Fehler. Die bei
Wandlersättigung entstehenden hohen momentanen Spannungsspitzen werden von
ihm abgeschnitten. Gleichzeitig entsteht dadurch eine Glättung der Spannung ohne
nennenswerte Verringerung des Mittelwertes.
L1
IL1
L2
IL2
ISt
Bild 2-71
116
V
R
I8
L3
IL3
7UT612
Anschlussschema des Erdfehlerdifferentialschutzes nach dem Hochimpedanzprinzip
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz
Ebenfalls als Schutzmaßnahme gegen Überspannungen ist es wichtig, dass der direkte Anschluss des Gerätes an der geerdeten Seite der Stromwandler vorgenommen
wird, damit die hohe Spannung am Widerstand vom Gerät fern gehalten wird.
In analoger Weise kann der Hochimpedanz-Differentialschutz für Generatoren, Motoren und Querdrosseln verwendet werden. Bei Spartransformatoren sind die oberspannungsseitigen, unterspannungsseitigen und der Sternpunktwandler entsprechend parallelzuschalten.
Im Prinzip lässt sich das Verfahren für jedes Schutzobjekt realisieren. Als Sammelschienenschutz wird das Gerät z.B. an die Parallelschaltung der Wandler aller Abzweige über den Widerstand angeschlossen.
2.7.3
Kesselschutz
Applikationsbeispiel
Der Kesselschutz soll Masseschlüsse — auch hochohmige — zwischen einem Leiter
und dem Kessel eines Transformators erfassen. Hierbei wird der Kessel isoliert oder
zumindest hochohmig gegen Erde aufgebaut (Bild 2-72). Der Kessel wird mit einer
Leitung nach Erde verbunden, deren Strom dem Schutzgerät zugeführt wird. Bei Auftreten eines Masseschlusses im Kessel fließt ein Fehlerstrom (Kesselstrom) über die
Erdverbindung zur Stationserde ab, der vom Kesselschutz als ein Überstrom erkannt
wird und bei Überschreiten eines (einstellbaren) Ansprechwertes sofort oder zeitverzögert die allseitige Abschaltung des Transformators bewirkt.
I8
Für den Kesselschutz wird normalerweise der empfindliche Strommesseingang I8 benutzt. Dieser kann natürlich nur für den Kesselschutz oder für einen HochimpedanzDifferentialschutz (Abschnitt 2.7.2) verwendet werden.
7UT612
isoliert
Bild 2-72
7UT612 Handbuch
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Kesselschutz (Prinzip)
117
2 Funktionen
2.7.4
Einstellhinweise
Allgemeines
Der einphasige Überstromzeitschutz kann unter Adresse !&
oder 6ˆ†geschaltet werden.
VHaà QC6TDB @v-
Die Einstellungen richten sich nach dem Anwendungsfall. Die Einstellbereiche sind
davon abhängig, an welchen Strommesseingang des Gerätes der zu erfassende
Strom angeschlossen ist. Dies wurde bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen
(Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 17) unter Adresse !& festgelegt.
Bei Konfigurierung
VHaà QC6TDB = ˆr€ƒsÃXqyÃD&
stellen Sie den Ansprechwert für D33 unter Adresse !&!, den Ansprechwert für D3
unter Adresse !&$ ein. Wenn Sie nur eine Stufe benötigen, stellen Sie die nicht benötigte auf ∞ ein.
Bei Konfigurierung
VHaà QC6TDB = r€ƒsÃXqyÃD'
stellen Sie den Ansprechwert für D33 unter Adresse !&", den Ansprechwert für D3
unter Adresse !&% ein. Wenn Sie nur eine Stufe benötigen, stellen Sie die nicht benötigte auf ∞ ein.
Falls Sie eine Zeitverzögerung der Auslösung wünschen, stellen Sie diese für die I>>–
Stufe unter Adresse !&# UÃD33, für die I>–Stufe unter Adresse !&& UÃD3 ein.
Möchten Sie keine Verzögerung, stellen Sie als Zeit s ein.
Die eingestellten Zeiten sind reine Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeit
(Messzeit, Rückfallzeit) der Stufen nicht einschließen. Sie können die Verzögerung
auch auf ∞ stellen; dann löst die entsprechende Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet.
Für die Anwendung als Hochimpedanzschutz oder Kesselschutz sind im Folgenden
besondere Erläuterungen gegeben.
Anwendung als
HochimpedanzDifferentialschutz
Für die Anwendung des Hochimpedanz-Differentialschutzes wird am Gerät 7UT612
lediglich der Ansprechwert für den einphasigen Überstromschutz für den Strom am
Eingang I8 eingestellt. Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1
unter „Besonderheiten“, Seite 17) ist demnach unter Adresse !& eingestellt: VHaà QC6TDB = r€ƒsÃXqyÃD'.
Für die Gesamtfunktion des Hochimpedanz-Differentialschutzes ist jedoch das Zusammenspiel zwischen Stromwandler-Kennlinien, äußerem Widerstand R und der
Spannung an R zu beachten. Hinweise dazu finden Sie unter den folgenden 3 Randtiteln.
Stromwandlerdaten für Hochimpedanz-Differentialschutz
Alle beteiligten Stromwandler müssen dieselbe Übersetzung haben und annähernd
gleiche Sättigungsspannung. Dies ist normalerweise gegeben, wenn sie gleicher Bauart sind und die gleichen Nenndaten haben. Die Sättigungsspannung kann aus den
Nenndaten wie folgt annähernd berechnet werden:
PN 

U S =  R i + -------- ⋅ n ⋅ I N
2

IN 
mit US
Ri
PN
IN
n
118
=
=
=
=
=
Sättigungsspannung
Innenwiderstand des Stromwandlers
Nennleistung des Stromwandlers
sekundärer Nennstrom des Stromwandlers
Nennüberstromfaktor des Stromwandlers
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz
Nennstrom, Nennleistung und Überstromfaktor sind normalerweise auf dem Typenschild des Wandlers angegeben, z.B.
Stromwandler 800/5; 5P10; 30 VA
Der Wandler hat
IN = 5 A (aus 800/5)
n = 10 (aus 5P10)
PN = 30 VA
Der Innenwiderstand ist häufig aus dem Prüfprotokoll des Wandlers ersichtlich. Ist er
nicht bekannt, kann er näherungsweise aus einer Gleichstrommessung an der Sekundärwicklung ermittelt werden.
Rechenbeispiel:
Stromwandler 800/5; 5P10; 30 VA mit Ri = 0,3 Ω
PN

30 VA
U S =  R i + -------- ⋅ n ⋅ I N =  0,3 Ω + ---------------- ⋅ 10 ⋅ 5 A = 75 V

2
2

(5 A)
IN 
oder
Stromwandler 800/1; 5P10; 30 VA mit Ri = 5 Ω
PN 

30 VA
U S =  R i + -------- ⋅ n ⋅ I N =  5 Ω + ----------------  ⋅ 10 ⋅ 1 A = 350 V
2
2


(1 A)
IN 
Außer den Stromwandlerdaten muss noch der Widerstand der Zuleitung zwischen
Wandler und 7UT612 bekannt sein; und zwar die längste der Zuleitungen.
Stabilitätsbetrachtung für
HochimpedanzDifferentialschutz
Die Stabilitätsbedingung geht von der vereinfachten Annahme aus, dass bei äußerem
Fehler ein Stromwandler total gesättigt ist und die übrigen ihre (Teil-)Ströme getreu
übertragen. Dies ist der theoretisch ungünstigste Fall. Da in der Praxis auch der gesättigte Wandler noch einen Strombeitrag liefert, ist eine Sicherheitsreserve automatisch gegeben.
Bild 2-73 zeigt ein Ersatzschaltbild dieser Vereinfachung. Dabei sind W1 und W2 als
ideale Wandler mit ihren Innenwiderständen Ri1 und R i2 angenommen. Ra sind die
Adernwiderstände der Zuleitungen zwischen Wandler und Widerstand R; sie gehen
doppelt ein (Hin- und Rückleitung). R a2 ist der Widerstand der längsten Zuleitung.
W1 überträgt den Strom I1. W2 sei gesättigt, was durch die gestrichelte Kurzschlusslinie angedeutet ist. Der Wandler stellt also durch seine Sättigung einen niederohmigen Nebenschluss dar.
Eine weitere Voraussetzung ist R >> (2Ra2 + Ri2).
Ri1
W1
Bild 2-73
7UT612 Handbuch
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I1
2Ra1
2Ra2
R
Ri2
W2
Vereinfachtes Ersatzschaltbild einer Anordnung für Hochimpedanz-Differentialschutz
119
2 Funktionen
Die Spannung an R ist dann
UR ≈ I1 · ( 2Ra2 + Ri2 )
Es sei weiterhin angenommen, dass der Ansprechwert des 7UT612 der halben Sättigungsspannung der Stromwandler entsprechen soll. Im Grenzfall ist also
UR = US/2
Damit ergibt sich das Stabilitätslimit ISL, das ist der Durchgangsstrom, bis zu dem die
Anordnung stabil bleibt:
US ⁄ 2
I SL = -------------------------------2 ⋅ R a2 + R i2
Rechenbeispiel:
Für den 5–A–Wandler wie oben mit US = 75 V und Ri = 0,3 Ω
längste Zuleitung 22 m mit 4 mm2 Querschnitt; das entspricht Ra ≈ 0,1 Ω
US ⁄ 2
37,5 V
I SL = -------------------------------- = -------------------------------------------- = 75 A
2 ⋅ R a2 + R i2 2 ⋅ 0,1 Ω + 0,3 Ω
also 15 × Nennstrom oder 12 kA primär.
Für den 1–A–Wandler wie oben mit U S = 350 V und Ri = 5 Ω
längste Zuleitung 107 m mit 2,5 mm2 Querschnitt; das entspricht Ra ≈ 0,75 Ω
US ⁄ 2
175 V
I SL = -------------------------------- = ------------------------------------------ = 27 A
2 ⋅ R a2 + R i2 2 ⋅ 0,75 Ω + 5 Ω
also 27 × Nennstrom oder 21,6 kA primär.
Empfindlichkeitsbetrachtung für
HochimpedanzDifferentialschutz
Wie schon erwähnt, soll der Hochimpedanzschutz etwa bei halber Sättigungsspannung der Stromwandler ansprechen. Daraus kann der Widerstand R berechnet werden.
Da das Gerät den Strom durch den Widerstand misst, sind Widerstand und Messeingang des Gerätes in Reihe zu schalten (siehe auch Bild 2-71). Da weiterhin der Widerstand hochohmig sein soll (Bedingung R >> 2Ra2 + Ri2 wie oben erwähnt), kann
der Eigenwiderstand des Messeingangs vernachlässigt werden. Der Widerstand ergibt sich dann aus dem Ansprechstrom Ian und der halben Sättigungsspannung:
US ⁄ 2
R = --------------I an
Rechenbeispiel:
Für den 5–A–Wandler wie oben
gewünschter Ansprechwert Ian = 0,1 A (entspricht 16 A primär)
U S ⁄ 2 75 V ⁄ 2
R = --------------- = ------------------- = 375 Ω
0,1 A
I an
Für den 1–A–Wandler wie oben
gewünschter Ansprechwert Ian = 0,05 A (entspricht 40 A primär)
U S ⁄ 2 350 V ⁄ 2
R = --------------- = ----------------------- = 3500 Ω
0,05 A
I an
120
7UT612 Handbuch
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2.7 Einphasiger Überstromzeitschutz
Die notwendige Leistung des Widerstandes ergibt sich als Kurzzeitleistung aus der
Sättigungsspannung und dem Widerstandswert:
2
2
US
( 75 V )
P R = ---------- = -------------------- = 15 W
R
375 Ω
beim 5–A–Wandler
2
2
US
( 350 V )
P R = ---------- = ----------------------- = 35 W
R
3500 Ω
beim 1–A–Wandler
Da diese Leistung nur kurzzeitig während eines Erdkurzschlusses auftritt, kann die
Nennleistung um den Faktor ca. 5 niedriger sein.
Der Varistor (siehe auch Bild 2-71) ist so zu dimensionieren, dass er bis zur Sättigungsspannung hochohmig bleibt, z.B.
ca. 100 V beim 5–A–Wandler,
ca. 500 V beim 1–A–Wandler.
Der Ansprechwert (im Beispiel 0,1 A bzw. 0,05 A) wird am 7UT612 unter Adresse
!&% D3 eingestellt. Die I>>–Stufe wird nicht benötigt (Adresse !&" D33 = ∞).
Das Auslösekommando des Schutzes kann unter Adresse !&& UÃD3 verzögert werden. Normalerweise wird diese Verzögerung zu 0 gesetzt.
Wenn viele Stromwandler parallel geschaltet sind, wie z.B. bei Verwendung als Sammelschienenschutz mit vielen Abzweigen, können die Magnetisierungsströme der parallel geschalteten Wandler nicht mehr vernachlässigt werden. In diesem Fall ist die
Summe der Magnetisierungsströme bei halber Sättigungsspannung (entspricht dem
Einstellwert) zu bilden. Diese schwächt den Strom durch den Widerstand R, führt also
zu einer entsprechenden Erhöhung des tatsächliche Ansprechwertes.
Anwendung als
Kesselschutz
Für die Anwendung des Kesselschutzes wird am Gerät 7UT612 lediglich der Ansprechwert für den einphasigen Überstromschutz für den Strom am Eingang I8 eingestellt. Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 17) ist demnach unter Adresse !& eingestellt: VHaà QC6TDB =
r€ƒsÃXqyÃD'.
Der Kesselschutz ist ein empfindlicher Überstromschutz, der den Strom zwischen
dem isoliert aufgestellten Transformatorkessel und Erde überwacht. Entsprechend
wird seine Empfindlichkeit unter Adresse !&% D3 eingestellt. Die I>>–Stufe wird nicht
benötigt (Adresse !&" D33 = ∞).
Das Auslösekommando des Schutzes kann unter Adresse !&& UÃD3 verzögert werden. Normalerweise wird diese zu gesetzt.
2.7.5
Parameterübersicht
In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN =
5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren, Adressen 2703 und 2706 sind unabhängig vom Nennstrom. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung
der Stromwandler zu berücksichtigen.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
121
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2701
UMZ 1-PHASIG
Aus
Ein
Aus
UMZ 1-phasig
2702
I>>
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Anregstrom I>>
2703
I>>
0.003..1.500 A; ∞
0.300 A
Anregstrom I>>
2704
T I>>
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Verzögerungszeit T I>>
2705
I>
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Anregstrom I>
2706
I>
0.003..1.500 A; ∞
0.100 A
Anregstrom I>
2707
T I>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T I>
2.7.6
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
05951 >UMZ-1ph block
>UMZ-1phasig blockieren
05952 >UMZ-1phI> blk
>UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>
05953 >UMZ-1phI>> blk
>UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>>
05961 UMZ-1ph aus
UMZ-1phasig ist ausgeschaltet
05962 UMZ-1ph block
UMZ-1phasig ist blockiert
05963 UMZ-1ph wirksam
UMZ-1phasig ist wirksam
05966 UMZ-1phI> blk
UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>
05967 UMZ-1phI>> blk
UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>>
05971 UMZ-1ph G-Anr
UMZ-1phasig Generalanregung
05972 UMZ-1ph G-AUS
UMZ-1phasig Generalauslösung
05974 UMZ-1phI> Anr
UMZ-1phasig Anregung Stufe I>
05975 UMZ-1phI> AUS
UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>
05977 UMZ-1phI>> Anr
UMZ-1phasig Anregung Stufe I>>
05979 UMZ-1phI>> AUS
UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>>
05980 UMZ-1ph I:
UMZ-1phasig Anregestrom
122
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.8 Schieflastschutz
2.8
Schieflastschutz
Allgemeines
Der Schieflastschutz dient zur Erkennung unsymmetrischer Belastungen elektrischer
Betriebsmittel. Des Weiteren können mit dieser Schutzfunktion Unterbrechungen,
Kurzschlüsse oder Vertauschungen in den Anschlüssen zu den Stromwandlern erkannt werden. Es können zudem einpolige und zweipolige Kurzschlüsse, bei denen
die Fehlerströme kleiner als die Lastströme sind, festgestellt werden.
Der Schieflastschutz hat nur Sinn bei dreiphasigen Schutzobjekten. Bei T8CVUaP7
E@FU = Th€€ry†puà ƒu oder @vƒuh†r‡…hs‚ (Adresse $, siehe Abschnitt
2.1.1) ist er daher außer Betrieb.
Bei Generatoren und Motoren erzeugen unsymmetrische Belastungen ein Gegendrehfeld, welches mit doppelter Frequenz auf den Läufer wirkt. Auf der Oberfläche des
Läufers werden Wirbelströme induziert, welche zu lokalen Übererwärmungen in den
Läuferendzonen und Nutenkeilen führen.
Bei einem Motor mit vorgeschalteten Sicherungen ergeben sich bei einem Einphasenlauf durch Ansprechen einer Sicherung nur kleine und pulsierende Momente, so dass
er bei gleichbleibendem Momentenbedarf der Arbeitsmaschine schnell thermisch
überlastet wird. Ferner besteht die Gefahr einer thermischen Überlastung bei unsymmetrischer Netzspannung. Schon kleine Spannungsunsymmetrien führen wegen der
kleinen Gegenreaktanz zu großen Schieflastströmen.
Der Schieflastschutz bezieht sich immer auf die projektierte Seite des Schutzobjektes
(siehe Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 17, Adresse # ).
Der Schieflastschutz besitzt zwei unabhängige Stufen (UMZ) und eine abhängige Stufe (AMZ). Letztere kann wahlweise eine IEC– oder eine ANSI–Kennlinie sein.
2.8.1
Funktionsbeschreibung
Bestimmung der
Schieflast
2.8.1.1
Der Schieflastschutz des 7UT612 filtert aus den zugeführten Leiterströmen die Grundschwingung heraus und zerlegt sie in symmetrische Komponenten. Von diesen wird
das Gegensystem bewertet, der Inversstrom I2. Wenn der größte der drei Phasenströme mindestens 10 % des Gerätenennstromes beträgt und alle Phasenströme kleiner
als 4-mal Gerätenennstrom sind, kann der Vergleich des Inversstromes mit dem Einstellwert durchgeführt werden.
Unabhängige Stufen (UMZ)
Die unabhängige Charakteristik ist zweistufig. Nach Erreichen einer ersten, einstellbaren Schwelle D!3 wird eine Anregemeldung abgegeben und eine Zeitstufe UÃD!3
gestartet, nach Erreichen einer zweiten Stufe D!33 eine weitere Meldung abgesetzt
und die Zeitstufe UÃD!33 gestartet.
Nach Ablauf einer der Verzögerungszeiten wird ein Auslösebefehl abgegeben (siehe
Bild 2-74).
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
123
2 Funktionen
t
Auslösen
T I2>
T I2>>
I2>
Bild 2-74
2.8.1.2
I2>>
I2/IN
Auslösekennlinien des unabhängigen Schieflastschutzes
Abhängige Stufe (AMZ)
Die AMZ–Stufe arbeitet stets mit einer abhängigen Auslösecharakteristik, und zwar
entweder nach IEC– oder nach ANSI–Normen. Die Kennlinien und zugehörigen Formeln sind in den Technischen Daten (Bilder 4-7 und 4-8 in Abschnitt 4.4) dargestellt.
Die abhängige Kennlinie ist den unabhängigen Stufen I2>> und I2> (siehe Abschnitt
2.8.1.1) überlagert.
Anregung,
Auslösung
Der Inversstrom I2 wird mit dem Einstellwert D!ƒ verglichen. Überschreitet der Inversstrom das 1,1-fache des Einstellwertes, erfolgt eine Anregemeldung und es wird aus
dem Inversstrom je nach gewählter Kennlinie die Auslösezeit berechnet und nach Ablauf dieser Zeit ein Auslösekommando abgegeben. Den qualitativen Verlauf dieser
Kennlinien zeigt Bild 2-75. In diesem Bild ist auch gestrichelt die überlagerte I2>>–Stufe dargestellt.
Rückfall bei IEC–
Kennlinien
Der Rückfall der angeregten Stufe erfolgt, wenn ca. 95 % des Ansprechwertes unterschritten werden. Bei einer erneuten Anregung beginnt die Zeit von vorn.
124
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.8 Schieflastschutz
t
Auslösen
überlagerte
I2>>–Stufe
T I2>>
I2p
Bild 2-75
Rückfall bei ANSI–
Kennlinien
I2>>
I2/IN
Abhängige Auslösecharakteristik des Schieflastschutzes
Bei den ANSI–Kennlinien können Sie wählen, ob der Rückfall der Stufe nach Unterschreiten einer Schwelle sofort erfolgt oder mit einer Disk-Emulation. Sofort heißt,
dass die Anregung bei Unterschreiten von ca. 95 % des Ansprechwertes zurückfällt,
und bei erneuter Anregung die Ablaufzeit von vorn beginnt.
Bei der Disk-Emulation beginnt nach Abschalten des Stromes ein Rückfallprozess
(Rückzählen des Zeitzählers), der dem Zurückdrehen einer Ferraris–Scheibe entspricht (daher „Disk-Emulation“). Dadurch wird bei mehreren aufeinanderfolgenden
Fehlern die „Vorgeschichte“ infolge der Trägheit der Ferraris–Scheibe mitberücksichtigt und das Zeitablaufverhalten angepasst. Damit wird auch bei stark schwankenden
Schieflastwerten eine korrekte Nachbildung der Erwärmung des Schutzobjekts gewährleistet. Das Rückzählen beginnt bei Unterschreiten von 90 % des Einstellwertes
entsprechend der Rückfallkennlinie der gewählten Charakteristik. Im Bereich zwischen dem Rückfallwert (95 % des Ansprechwertes) und 90 % des Einstellwertes ruhen sowohl Vorwärts- als auch Rückwärtszählung. Bei Unterschreiten von 5 % des
Einstellwertes wird der Rückfallprozess abgeschlossen, d.h. bei erneuter Anregung
beginnt die Ablaufzeit von vorn.
Logik
Bild 2-76 zeigt das Logikdiagramm des Schieflastschutzes. Mittels Binäreingabe kann
der Schutz blockiert werden. Dabei werden Anregungen und Zeitstufen zurückgesetzt.
Beim Verlassen des Arbeitsbereiches des Schieflastschutzes (alle Phasenströme unter 0,1 · IN oder mindestens einem Phasenstrom größer als 4 · IN) werden alle Schieflastanregungen zurückgesetzt.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
125
2 Funktionen
FNr 5166
SLS I2p Anr
F@IIGDID@ÃD@8
T8CD@AG6TUÃ8C6S
VHaÂurÃ6Ha
VHa6Ha)D@8
VHa6Ha)6ITD
I2
D!ƒ
UÃD!ƒ
t
1,1 I2p
I2
FNr 5165
SLS I2> Anr
D!3
UÃD!3
T
0
I2>
D!33
T
I 2>>
FNr 5170
≥1
SLS AUS
UÃD!33
0
FNr 5159
SLS I2>> Anr
Messfreigabe
FNr 5143
T8CD@AG6TU
„1“
Bild 2-76
2.8.2
@v
6ˆ†
FNr 5152
SLS block
>SLS block
≥1
FNr 5153
SLS wirksam
FNr 5151
SLS aus
Logikdiagramm des Schieflastschutzes — dargestellt für IEC–Kennlinie
Einstellhinweise
Allgemeines
Bei der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1 unter „Besonderheiten“, Seite 17) wurde unter Adresse # bereits die Seite des Schutzobjektes festgelegt, unter Adresse # gewählt, welche Kennlinienart zur Verfügung stehen soll. Hier
sind nur die Einstellungen verfügbar, die für die entsprechende Kennlinienwahl gelten.
Die unabhängigen Stufen I2>> und I2> sind in all diesen Fällen verfügbar.
Der Schieflastschutz hat nur Sinn bei dreiphasigen Schutzobjekten. Bei T8CVUaP7
E@FU = Th€€ry†puà ƒu oder @vƒuh†r‡…hs‚ (Adresse $, siehe Abschnitt
2.1.1) sind daher alle folgenden Einstellungen nicht zugänglich.
Unter Adresse
den.
Unabhängige Auslösecharakteristik
# T8CD@AG6TU kann die Funktion @v- oder 6ˆ†geschaltet wer-
Die zweistufige Kennlinie erlaubt, die obere Stufe (Adresse ## D!33) mit kurzer
Verzögerung (Adresse #$ UÃD!33) und die untere Stufe (Adresse #! D!3) mit
etwas längerer Verzögerung (Adresse #" UÃD!3) einzustellen. Sie können auch
z.B. die I2>–Stufe als Warnstufe und die I2>>–Stufe als Auslösestufe benutzen. Eine
Einstellung von D!33 über 60 % stellt sicher, dass bei einem Phasenausfall nicht mit
der I2>>–Stufe ausgelöst wird.
Bei Speisung über nur noch zwei Phasen mit dem Strom I gilt für den Inversstrom:
1
I 2 = ------- ⋅ I = 0, 58 ⋅ I
3
126
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.8 Schieflastschutz
Bei mehr als 60 % Schieflast kann auch ein zweipoliger Kurzschluss im Netz angenommen werden. Die Verzögerung UÃD!33 muss deshalb u.U. auch mit der Netzstaffelung für Phasenkurzschlüsse koordiniert werden.
Vor Leitungen kann der Schieflastschutz zum Erkennen stromschwacher unsymmetrischer Fehler dienen, bei denen die Ansprechwerte des Überstromzeitschutzes nicht
erreicht werden. Dabei gilt
− ein 2-poliger Fehler mit dem Strom I führt zu einem Inversstrom
1
I 2 = ------- ⋅ I = 0, 58 ⋅ I
3
− ein 1-poliger Fehler mit dem Strom I führt zu einem Inversstrom
1
I 2 = --- ⋅ I = 0, 33 ⋅ I
3
Bei mehr als 60 % Schieflast kann demnach ein zweipoliger Kurzschluss angenommen werden. Die Verzögerung UÃD!33 muss deshalb u.U. auch mit der Netzstaffelung für Phasenkurzschlüsse koordiniert werden.
Beim Transformator kann der Schieflastschutz als empfindlicher Schutz auf der Speiseseite bei stromschwachen 1- und 2-poligen Fehlern eingesetzt werden. Dabei lassen sich auch unterspannungsseitige, einpolige Fehler entdecken, welche auf der
Oberspannungsseite kein Nullsystem im Strom hervorrufen (z.B. bei Schaltgruppe
Dyn).
Da ein Transformator symmetrische Ströme gemäß seinem Übersetzungsverhältnis ü
überträgt, gelten die weiter oben für Leitungen genannten Zusammenhänge bei einund zweipoligen Fehlern unter Berücksichtigung von ü ebenfalls:
Für einen Transformator z.B. mit den Daten
Nennscheinleistung
primäre Nennspannung
sekundäre Nennspannung
Schaltgruppen
SNT = 16 MVA
UN = 110 kV
UN = 20 kV
Dyn5
ließen sich unterspannungsseitig die folgenden Fehlerströme erfassen:
Stellt man für die Oberspannungsseite D!3 = 0,1 A ein, so lässt sich damit unterspannungsseitig ein Fehlerstrom von I = 3 · ü · D!3 = 3 · 0,1 · 100 A = 165 A beim einpoligen Fehler und √3 · ü · 0,1 · 100 A = 95 A beim zweipoligen Fehler entdecken. Das
entspricht 36 % bzw. 20 % des Transformatornennstromes.
Da es sich in dem Beispiel um einen unterspannungsseitigen Kurzschluss handelt,
muss die Verzögerungszeit UÃD!3 mit den Zeiten von unterlagerten Schutzgeräten
koordiniert werden.
Bei Generatoren und Motoren richtet sich die Einstellung nach der zulässigen Schieflast für das Schutzobjekt. Dabei ist es sinnvoll, die I2>–Stufe auf die dauernd zulässige
Schieflast einzustellen und mit langer Verzögerung als Warnstufe zu verwenden. Die
I2>>–Stufe wird dann auf die Kurzzeitschieflast mit der dort zulässigen Dauer eingestellt.
Beispiel:
Motor
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
IN Motor
= 545A
I2 dd prim / IN Motor = 0,11 dauernd
I2 max prim /IN Motor = 0,55 für Tmax = 1 s
127
2 Funktionen
Stromwandler
ü
= 600A/1A
Einstellwert
I2>
Einstellwert
I2>>
Verzögerung
TI2>>
= 0,11
0,11
= 0,55
0,55
=1s
· 545
· 545
· 545
· 545
A = 60 A primär oder
A · (1/600) = 0,10 A sekundär
A = 300 A primär oder
A · (1/600) = 0,50 A sekundär
Eine bessere Anpassung an das Schutzobjekt lässt sich mit einer zusätzlichen abhängigen Stufe erreichen.
Abhängige Auslösecharakteristik bei
IEC–Kennlinien
Mit der Wahl einer abhängigen Auslösekennlinie lässt sich die thermische Belastung
einer Maschine aufgrund der Schieflast gut nachbilden. Verwenden Sie die Kennlinie,
die mit der thermischen Schieflastkurve des Maschinenherstellers am ehesten deckungsgleich ist.
Bei den IEC–Kennlinien (Adresse # T8CD@AG6TUÃ8C6S = VHa6HaÃD@8, siehe
auch Abschnitt 2.1.1) stehen unter Adresse #% F@IIGDID@ÃD@8 folgende Kennlinien stehen zur Verfügung:
D‰r…† (inverse, Typ A nach IEC 60255–3),
T‡h…xÃv‰r…† (very inverse, Typ B nach IEC 60 255–3),
@‘‡…r€Ãv‰r…† (extremely inverse, Typ C nach IEC 60 255–3).
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bild 4-7).
Beachten Sie, dass bei Wahl einer abhängigen Kennlinie zwischen Anregewert und
Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine Anregung erfolgt erst bei einer Schieflast in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes von D!ƒ
(Adresse #'). Der Rückfall erfolgt bei Unterschreiten von 95 % des Anregewertes.
Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse
# UÃD!ƒ zugänglich.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die abhängige Stufe überhaupt nicht benötigt, wählt man bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1) unter Adresse # T8CD@AG6TUÃ8C6S = VHaÂurÃ6Ha.
Die oben unter Randtitel „Unabhängige Auslösecharakteristik“ besprochenen unabhängigen Stufen können auch zusätzlich als Warn- und Auslösestufen, wie dort beschrieben, verwendet werden.
Abhängige Auslösecharakteristik bei
ANSI–Kennlinien
Mit der Wahl einer abhängigen Auslösekennlinie lässt sich die thermische Belastung
einer Maschine aufgrund der Schieflast gut nachbilden. Verwenden Sie die Kennlinie,
die mit der thermischen Schieflastkurve des Maschinenherstellers am ehesten deckungsgleich ist.
Bei den ANSI–Kennlinien (Adresse # T8CD@AG6TUÃ8C6S = VHa6HaÃ6ITD) stehen unter Adresse #& F@IIGDID@Ã6ITD zur Verfügung:
@‘‡…r€ry’Ãv‰,
D‰r…†r,
H‚qr…h‡ry’Ãv‰ und
Wr…’Ãv‰r…†r.
Die Kennlinien und die ihnen zugrundegelegten Formeln sind in den Technischen Daten abgebildet (Abschnitt 4.4, Bild 4-8).
128
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.8 Schieflastschutz
Beachten Sie, dass bei Wahl einer abhängigen Kennlinie zwischen Anregewert und
Einstellwert bereits ein Sicherheitsfaktor von ca. 1,1 eingearbeitet ist. D.h. eine Anregung erfolgt erst bei einer Schieflast in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes von D!ƒ
(Adresse #').
Der zugehörige Zeitmultiplikator ist unter Adresse #( 9ÃD!ƒ zugänglich.
Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestellt werden. Dann löst die Stufe nach Anregung nicht aus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird die abhängige Stufe überhaupt nicht benötigt, wählt man bei der Konfigurierung der Schutzfunktionen (Abschnitt 2.1.1) unter Adresse # T8CD@AG6TUÃ8C6S = VHaÂurÃ6Ha.
Die oben unter Randtitel „Unabhängige Auslösecharakteristik“ besprochenen unabhängigen Stufen können auch zusätzlich als Warn- und Auslösestufen, wie dort beschrieben, verwendet werden.
Wenn Sie unter Adresse # Sh8FA6GG die 9v†xÃr€ˆyh‡v‚ einstellen, so erfolgt
der Rückfall gemäß der Rückfallkennlinie, wie in Abschnitt 2.8.1.2 unter „Rückfall bei
ANSI–Kennlinien“ (Seite 125) beschrieben.
2.8.3
Parameterübersicht
Hinweis: In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen
sekundären Nennstrom von I N = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom
von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
4001
SCHIEFLAST
Aus
Ein
Aus
Schieflastschutz
4002
I2>
0.10..3.00 A
0.10 A
Anregestrom I2>
4003
T I2>
0.00..60.00 s; ∞
1.50 s
Verzögerungszeit T I2>
4004
I2>>
0.10..3.00 A
0.50 A
Anregestrom I2>>
4005
T I2>>
0.00..60.00 s; ∞
1.50 s
Verzögerungszeit T I2>>
4006
KENNLINIE IEC
Invers
Stark invers
Extrem invers
Extrem invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
4007
KENNLINIE ANSI
Extremely inverse
Inverse
Moderately inverse
Very inverse
Extremely inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
4008
I2p
0.10..2.00 A
0.90 A
Anregestrom I2p
4009
D I2p
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D I2p
4010
T I2p
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T I2p
4011
RÜCKFALL
sofort
Disk Emulation
sofort
Rückfallverhalten
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
129
2 Funktionen
2.8.4
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
05143 >SLS block
>Schieflastschutz blockieren
05151 SLS aus
Schieflastschutz ist ausgeschaltet
05152 SLS block
Schieflastschutz ist blockiert
05153 SLS wirksam
Schieflastschutz ist wirksam
05159 SLS I2>> Anr
Schieflastschutz Anregung I2>>
05165 SLS I2> Anr
Schieflastschutz Anregung I2>
05166 SLS I2p Anr
Schieflastschutz Anregung I2p
05170 SLS AUS
Schieflastschutz Auslösung
05172 SLS Feh Objekt
Schiefl.Feh: nicht bei diesem Schutzobj.
130
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.9 Thermischer Überlastschutz
2.9
Thermischer Überlastschutz
Der thermische Überlastschutz verhindert eine thermische Überbeanspruchung des
zu schützenden Objekts, besonders bei Transformatoren, rotierenden Maschinen,
Leistungsdrosseln und Kabeln. Beim 7UT612 sind zwei Methoden der Überlasterfassung möglich:
• Überlastschutz mit thermischem Abbild nach IEC 60 255–8,
• Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativen Alterungsrate nach IEC 60354.
Von diesen beiden Methoden kann eine ausgewählt werden. Die erste zeichnet sich
durch einfache Handhabung und eine geringe Zahl von Einstellwerten aus; die zweite
erfordert einige Kenntnisse über das Schutzobjekt und dessen Umgebung und Kühlung und benötigt die Kühlmitteltemperatur über eine angeschlossene Thermobox.
2.9.1
Überlastschutz mit thermischem Abbild
Prinzip
Bei 7UT612 kann der Überlastschutz auf eine der beiden Seiten des Schutzobjektes
wirken (einstellbar). Da die Ursache der Überlastung außerhalb des Schutzobjektes
liegt, ist der Überlaststrom ein durchfließender Strom.
Das Gerät errechnet die Übertemperatur gemäß einem thermischen Einkörpermodell
nach der thermischen Differentialgleichung
2
1
I
dΘ 1
-------- + ------- ⋅ Θ = ------- ⋅  ----------------------
τ th  k ⋅ I N Obj
dt τ th
mit
Θ
– aktuelle Übertemperatur bezogen auf die Endübertemperatur bei maximal
zulässigem Leiterstrom k · IN Obj
τth – thermische Zeitkonstante der Erwärmung
k
– k–Faktor, der den maximal dauernd zulässigen Strom bezogen auf Nennstrom
des Schutzobjektes angibt
I
– aktueller effektiver Strom
IN Obj – Nennstrom des Schutzobjektes
Die Schutzfunktion stellt somit ein thermisches Abbild des zu schützenden Objektes
(Überlastschutz mit Gedächtnisfunktion) dar. Es wird sowohl die Vorgeschichte einer
Überlast als auch die Wärmeabgabe an die Umgebung berücksichtigt.
Die Lösung dieser Gleichung ist im stationären Fall eine e–Funktion, deren Asymptote
die Endübertemperatur ΘEnd darstellt. Nach Erreichen einer ersten einstellbaren
Schwelle der Übertemperatur Θwarn, die unterhalb der Endübertemperatur liegt, wird
eine Warnmeldung abgegeben, um z.B. eine rechtzeitige Lastreduzierung zu veranlassen. Ist die zweite Übertemperaturgrenze, die Endübertemperatur = Auslöseübertemperatur, erreicht, wird das Schutzobjekt vom Netz getrennt. Der Überlastschutz
kann jedoch auch auf Iˆ…ÃHryqˆt eingestellt werden. In diesem Fall wird auch bei
Erreichen der Endtemperatur nur eine Meldung abgegeben.
Die Berechnung der Übertemperaturen erfolgt für jede Phase in einem thermischen
Abbild aus dem Quadrat des jeweiligen Phasenstromes. Dies gewährleistet eine Effektivwertverarbeitung und berücksichtigt auch Oberschwingungseinflüsse. Für die
Bewertung in den Grenzwertstufen wird die maximale der drei errechneten Leiterübertemperaturen herangezogen.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
131
2 Funktionen
Der thermisch maximal zulässige Dauerstrom Imax wird als Vielfaches des Nennstromes IN Obj beschrieben:
Imax = k · IN Obj
Dabei ist IN Obj der Nennstrom des geschützten Objektes:
• Bei Transformatoren ist der Nennstrom der zu schützenden Wicklung maßgebend,
den das Gerät aus der eingestellten Nennscheinleistung und Nennspannung berechnet. Bei Transformatoren mit Spannungsregelung wird die ungeregelte Wicklung zu Grunde gelegt.
• Bei Generatoren, Motoren, Drosseln ist deren Nennstrom maßgebend, den das
Gerät aus der eingestellten Nennscheinleistung und Nennspannung berechnet.
• Bei Leitungen, Knoten, Sammelschienen wird der Nennstrom unmittelbar eingestellt.
Außer der Angabe dieses k–Faktors ist die thermische Zeitkonstante τth sowie die
Warnübertemperatur Θwarn einzugeben.
Der Überlastschutz besitzt außer der thermischen auch eine strommäßige Warnstufe
Iwarn. Diese kann bereits frühzeitig einen Überlaststrom melden, auch wenn die Übertemperatur noch nicht die Warn- oder Auslöseübertemperatur erreicht hat.
Der Überlastschutz kann über einen Binäreingang blockiert werden. Dabei werden
auch die thermischen Abbilder auf Null gesetzt.
Stillstandszeitkonstante
bei Maschinen
Bei der oben erwähnten Differentialgleichung wurde eine konstante Kühlung unterstellt, die in der Zeitkonstanten τth = Rth · Cth (thermischer Widerstand und thermische
Kapazität) steckt. Bei Stillstand einer selbstbelüfteten Maschine kann sich die thermische Zeitkonstante jedoch wesentlich von der bei stationärem Lauf unterscheiden, da
die Maschine beim Lauf durch die Ventilation gekühlt wird, bei Stillstand aber nur eine
natürliche Konvektion stattfindet.
In solchen Fällen gibt es also zwei Zeitkonstanten, was bei der Einstellung zu berücksichtigen ist.
Auf Stillstand der Maschine wird dabei erkannt, wenn der Strom den Schwellwert GTÃ
Trv‡rà ÃD3 bzw. GTÃTrv‡rÃ!ÃD3 (Speiseseite, siehe auch Randtitel „Leistungsschalterzustand“ in Abschnitt 2.1.2) unterschreitet.
Motoranlauf
Beim Anlauf von elektrischen Maschinen kann die vom thermischen Abbild errechnete
Übertemperatur über die Warn- oder gar Auslöseübertemperatur steigen. Um eine dadurch veranlasste Warnung oder Auslösung zu vermeiden, kann der Anlaufstrom erfasst und die aus diesem resultierende Übertemperaturerhöhung unterbunden werden. Das bedeutet, dass während des erkannten Anlaufstromes die errechnete Übertemperatur konstant gehalten wird.
Notanlauf für
Maschinen
Wenn aus betrieblichen Gründen Maschinenanläufe über die maximal zulässige
Übertemperatur hinaus durchgeführt werden müssen (Notanlauf), kann auch allein
das Auslösekommando über eine Binäreingabe („3VGTÃI‚‡hyhˆs“) blockiert werden. Da nach dem Anlauf und dem Rückfall der Binäreingabe das thermische Abbild
die Auslösetemperatur noch überschritten haben kann, ist die Schutzfunktion mit einer
parametrierbaren Nachlaufzeit ( UÃIPU6IG6VA) ausgerüstet, die mit Abfall der Binäreingabe gestartet wird und weiterhin ein Auslösekommando unterdrückt. Erst nach
Ablauf dieser Zeit ist wieder eine Auslösung durch den Überlastschutz möglich. Diese
Binäreingabe wirkt nur auf das Auslösekommando, hat aber keinen Einfluss auf die
Störfallprotokollierung und setzt nicht das thermische Abbild zurück.
132
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.9 Thermischer Überlastschutz
DÃX6SI
ÃFA6FUPS
a@DUFPITU6IU@Ã
L3
L2
L1
I
IL2 L3
IL1
≥1
FNr 01515
&
ULS Warnung I
RÃX6SI
FNr 01516
dΘ 1
1 2
-------- + --- ⋅ Θ = --- ⋅ I
dt τ
τ
Θ = const
ULS Warnung Q
Θ max
Θ=0
100 % (fest)
&
DÃHPUPSÃ6IG6VA
FNr 01521
ULS AUS
#!&ÃFτ²A6FUPS
LS geschl.
Kτ · τ
FNr 01517
&
ULS Anregung Q
FNr 01503
FNr 01512
>ULS block
ULS block
FNr 01513
h7@SG6TUT8CVUa
≥1
≥1
FNr 01511
6ˆ†
@v
„1“
ULS wirksam
ULS aus
Iˆ…ÃHryqˆt
U
FNr 01507
0
PU6
6 A
T
>ULS Notanlauf
Bild 2-77
2.9.2
Logikdiagramm des thermischen Überlastschutzes
Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativen Alterung
Die Überlastberechnung nach IEC 60354 berechnet zwei für die Schutzfunktion relevante Größen: die relative Alterung und die Temperatur am Heißpunkt (hot spot) im
Schutzobjekt. Bis zu 12 Temperatur-Messpunkte können im Schutzobjekt installiert
werden, die die örtlichen Kühlmitteltemperaturen über eine oder zwei Thermoboxen
und eine serielle Verbindung an den Überlastschutz des 7UT612 melden. Von diesen
ist ein Messpunkt zu bestimmen, der für die Errechnung der Heißpunkttemperatur relevant ist. Dieser Messpunkt soll sich an der Isolation der obersten inneren Windung
befinden, da dort der heißeste Punkt der Isolation zu erwarten ist.
Die relative Alterung wird zyklisch erfasst und zu einer Gesamtalterung aufsummiert.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
133
2 Funktionen
Kühlungsvarianten
Die Berechnung des Heißpunktes ist von der Art der Kühlung abhängig. Eine Luftkühlung ist immer vorhanden und wird unterschieden in
• AN (Air Natural): natürliche Konvektion und
• AF (Air Forced): erzwungene Konvektion (durch Ventilation).
Wenn zusätzlich ein Flüssigkühlmittel vorhanden ist, bestehen die Kühlungsvarianten
• ON (Oil Natural = konvektive Ölströmung): Das Kühlmittel (Öl) bewegt sich im Kessel aufgrund der auftretenden Temperaturdifferenzen. Die Kühlwirkung ist aufgrund
der natürlichen Konvektion nicht sehr ausgeprägt. Die Kühlungsvariante ist jedoch
nahezu geräuschlos.
• OF (Oil Forced = erzwungene Ölströmung): Das Kühlmittel (Öl) bewegt sich im
Kessel erzwungen mittels einer Ölpumpe. Die Kühlwirkung ist daher höher als bei
ON.
• OD (Oil Directed = geführte Ölströmung): Das Kühlmittel (Öl) bewegt sich im Kessel
erzwungen auf gerichteten Bahnen. Dadurch kann der Ölfluss an besonders temperaturkritischen Stellen verstärkt werden. Die Kühlwirkung ist daher besonders
gut, das Temperaturgefälle am geringsten.
Die Bilder 2-78 bis 2-80 zeigen Beispiele für Kühlungsvarianten.
ONAN–Kühlung
ONAF–Kühlung
∞
Bild 2-78
134
∞
ON–Kühlung (Oil Natural = konvektive Ölströmung)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.9 Thermischer Überlastschutz
OFAN–Kühlung
Bild 2-79
OF–Kühlung (Oil Forced = erzwungene Ölströmung)
OD–Kühlung
Bild 2-80
Berechnung des
Heißpunktes (Hot
spot)
OD–Kühlung (Oil Directed = geführte Ölströmung)
Der Heißpunkt des Schutzobjektes ist ein wichtiger Zustandswert. Der für die Lebensdauer des Transformators relevante heißeste Punkt tritt üblicherweise an der Isolation
der obersten inneren Windung auf. Generell ist die Kühlmitteltemperatur von unten
nach oben ansteigend. Die Art der Kühlung beeinflusst aber die Größe des Temperaturgefälles.
Die Heißpunkttemperatur setzt sich aus zwei Anteilen zusammen:
der Temperatur an der heißesten Stelle des Kühlmittels (eingekoppelt über
Thermobox),
dem Anteil aus Temperaturerhöhung der Windung durch die Transformatorlast.
Zur Einführung der Temperatur an der heißesten Stelle kann die Thermobox 7XV566
verwendet werden, die die Heißpunkttemperatur in digitale Signale umwandelt und
über die dafür vorgesehene Schnittstelle an das Gerät 7UT612 sendet. Eine Thermobox 7XV566 kann die Temperaturen an insgesamt bis zu 6 Stellen im Transformatorkessel erfassen. Zwei dieser Thermoboxen können an 7UT612 angeschlossen werden.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
135
2 Funktionen
Mittels dieser Daten und den Einstellungen der charakteristischen Eigenschaften der
Kühlung errechnet das Gerät die Temperatur des Heißpunktes. Bei Überschreiten einer einstellbaren Schwelle (Temperaturalarm) wird eine Meldung und/oder eine Auslösung generiert.
Die Berechnung des Heißpunktes geschieht je nach Kühlungsart nach verschiedenen
Gleichungen.
Für ON–Kühlung und OF–Kühlung gilt:
Y
Θ h = Θ o + H gr ⋅ k
mit
Θh
Θo
Hgr
k
Y
Temperatur des Heißpunktes
obere Kühlmitteltemperatur (Öltemperatur)
Heißpunktfaktor
Lastverhältnis I/IN (gemessen)
Windungsexponent
Für OD–Kühlung gilt:
Y
Θ h = Θ o + H gr ⋅ k
Y
für k ≤ 1
Y
Θ h = Θ o + H gr ⋅ k + 0,15 ⋅ [ ( Θ o + H gr ⋅ k ) – 98 °C ]
Berechnung der
relativen Alterung
für k > 1
Die Lebensdauer einer Zelluloseisolation bezieht sich auf eine Temperatur von 98 °C
in unmittelbarer Umgebung der Isolation. Nach der Erfahrung bedeutet eine Erhöhung
um jeweils 6 K eine Halbierung der Lebensdauer. Daraus ergibt sich für die relative
Alterung V bei einer von 98 °C abweichenden Temperatur
Alterung bei Θ h
( Θh – 98 ) ⁄ 6
V = ------------------------------------------------ = 2
Alterung bei 98° C
Die mittlere relative Alterungsrate L ergibt sich aus der Durchschnittsbildung über einen betrachteten Zeitraum von T1 bis T2
T2
1
L = ------------------- ⋅
T2 – T1
∫ V dt
T1
Bei stetiger Nennlast ist L = 1. Bei Werten über 1 tritt beschleunigte Alterung ein; z.B.
wird bei L = 2 nur die halbe Lebensdauer gegenüber Normallastbedingungen erreicht.
Die Alterung ist nach IEC nur im Bereich 80 °C bis 140 °C definiert. Dies ist auch der
Arbeitsbereich der Alterungsberechnung: Temperaturen unterhalb 80 °C verlängern
die rechnerische Alterung nicht; Werte über 140 °C führen nicht zu einer Verkürzung
der rechnerischen Alterung.
Die beschriebene Berechnung der relativen Alterung bezieht sich ausschließlich auf
die Wicklungsisolation und ist daher nicht für andere Ausfallursachen anwendbar.
Ergebnisse
136
Die Heißpunkttemperatur wird für diejenige Wicklung berechnet, die der für den Überlastschutz projektierten Seite des Schutzobjektes entspricht (Abschnitt 2.1.1, Adresse
#!). Dabei wird der Strom dieser Seite und die gemessene Kühlmitteltemperatur an
einem ausgewählten Temperaturmesspunkt verwendet. Es gibt zwei einstellbare
Grenzwerte, die eine Warnung bzw. einen Alarm ausgeben. Wenn die Alarmmeldung
auf Auslösung rangiert ist, kann sie zur Auslösung des bzw. der Leistungsschalter(s)
verwendet werden.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.9 Thermischer Überlastschutz
Auch für die mittlere Alterungsrate gibt es je eine einstellbare Grenze für Warnung und
Alarm.
Unter den Betriebsmesswerten können Sie jeder Zeit den aktuellen Status auslesen,
und zwar:
− die Heißpunkttemperatur für jeden Strang in °C oder °F (wie eingestellt),
− die relative Alterungsrate (dimensionslos),
− die Lastreserve bis zur Warnmeldung in Prozent,
− die Lastreserve bis zur Alarmmeldung in Prozent.
2.9.3
Einstellhinweise
Allgemeines
Der Überlastschutz kann auf eine beliebige Seite des Schutzobjektes wirken. Da die
Ursache der Überlastung außerhalb des Schutzobjektes liegt, ist der Überlaststrom
ein durchfließender Strom, muss also nicht unbedingt auf der speisenden Seite erfasst werden.
• Bei Transformatoren mit Spannungsregelung wird der Überlastschutz auf die ungeregelte Seite gelegt, da nur bei dieser ein fest definierter Zusammehang zwischen
Nennstrom und Nennleistung herrscht.
• Bei Generatoren wirkt der Überlastschutz normalerweise auf die Sternpunktseite.
• Bei Motoren und Querdrosseln wird der Überlastschutz an die Stromwandler der
Stromzuführung angeschlossen.
• Bei Längsdrosseln und kurzen Kabeln gibt es keine Vorzugsseite.
• Bei Sammelschienen und Freileitungsstücken ist der Überlastschutz i.Allg. nicht
nötig, da die Berechnung einer Übertemperatur wegen der stark schwankenden
Umgebungsbedingungen (Temperatur, Winde) nicht sinnvoll ist. Hier kann jedoch
die strommäßige Warnstufe vor drohender Überlastung warnen.
Bei der Einstellung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1) wurde unter Adresse #!
h7@SG6TU eingestellt, auf welche Seite des Schutzobjektes der Überlastschutz arbeiten soll.
Zwei Methoden existieren zur Überlasterfassung, wie oben beschrieben. Bei der Einstellung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1) wurde unter Adresse #" h7@SG6TUÃ
8C6S eingestellt, ob der Überlastschutz nach der „klassischen“ Methode des thermischen Abbildes arbeiten soll (h7@SG6TUÃ8C6S = xyh††v†pu) oder ob eine Heißpunktberechnung nach IEC 60 354 durchgeführt werden soll (h7@SG6TUÃ8C6S =
hpuÃD@8"$#). Im letzteren Fall muss mindestens eine Thermobox 7XV566 angeschlossen sein, die die Kühlmitteltemperatur digital an das Gerät meldet. Die für die
Thermobox notwendigen Daten wurden unter Adresse ( UC@SHP7PY6SU eingestellt (Abschnitt 2.1.1).
Unter Adresse #! h7@SG6TUT8CVUa kann der Überlastschutz @v- oder 6ˆ†geschaltet werden. Außerdem ist die Einstellung Iˆ…ÃHryqˆt möglich. In letzterem
Fall ist die Schutzfunktion wirksam, gibt aber beim Erreichen der Auslösebedingungen
nur eine Meldung ab, d.h. die Ausgabefunktion „VGTÃ6VT“ ist nicht wirksam.
7UT612 Handbuch
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137
2 Funktionen
k–Faktor
Als Basisstrom für die Überlasterfassung wird der Nennstrom des Schutzobjektes herangezogen. Der Einstellfaktor k wird unter Adresse #!! FA6FUPS eingestellt. Er
ist durch das Verhältnis des thermisch dauernd zulässigen Stromes zu diesem Nennstrom bestimmt:
I max
k = -------------I NO bj
Der zulässige Dauerstrom ist gleichzeitig der Strom, bei dem die e–Funktion der Übertemperatur ihre Asymptote hat.
Bei der Methode mit thermischem Abbild braucht eine Auslöseübertemperatur nicht
ermittelt zu werden, da sie sich aus der Endübertemperatur bei k · INObj automatisch
ergibt. Bei elektrischen Maschinen ist der zulässige Dauerstrom i.Allg. vom Hersteller
angegeben. Liegen keine Daten vor, wählt man für k das 1,1-fache des Nennstromes
des Schutzobjektes. Bei Kabeln ist er von Querschnitt, Isolationsmaterial, Bauart und
Verlegungsart abhängig und kann aus einschlägigen Tabellen entnommen werden.
Bei der Methode mit Heißpunktberechnung nach IEC 60 354 ist k = 1 sinnvoll, da sich
alle übrigen Parameter auf den Nennstrom des Schutzobjektes beziehen.
Zeitkonstante τ bei
thermischem Abbild
Die Erwärmungszeitkonstante τth für das thermische Abbild wird unter Adresse #!"
a@DUFPITU6IU@ eingestellt. Auch diese ist vom Hersteller anzugeben. Achten Sie
darauf, dass die Zeitkonstante in Minuten einzustellen ist. Häufig gibt es anders lautende Angaben, aus denen sich die Zeitkonstante ermitteln lässt:
• 1–s–Strom
τth
1
zul. 1–s–Strom 2
--------- = ------ ⋅  ------------------------------------------

min
60 zul. Dauerstrom
• zulässiger Strom für eine andere Einwirkdauer als 1 s, z.B. für 0,5 s
τ th
0,5 zul. 0,5–s–Strom 2
--------- = -------- ⋅  ---------------------------------------------
60  zul. Dauerstrom 
min
• t6–Zeit; dies ist die Zeit in Sekunden, für die der 6-fache Nennstrom des Schutzobjektes fließen darf
τ th
--------- = 0,6 ⋅ t 6
min
Beispiele:
Kabel mit
zul. Dauerstrom
322 A
zul. 1–s–Strom
13,5 kA
τ th
1
2
1  13 500 A 2
--------- = ------ ⋅ ---------------------- = ------ ⋅ 42 = 29, 4
60
min
60  322 A 
Einstellwert
a@DUFPITU6IU@ = !(# min
• Motor mit zulässiger t6–Zeit 12 s
τ th
--------- = 0,6 ⋅ 12 s = 7,2
min
Einstellwert
a@DUFPITU6IU@ = &! min
Die unter a@DUFPITU6IU@ eingestellte Erwärmungszeitkonstante gilt bei rotierenden
Maschinen für die laufende Maschine. Bei Auslauf oder Stillstand kann sich die Ma-
138
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.9 Thermischer Überlastschutz
schine jedoch wesentlich langsamer abkühlen; dies gilt besonders bei selbstbelüfteten Maschinen. Dieses Verhalten lässt sich durch eine Verlängerung der Zeitkonstanten um den Ft-FAKTOR (Adresse #!&6) bei Stillstand der Maschine abbilden. Auf
Stillstand der Maschine wird dabei erkannt, wenn der Strom den Schwellwert GTÃ
Trv‡rà ÃD3 bzw. GTÃTrv‡rÃ!ÃD3 (dem Überlastschutz zugeordnete Seite, siehe
auch Randtitel “Leistungsschalterzustand” in Abschnitt 2.1.2) unterschreitet. Diese
Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Soll keine Unterscheidung der Zeitkonstanten erfolgen, wie bei Kabeln, Transformatoren, Drosseln, usw., so belassen Sie den Verlängerungsfaktor Ft-FAKTOR = (Voreinstellung).
Warnstufen bei
thermischem Abbild
Durch Einstellung einer thermischen Warnstufe R WARN (Adresse #!#) kann vom
Gerät eine Warnmeldung vor Erreichen der Auslöseübertemperatur abgegeben und
somit durch rechtzeitige Lastreduzierung oder Umschaltung eine Abschaltung vermieden werden. Die Prozentzahl bezieht sich auf die Auslöseübertemperatur. Beachten
Sie, dass die Endübertemperatur proportional dem Quadrat des Stromes ist.
Beispiel:
k–Faktor
k = 1,1
Die Warnübertemperatur soll der Übertemperatur bei Objektnennstrom entsprechen.
1
Θ warn = ----------- = 0,826
2
1,1
Einstellwert R WARN = '! % (nach unten gerundet, um bei 1·INObj mit Sicherheit
Warnung zu erhalten).
Die strommäßige Warnstufe DÃX6SI (Adresse #!$) wird in Ampere (primär oder sekundär) angegeben und sollte etwa dem dauernd zulässigen Strom k · INObj entsprechen. Sie kann auch statt der thermischen Warnstufe verwendet werden. Die thermische Warnstufe wird dann auf 100 % eingestellt und ist dadurch praktisch unwirksam.
Notanlauf bei
Motoren
Die unter Adresse #!'6ÃUÃIPU6IG6VA einzugebende Nachlaufzeit muss sicherstellen, dass nach einem Notanlauf eines Motors und nach dem Rückfall der Binäreingabe „3VGTÃI‚‡hyhˆs“ das Auslösekommando noch so lange blockiert wird, bis
das thermische Abbild unter die Rückfallschwelle abgesunken ist. Diese Einstellung
ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Der Anlauf selber wird erkannt, wenn der unter Adresse #!(6 eingestellte Anlaufstrom DÃHPUPSÃ6IG6VA überschritten wird. Der Wert ist so zu wählen, dass er unter
allen Last- und Spannungsbedingungen während des Motoranlaufs vom tatsächlichen Anlaufstrom sicher überschritten wird, aber bei kurzer, zulässiger Überlast nicht
erreicht wird. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI ® 4 unter „Weitere Parameter“
möglich. Bei anderen Schutzobjekten belassen Sie die Einstellung auf ∞; die Notanlauffunktion ist dann umwirksam.
Temperatursensor
Bei der Heißpunktberechnung nach IEC 60 354 müssen Sie das Gerät informieren, mit
welchem der Temperatursensoren (RTD = Resistance Temperature Detector) die Öltemperatur gemessen werden soll, die für die Heißpunkt- und Alterungsberechnung
maßgebend ist. Mit einer Thermobox 7XV566 sind bis zu 6 Sensoren möglich, mit 2
Boxen bis zu 12. Unter Adresse #!! gGT@ITPSÃ6IÃSU9 stellen Sie die Nummer
des maßgebenden Temperatursensors ein.
Die Kennwerte der Temperaturdetektoren selber werden getrennt eingestellt, siehe
Abschnitt 2.10.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
139
2 Funktionen
Heißpunktstufen
Für die Heißpunkttemperatur gibt es zwei Meldestufen. Unter Adresse #!!!
C@D‰QFUX6SIVIB können Sie die Heißpunkttemperatur in °C einstellen, die zur
Warnung führen soll, unter Adresse #!!# C@D‰QFU6G6SH die entsprechende
Alarmtemperatur. Diese kann wahlweise auch zur Auslösung der Leistungsschalter
benutzt werden, wenn die Ausgangsmeldung „ VGTÃCrv‰ƒ6G6SH“ (FNr $#!) auf
ein Auslöserelais rangiert ist.
Wenn Sie bei der Konfigurierung unter Adresse !&% U@HQ@DIC@DU = B…hqÃAhu
…rurv‡ angegeben haben (Abschnitt 2.1.2 unter „Temperatureinheit“), müssen Sie
die Grenzen für die Warn- und Alarmtemperatur unter den #!!" und #!!$ in Fahrenheitgraden angeben.
Wenn Sie nach Eingabe der Temperaturgrenzen die Temperatureinheit unter Adresse
!&% ändern, müssen Sie die Temperaturgrenzen in den entsprechenden Adressen erneut für die geänderte Temperatureinheit einstellen.
Alterungsrate
Auch für die Alterungsrate L können Sie Grenzen einstellen, für Warnung unter Adresse #!!% 6GU@SVIBX6SIB und für Alarm unter Adresse #!!& 6GU@SVIB6G6SH.
Die Angaben beziehen sich auf die relative Alterung, d.h. L = 1 wird bei 98 °C bzw
208 °F am Heißpunkt erreicht. L > 1 entspricht einer beschleunigten, L < 1 einer verzögerten Alterung.
Kühlmethode und
Isolationsdaten
Unter Adresse #!" FhCGH@UCP9@ geben Sie an, welche Kühlungsart vorliegt: PI =
Oil Natural für natürliche Kühlung, PA = Oil Forced für erzwungenen Ölstrom oder P9
= Oil Directed für geführten Ölstrom. Zu den Definitionen siehe auch Abschnitt 2.9.2
unter Randtitel „Kühlungsvarianten“.
Für die Berechnung der Heißpunkttemperatur benötigt das Gerät den Windungsexponenten Y und den Isolationstemperaturgradienten Hgr, die unter Adresse #!"! `
XDI9VIBT@YQ und #!"" CBSÃDBS69D@IU eingestellt werden. Liegen entsprechende Angaben nicht vor, können die Angaben aus IEC 60 354 herangezogen werden. Einen Auszug aus der entsprechenden Tabelle dieser Norm mit den hier relevanten Daten finden Sie in Tabelle 2-5.
Tabelle 2-5
Thermische Daten von Transformatoren
Verteilungstransformatoren
Kühlungsart:
ONAN
140
Mittlere und große
Transformatoren
ON..
OF..
OD..
Windungsxponent
Y
1,6
1,8
1,8
2,0
Isolationstemperaturgradienten
Hgr
23
26
22
29
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2.9 Thermischer Überlastschutz
2.9.4
Parameterübersicht
Hinweis: In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen
sekundären Nennstrom von I N = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom
von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
4201
ÜBERLASTSCHUTZ
Aus
Ein
Nur Meldung
Aus
Überlastschutz
4202
K-FAKTOR
0.10..4.00
1.10
k-Faktor
4203
ZEITKONSTANTE
1.0..999.9 min
100.0 min
Zeitkonstante
4204
Θ WARN
50..100 %
90 %
Thermische Warnstufe
4205
I WARN
0.10..4.00 A
1.00 A
Stromwarnstufe
4207A
Kτ-FAKTOR
1.0..10.0
1.0
Kt-Zeitfaktor bei Motorstillstand
4208A
T NOTANLAUF
10..15000 s
100 s
Rückfallzeit nach Notanlauf
4209A
I MOTOR ANLAUF
0.60..10.00 A; ∞
∞A
Motoranlaufstrom (blk Überlastschutz)
4221
ÖLSENSOR AN
RTD
1..6
1
Ölsensor ist angeschlossen an
RTD
4222
HEIßPKT-WARNUNG
98..140 °C
98 °C
Heißpunkttemperatur für Warnmeldung
4223
HEIßPKT-WARNUNG
208..284 °F
208 °F
Heißpunkttemperatur für Warnmeldung
4224
HEIßPKT-ALARM
98..140 °C
108 °C
Heißpunkttemperatur für Alarmmeldung
4225
HEIßPKT-ALARM
208..284 °F
226 °F
Heißpunkttemperatur für Alarmmeldung
4226
ALTERUNGWARNG
0.125..128.000
1.000
Grenze Alterungsrate für Warnmeldung
4227
ALTERUNGALARM
0.125..128.000
2.000
Grenze Alterungsrate für Alarmmeldung
4231
KÜHLMETHODE
ON (konvektive Ölkühlung)
OF (erzwungener Ölstrom)
OD (geführter Ölstrom)
ON (konvektive
Ölkühlung)
Kühlmethode
4232
Y-WINDUNGSEXP. 1.6..2.0
1.6
Y - Windungsexponent
4233
HGR I-GRADIENT
22
Hgr - Isolationstemperaturgradient
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22..29
141
2 Funktionen
2.9.5
Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
01503 >ULS block
>Überlastschutz blockieren
01507 >ULS Notanlauf
>Überlastschutz Notanlauf
01511 ULS aus
Überlastschutz ist ausgeschaltet
01512 ULS block
Überlastschutz ist blockiert
01513 ULS wirksam
Überlastschutz ist wirksam
01515 ULS Warnung I
Überlastschutz: Stromstufe
01516 ULS Warnung Θ
Überlastschutz: Thermische Warnstufe
01517 ULS Anregung Θ
Überlastschutz: Anregung Auslösestufe
01521 ULS AUS
Überlastschutz: Auskommando
01541 ULS Heißp.WARN
Überlastschutz: Heißpunkt Warnung
01542 ULS Heißp.ALARM
Überlastschutz: Heißpunkt Alarm
01543 ULS Alter. WARN
Überlastschutz: Alterungsrate Warnung
01544 ULS Alter.ALARM
Überlastschutz: Alterungsrate Alarm
01545 ULS Feh kein Θ
Überlast-Feh: Temperatur-Aufnahme fehlt
01549 ULS Feh Objekt
Überlast-Feh: nicht bei diesem Schutzobj
142
7UT612 Handbuch
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2.10 Thermoboxen für Überlastschutz
2.10
Thermoboxen für Überlastschutz
Für den Überlastschutz mit Heißpunktberechnung und Ermittlung der relativen Alterungsrate wird die Öltemperatur am heißesten Punkt der Wicklung (z.B. eines Transformators) benötigt. Hierzu ist der Anschluss mindestens eines Temperaturfühlers
über eine Thermobox 7XV566 notwendig. Eine Thermobox kann insgesamt bis zu 6
Temperaturen an verschiedenen Stellen des Schutzobjektes durch Temperatursensoren (RTD = Resistance Temperature Detector) erfassen und dem Gerät zuführen.
Eine oder zwei Thermoboxen 7XV566 können angeschlossen werden.
2.10.1 Funktionsbeschreibung
Eine Thermobox 7XV566 ist geeignet für bis zu 6 Messstellen im Schutzobjekt, also
z.B. im Transformatorkessel. Die Thermobox ermittelt die Kühlmitteltemperatur jeder
Messstelle aus dem Widerstandswert der über eine Zwei- bzw. Dreidrahtleitung angeschlossenen Temperatursensoren (Pt100, Ni100 oder Ni120) und wandelt sie in einen Digitalwert um. Die Digitalwerte werden an einer seriellen RS485–Schnittstelle
zur Verfügung gestellt.
An der Serviceschnittstelle des 7UT612 können eine oder zwei Thermoboxen angeschlossen, also bis zu 6 oder 12 Messtellen erfasst werden. Für jede Messtelle können die Kenndaten sowie eine Warn- (Stufe 1) und eine Alarmtemperatur (Stufe 1)
eingestellt werden.
An der Thermobox selber können auch Grenzwerte der einzelnen Messstellen erfasst
und über Ausgaberelais gemeldet werden. Näheres enthält die der Thermobox beigelegte Betriebsanleitung.
2.10.2 Einstellhinweise
Für RTD 1 (Temperatursensor für die Messstelle 1) stellen Sie unter Adresse ( 6
SU9à ÃU`Q den Typ des Temperatursensors ein. Zur Verfügung stehen Q‡Ã ÃW,
Ivà !ÃW und Ivà ÃW. Ist für RTD1 keine Messstelle vorhanden, stellen Sie
SU9à ÃU`Q = vpu‡Ãhtr†puy ein. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter
„Weitere Parameter“ möglich.
Den Einbauort des RTD1 teilen Sie dem Gerät unter Adresse ( !6 SU9Ã Ã@DI
76VPSU mit. Zur Auswahl stehen gy, V€triˆt, Xvqˆt, Ghtr… und 6qr…r. Diese Einstellung ist nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ möglich.
Außerdem können Sie am 7UT612 eine Warntemperatur (Stufe 1) und eine Alarmtemperatur (Stufe 2) einstellen. Abhängig davon, welche Temperatureinheit Sie bei
den Anlagendaten ausgewählt haben (Abschnitt 2.1.2 unter Adresse !&% U@HQ@DI
C@DU, Seite 20), können Sie die Warntemperatur unter Adresse ( "ÃSU9Ã ÃTUVA@Ã
in Celsiusgraden (°C) oder unter Adresse ( #ÃSU9Ã ÃTUVA@Ã in Fahrenheitgraden (°F) einstellen. Die Alarmtemperatur stellen Sie unter Adresse ( $ÃSU9Ã Ã
TUVA@Ã! in Celsiusgraden (°C) oder unter Adresse ( %ÃSU9Ã ÃTUVA@Ã! in Fahrenheitgraden (°F) ein.
7UT612 Handbuch
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143
2 Funktionen
Entsprechend können Sie Angaben für alle angeschlossenen Temperatursensoren
der ersten Thermobox machen:
für RTD 2 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(! 6
(!!6
(!"
(!$
SU9Ã!ÃU`Q,
SU9Ã!Ã@DI76VPSU,
SU9Ã!ÃTUVA@Ã (°C) bzw. (!# SU9Ã!ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã!ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. (!% SU9Ã!ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD 3 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(" 6
("!6
(""
("$
SU9Ã"ÃU`Q,
SU9Ã"Ã@DI76VPSU,
SU9Ã"ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ("# SU9Ã"ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã"ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ("% SU9Ã"ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD 4 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(# 6
(#!6
(#"
(#$
SU9Ã#ÃU`Q,
SU9Ã#Ã@DI76VPSU,
SU9Ã#ÃTUVA@Ã (°C) bzw. (## SU9Ã#ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã#ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. (#% SU9Ã#ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD 5 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
($ 6
($!6
($"
($$
SU9Ã$ÃU`Q,
SU9Ã$Ã@DI76VPSU,
SU9Ã$ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ($# SU9Ã$ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã$ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ($% SU9Ã$ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD 6 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(% 6
(%!6
(%"
(%$
SU9Ã%ÃU`Q,
SU9Ã%Ã@DI76VPSU,
SU9Ã%ÃTUVA@Ã (°C) bzw. (%# SU9Ã%ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã%ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. (%% SU9Ã%ÃTUVA@Ã! (°F);
Sofern Sie zwei Thermoboxen angeschlossen haben, können Sie die Daten für weitere Temperatursensoren bestimmen:
144
für RTD 7 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(& 6
(&!6
(&"
(&$
SU9Ã&ÃU`Q,
SU9Ã&Ã@DI76VPSU,
SU9Ã&ÃTUVA@Ã (°C) bzw. (&# SU9Ã&ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã&ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. (&% SU9Ã&ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD 8 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(' 6
('!6
('"
('$
SU9Ã'ÃU`Q,
SU9Ã'Ã@DI76VPSU,
SU9Ã'ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ('# SU9Ã'ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã'ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ('% SU9Ã'ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD 9 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(( 6
((!6
(("
(($
SU9Ã(ÃU`Q,
SU9Ã(Ã@DI76VPSU,
SU9Ã(ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ((# SU9Ã(ÃTUVA@Ã (°F),
SU9Ã(ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ((% SU9Ã(ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD10 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(
(
(
(
SU9
SU9
SU9
SU9
für RTD11 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
( 6 SU9
( !6 SU9
( " SU9
( $ SU9
ÃU`Q,
Ã@DI76VPSU,
ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ( # SU9 ÃTUVA@Ã (°F),
ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ( % SU9 ÃTUVA@Ã! (°F);
ÃU`Q,
Ã@DI76VPSU,
ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ( # SU9 ÃTUVA@Ã (°F),
ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ( % SU9 ÃTUVA@Ã! (°F);
für RTD12 Adresse
Adresse
Adresse
Adresse
(
(
(
(
!ÃU`Q,
!Ã@DI76VPSU,
!ÃTUVA@Ã (°C) bzw. ( !# SU9 !ÃTUVA@Ã (°F),
!ÃTUVA@Ã! (°C) bzw. ( !% SU9 !ÃTUVA@Ã! (°F).
6
!6
"
$
! 6
!!6
!"
!$
SU9
SU9
SU9
SU9
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.10 Thermoboxen für Überlastschutz
2.10.3 Parameterübersicht
Hinweis: Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
Pt 100 Ohm
RTD 1: Typ
Öl
RTD 1: Einbauort
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 1
RTD 1 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9015
RTD 1 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9016
RTD 1 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9021A
RTD 2 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 2: Typ
9022A
RTD 2 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 2: Einbauort
9023
RTD 2 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9024
RTD 2 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9025
RTD 2 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9026
RTD 2 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9031A
RTD 3 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 3: Typ
9032A
RTD 3 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 3: Einbauort
9011A
RTD 1 TYP
9012A
RTD 1 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
9013
RTD 1 STUFE 1
9014
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
145
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
9033
RTD 3 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9034
RTD 3 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9035
RTD 3 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9036
RTD 3 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9041A
RTD 4 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 4: Typ
9042A
RTD 4 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 4: Einbauort
9043
RTD 4 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9044
RTD 4 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9045
RTD 4 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9046
RTD 4 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9051A
RTD 5 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 5: Typ
9052A
RTD 5 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 5: Einbauort
9053
RTD 5 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9054
RTD 5 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9055
RTD 5 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9056
RTD 5 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9061A
RTD 6 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 6: Typ
146
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.10 Thermoboxen für Überlastschutz
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
Andere
RTD 6: Einbauort
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 1
RTD 6 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9065
RTD 6 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9066
RTD 6 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9071A
RTD 7 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 7: Typ
9072A
RTD 7 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 7: Einbauort
9073
RTD 7 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9074
RTD 7 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9075
RTD 7 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9076
RTD 7 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9081A
RTD 8 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 8: Typ
9082A
RTD 8 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 8: Einbauort
9083
RTD 8 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9084
RTD 8 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9085
RTD 8 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9086
RTD 8 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9062A
RTD 6 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
9063
RTD 6 STUFE 1
9064
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
147
2 Funktionen
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
nicht angeschlossen
RTD 9: Typ
Andere
RTD 9: Einbauort
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 1
RTD 9 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9095
RTD 9 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9096
RTD 9 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9101A
RTD10 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD10: Typ
9102A
RTD10 EINBAUORT
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD10: Einbauort
9103
RTD10 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9104
RTD10 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9105
RTD10 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9106
RTD10 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9111A
RTD11 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD11: Typ
9112A
RTD11 EINBAUORT
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD11: Einbauort
9113
RTD11 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9114
RTD11 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9091A
RTD 9 TYP
9092A
RTD 9 EINBAUORT Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
9093
RTD 9 STUFE 1
9094
148
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.10 Thermoboxen für Überlastschutz
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
9115
RTD11 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9116
RTD11 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9121A
RTD12 TYP
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD12: Typ
9122A
RTD12 EINBAUORT
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD12: Einbauort
9123
RTD12 STUFE 1
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9124
RTD12 STUFE 1
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9125
RTD12 STUFE 2
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9126
RTD12 STUFE 2
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 2
2.10.4 Informationsübersicht
Hinweis: Weitere Meldungen über Grenzwerte der einzelnen Messstellen stehen an
der Thermobox selber für die Ausgabe über Relaiskontakte zur Verfügung.
FNr.
Meldung
Erläuterung
14101 RTD Störung
RTD Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14111 RTD 1 Störung
RTD 1 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14112 RTD 1 Anr. St.1
RTD 1 Temperaturstufe 1 angeregt
14113 RTD 1 Anr. St.2
RTD 1 Temperaturstufe 2 angeregt
14121 RTD 2 Störung
RTD 2 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14122 RTD 2 Anr. St.1
RTD 2 Temperaturstufe 1 angeregt
14123 RTD 2 Anr. St.2
RTD 2 Temperaturstufe 2 angeregt
14131 RTD 3 Störung
RTD 3 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14132 RTD 3 Anr. St.1
RTD 3 Temperaturstufe 1 angeregt
14133 RTD 3 Anr. St.2
RTD 3 Temperaturstufe 2 angeregt
14141 RTD 4 Störung
RTD 4 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14142 RTD 4 Anr. St.1
RTD 4 Temperaturstufe 1 angeregt
14143 RTD 4 Anr. St.2
RTD 4 Temperaturstufe 2 angeregt
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
149
2 Funktionen
FNr.
Meldung
Erläuterung
14151 RTD 5 Störung
RTD 5 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14152 RTD 5 Anr. St.1
RTD 5 Temperaturstufe 1 angeregt
14153 RTD 5 Anr. St.2
RTD 5 Temperaturstufe 2 angeregt
14161 RTD 6 Störung
RTD 6 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14162 RTD 6 Anr. St.1
RTD 6 Temperaturstufe 1 angeregt
14163 RTD 6 Anr. St.2
RTD 6 Temperaturstufe 2 angeregt
14171 RTD 7 Störung
RTD 7 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14172 RTD 7 Anr. St.1
RTD 7 Temperaturstufe 1 angeregt
14173 RTD 7 Anr. St.2
RTD 7 Temperaturstufe 2 angeregt
14181 RTD 8 Störung
RTD 8 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14182 RTD 8 Anr. St.1
RTD 8 Temperaturstufe 1 angeregt
14183 RTD 8 Anr. St.2
RTD 8 Temperaturstufe 2 angeregt
14191 RTD 9 Störung
RTD 9 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14192 RTD 9 Anr. St.1
RTD 9 Temperaturstufe 1 angeregt
14193 RTD 9 Anr. St.2
RTD 9 Temperaturstufe 2 angeregt
14201 RTD10 Störung
RTD10 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14202 RTD10 Anr. St.1
RTD10 Temperaturstufe 1 angeregt
14203 RTD10 Anr. St.2
RTD10 Temperaturstufe 2 angeregt
14211 RTD11 Störung
RTD11 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14212 RTD11 Anr. St.1
RTD11 Temperaturstufe 1 angeregt
14213 RTD11 Anr. St.2
RTD11 Temperaturstufe 2 angeregt
14221 RTD12 Störung
RTD12 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss)
14222 RTD12 Anr. St.1
RTD12 Temperaturstufe 1 angeregt
14223 RTD12 Anr. St.2
RTD12 Temperaturstufe 2 angeregt
150
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.11 Leistungsschalterversagerschutz
2.11
Leistungsschalterversagerschutz
2.11.1 Funktionsbeschreibung
Allgemeines
Der Leistungsschalterversagerschutz dient der schnellen Reserveabschaltung, wenn
im Falle eines Auslösekommandos von einem Schutzrelais der zugeordnete Leistungsschalter versagt.
Wird z.B. vom Differentialschutz oder von einem externen Kurzschlussschutz eines
Abzweiges ein Auslösekommando an den Leistungsschalter abgegeben, so wird dieses gleichzeitig an den Leistungsschalterversagerschutz gemeldet (Bild 2-81). In diesem wird eine Zeitstufe SVS–T gestartet. Die Zeitstufe läuft so lange, wie ein Auslösekommando des Schutzes ansteht und der Strom über den Leistungsschalter fließt.
Leistungsschalterversagerschutz
LS–I>
≥1
Schutzfunktion
(extern)
Diffschutz
Bild 2-81
Diff
AUS
&
SVS–T 0
SVS
AUS
7UT612
Vereinfachtes Funktionsschema Leistungsschalterversagerschutz mit Stromflussüberwachung
Bei störungsfreiem Verlauf wird der Leistungsschalter den Fehlerstrom abschalten
und folglich den Stromfluss unterbrechen. Die Stromgrenzwertstufe fällt zurück und
verhindert den weiteren Ablauf der Zeitstufe SVS–T.
Wird das Auslösekommando des Schutzes nicht ausgeführt (Leistungsschalterversager–Fall), so fließt der Strom weiter und die Zeitstufe kommt zum Ablauf. Nun erteilt
der Leistungsschalterversagerschutz seinerseits ein Auslösekommando, das die umliegenden Leistungsschalter zum Abschalten des Fehlerstromes bringt.
Die Rückfallzeit des Abzweigschutzes spielt hierbei keine Rolle, da die Stromflussüberwachung des Leistungsschalterversagerschutzes selbsttätig die Unterbrechung
des Stromes erkennt.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
151
2 Funktionen
Es ist streng darauf zu achten, dass die Messstelle des Stromes und der überwachte
Leistungsschalter zusammen gehören. Beide müssen sich auf der Speiseseite des
Schutzobjektes befinden. In Bild 2-81 wird der Strom auf der Sammelschienenseite
des Transformators (= Einspeisung) gemessen, also auch der sammelschienenseitige Leistungsschalter überwacht. Die umliegenden Leistungsschalter sind die der dargestellten Sammelschiene.
Bei Generatoren bezieht sich der Schalterversagerschutz normalerweise auf den
Netzschalter, in allen übrigen Fällen muss die einspeisende Seite maßgebend sein.
Anwurf
Bild 2-82 zeigt das Logikdiagramm des Schalterversagerschutzes.
Der Schalterversagerschutz kann durch zwei verschiedene Quellen angeworfen werden:
• interne Funktionen des 7UT612, z.B. Auskommandos von Schutzfunktionen oder
über CFC (interne Logikfunktionen),
• externe Startbefehle z.B. über Binäreingabe.
In beiden Fällen wird überprüft, ob über den überwachten Leistungsschalter Strom
fließt. Zusätzlich kann die Stellung des Hilfskontaktes des Leistungsschalters überprüft werden (einstellbar).
Das Stromkriterium ist erfüllt, wenn mindestens einer der drei Phasenströme eine einstellbare Schwelle übersteigt: GTÃTrv‡rà ÃD3 oder GTÃTrv‡rÃ!ÃD3, je nach dem,
welcher Seite der Schalterversagerschutz zugeordnet ist, siehe auch Abschnitt 2.1.2
unter Randtitel „Leistungsschalterzustand“ (Seite 27).
Die Auswertung der Leistungsschalterhilfskontakte erfolgt abhängig davon, welche
Hilfskontakte zur Verfügung stehen und wie die Binäreingänge rangiert sind. Wenn
sowohl ein Öffner als auch ein Schließer des Leistungsschalterhilfskontaktes benutzt
werden, kann die Störstellung des Schalters erkannt werden. In diesem Fall ist allein
das Stromkriterium für das Erkennen des geöffneten Schalters maßgebend.
Der Anwurf kann über eine Binäreingabe „ 3TWTÃiy‚px“ blockiert werden (z.B. während einer Prüfung des Abzweigschutzes).
Verzögerung und
Auslösung
Für jede der beiden Anwurfquellen wird eine eigene Anregemeldung generiert. Sie
starten je eine Verzögerungszeit; die Einstellung dieser Zeiten ist gemeinsam.
Nach Ablauf der Verzögerung wird je ein Auslösekommando erzeugt. Diese Kommandos führen über eine ODER–Verknüpfung zum Kommando „TWTÃ6VT“, das die Auslösung der umliegenden Schalter veranlasst, damit diese den Fehlerstrom unterbrechen. Umliegende Schalter sind die der Sammelschiene oder des Sammelschienenabschnittes, mit dem der betrachtete Leistungsschalter verbunden ist.
152
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.11 Leistungsschalterversagerschutz
FSDU S Ã DFP
$XV
„1“
(LQ
Fehler
&
>LS offen projektiert
&
>LS geschl. projektiert
&
&
&
FNr 411
>LS1 Pos.Aus 3p
=
FNr 410
>LS1 Pos.Ein 3p
≥1
&
&
≥1
&
Interne Quelle
FNr 1456
SVS Anr intern
Gerät AUS
G Ã
T
&
&
W ²U ˆ Ã
FNr 1480
SVS AUS intern
0
à ÃD à Max. von
IL1, IL2, IL3
Ι>
Externe Quelle
FNr 1457
SVS Anr extern
FNr 1431
>SVS Start
T
&
W ²U ˆ Ã
FNr 1481
SVS AUS extern
0
&
G Ã
à ÃD à Max. von
IL1, IL2, IL3
Ι>
≥1
FNr. 1403
>SVS block
„1“
Bild 2-82
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
6GU SW S 6
(LQ
$XV
FNr 1471
SVS AUS
Messfreigabe
FNr. 1452
SVS block
≥1
≥1
FNr. 1453
SVS wirksam
FNr. 1451
SVS aus
Logik des Schalterversagerschutzes, dargestellt für Seite 1
153
2 Funktionen
2.11.2 Einstellhinweise
Allgemeines
Bei der Einstellung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1) wurde unter Adresse &
T8C6GU@SW@ST6B eingestellt, auf welche Seite des Schutzobjektes der Leistungsschalterversagerschutz arbeiten soll. Es ist unbedingt darauf zu achten, dass die
Messstelle des Stromes und der überwachte Leistungsschalter zusammen gehören.
Beide müssen sich auf der Speiseseite des Schutzobjektes befinden.
Unter Adresse &
6ˆ†geschaltet.
Anwurf
T8C6GU@SW@ST6B wird der Schalterversagerschutz @v- oder
Für die Stromflussüberwachung ist der bereits unter den Anlagendaten 1 eingestellte
Wert maßgebend (siehe Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Leistungsschalterzustand“,
Seite 27). Je nach der Seite des Schutzobjektes, deren Schalter überwacht werden
soll, ist dies Adresse !'") GTÃTrv‡rà ÃD3 oder Adresse !'# GTÃTrv‡rÃ!ÃD3.
Dieser Wert wird bei offenem Schalter mit Sicherheit unterschritten.
Normalerweise wertet der Schalterversagerschutz sowohl das Stromflusskriterium als
auch die Position der Schalter-Hilfskontakte aus. Sind keine Hilfskontakte des Leistungsschalters verfügbar, können sie auch nicht ausgewertet werden. In diesem Fall
stellen Sie Adresse &# FSDU@SÃCDFP auf Irv.
Verzögerungszeit
Die einzustellende Verzögerungszeit ergibt sich aus der maximalen Ausschaltzeit des
Leistungsschalters, der Rückfallzeit der Stromflusserfassung sowie einer Sicherheitsmarge, die auch die Ablaufzeitstreuung berücksichtigt. Bild 2-83 verdeutlicht die Zeitabläufe an einem Beispiel. Für die Rückfallzeit sollten 11/2 Perioden veranschlagt werden.
Die Verzögerung wird unter Adresse &$ UÃW@Sa eingestellt.
Fehlereintritt
Fehlerklärungszeit normal
Kdo. LS–Ausschaltzeit Rückfall SicherSchutz
LS I>
heit
Anwurf Schalterversagerschutz
Verzögerungszeit SVS–Taus
Schalterversagerschutz
LS–Ausschaltzeit
(umliegend)
Gesamt–Fehlerklärungszeit bei Schalterversager
Bild 2-83
154
Beispiel für Zeitablauf bei normaler Fehlerklärung und bei Leistungsschalterversager
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.11 Leistungsschalterversagerschutz
2.11.3 Parameterübersicht
In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN =
5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
7001
SCHALTERVERSAG.
Aus
Ein
Aus
Schalterversagerschutz
7004
KRITER. HIKO
Aus
Ein
Aus
Automatische LS-HilfskontaktAuswertung
7005
T VERZ.
0.06..60.00 s; ∞
0.25 s
Verzögerungszeit T
2.11.4 Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
01403 >SVS block
>Schalterversagerschutz blockieren
01431 >SVS Start
>Schalterversagerschutz von ext. starten
01451 SVS aus
Schalterversagerschutz ist ausgeschaltet
01452 SVS block
Schalterversagerschutz ist blockiert
01453 SVS wirksam
Schalterversagerschutz ist wirksam
01456 SVS Anr intern
Schalterversager: Anregung (int. AUS)
01457 SVS Anr extern
Schalterversager: Anregung (ext. AUS)
01471 SVS AUS
Schalterversager: AUS
01480 SVS AUS intern
Schalterversager: Auslösung (int. AUS)
01481 SVS AUS extern
Schalterversager: Auslösung (ext. AUS)
01488 SVS Feh Objekt
SVS-Feh: nicht bei diesem Schutzobj.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
155
2 Funktionen
2.12
Externe Einkopplungen
2.12.1 Funktionsbeschreibung
Direkt eingekoppelte Kommandos
Der digitale Differentialschutz 7UT612 erlaubt, zwei beliebige Signale von externen
Schutz- oder Überwachungseinrichtungen über Binäreingänge einzukoppeln, die
dann in die internen Auslöse- und Meldeverarbeitung einbezogen werden. Wie die internen Signale, können diese gemeldet, verzögert, auf Auslösung rangiert und auch
einzeln blockiert werden. Damit ist z.B. die Einbindung mechanischer Schutzeinrichtungen (z.B. Druckwächter, Buchholzschutz) möglich.
Die Auslösekommandos sind in die für alle Schutzfunktionen eingestellte Mindestauslösekommandodauer eingebunden (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Kommandodauer“, Seite 27, Adresse !'6).
Bild 2-84 zeigt das Logikdiagramm dieser „direkten Einkopplungen“. Diese Logik ist
insgesamt zwei mal in gleicher Weise vorhanden; die Funktionsnummern der Meldungen sind jeweils für die Einkopplung 1 dargestellt.
FNr 04536
Eink1 Anregung
UÃ9@F ÃW@Sa
FNr 04526
>Einkoppl. 1
T
FNr 04537
Eink1 AUS
FNr 04523
FNr 04532
>Eink1 block
Eink1 block
Bild 2-84
Transformatormeldungen
&
Logikdiagramm der direkten Einkopplungen — dargestellt für Einkopplung 1
Zusätzlich zu den vor beschriebenen Einkopplungen können Informationen, die typisch für externe Transformatormeldungen sind, über Binäreingänge in die Meldeverarbeitung des 7UT612 eingekoppelt werden. Dies erspart es, für diese Zwecke Anwendermeldungen zu definieren.
Diese Meldungen umfassen Buchholz Warn-, Kessel- und Auslösemeldung, sowie
Gasungswarnung des Kesselöls.
Blockiersignal bei
außenliegenden
Fehlern
Bei Transformatoren werden gelegentlich Druckauslöser (SPR = sudden pressure relay) im Kessel installiert, die bei plötzlichem Druckanstieg den Transformator abschalten. Ein solcher Druckanstieg kann aber nicht nur durch Trafofehler, sondern auch
durch hohe durchfließende Kurzschlussströme bei außenliegendem Fehler auftreten.
Außenliegende Fehler werden in 7UT612 sehr schnell erkannt (siehe auch Abschnitt
2.2.1 unter Randtitel „Zusatzstabilisierung bei außenliegenden Fehlern“, Seite 36).
Mittels der CFC–Logik lässt sich daraus ein Blockiersignal für den Druckauslöser ableiten. Eine solche Logik lässt sich z.B. nach Bild 2-85 realisieren.
156
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.12 Externe Einkopplungen
"IN: 9vssÃr‘‡AruÃG Ã@H "
"IN: 9vssÃr‘‡AruÃG!Ã@H "
PS
PS
PS²Bh‡r
7PÃY
7PÃY!
7PÃY"
QG8 f7@6
$²
`Ã7P
"OUT: 7y‚pxÃ9…ˆpx†r†‚…ÃD@ "
"IN: 9vssÃr‘‡AruÃG"Ã@H "
Bild 2-85
CFC-Plan für Blockierung des Drucksensors bei äußerem Fehler
2.12.2 Einstellhinweise
Allgemeines
Die direkten Einkopplungen können nur wirken und sind nur zugänglich, wenn sie bei
der Konfigurierung des Funktionsumfangs (Abschnitt 2.1.1) unter den Adressen '%
@DIFPQQGVIBà bzw. '& @DIFPQQGVIBÃ! als ‰‚…uhqr eingestellt wurden.
Unter den Adressen '% @DIFPQQGVIBÃ und '& @DIFPQQGVIBÃ! können die
Funktionen einzeln @v- oder 6ˆ†geschaltet oder nur das Auslösekommando gesperrt werden (7y‚pxÃSryhv†).
Mittels Verzögerung können Sie die eingekoppelten Signale stabilisieren und somit
den dynamischen Störabstand erhöhen. Für die Einkopplung 1 geschieht dies unter
Adresse '%! UÃ9@F ÃW@Sa, für die Einkopplung 2 unter Adresse '&! UÃ9@F!Ã
W@Sa.
2.12.3 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
8601
EINKOPPLUNG 1
Ein
Aus
Aus
Direkte Einkopplung 1
8602
T DEK1 VERZ.
0.00..60.00 s; ∞
1.00 s
Verzögerungszeit Direkte Eink.1
8701
EINKOPPLUNG 2
Ein
Aus
Aus
Direkte Einkopplung 2
8702
T DEK2 VERZ.
0.00..60.00 s; ∞
1.00 s
Verzögerungszeit Direkte Eink.2
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157
2 Funktionen
2.12.4 Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
04523 >Eink1 block
>Blockierung der Direkten Einkopplung 1
04526 >Einkoppl. 1
>Einkopplung eines externen Kommandos 1
04531 Eink1 aus
Einkopplung 1 ist ausgeschaltet
04532 Eink1 block
Einkopplung 1 ist blockiert
04533 Eink1 wirksam
Einkopplung 1 ist wirksam
04536 Eink1 Anregung
Anregung Einkopplung 1
04537 Eink1 AUS
Auslösung Einkopplung 1
04543 >Eink2 block
>Blockierung der Direkten Einkopplung 2
04546 >Einkoppl. 2
>Einkopplung eines externen Kommandos 2
04551 Eink2 aus
Einkopplung 2 ist ausgeschaltet
04552 Eink2 block
Einkopplung 2 ist blockiert
04553 Eink2 wirksam
Einkopplung 2 ist wirksam
04556 Eink2 Anregung
Anregung Einkopplung 2
04557 Eink2 AUS
Auslösung Einkopplung 2
FNr.
Meldung
Erläuterung
00390 >Gas in Öl grö.
>Zulässige Menge Gas in Öl überschritten
00391 >Buchh. Warnung
>Buchholzschutz: Warnsignal
00392 >Buchh. Meldung
>Buchholzschutz: Auslösemeldung
00393 >Buchh. Kessel
>Buchholzschutz: Kesselüberwachung
158
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.13 Überwachungsfunktionen
2.13
Überwachungsfunktionen
Das Gerät verfügt über umfangreiche Überwachungsfunktionen, sowohl der GeräteHardware als auch der Software; auch die Messgrößen werden kontinuierlich auf
Plausibilität kontrolliert, so dass auch die Stromwandlerkreise weitgehend in die Überwachung einbezogen sind. Weiterhin ist es möglich, über entsprechend verfügbare Binäreingänge eine Auslösekreisüberwachung zu realisieren.
2.13.1 Funktionsbeschreibung
2.13.1.1 Hardware-Überwachungen
Das Gerät wird von den Messeingängen bis zu den Ausgaberelais überwacht. Überwachungsschaltungen und Prozessor prüfen die Hardware auf Fehler und Unzulässigkeiten.
Hilfs- und Referenzspannungen
Die Prozessorspannung von 5 V wird von der Hardware überwacht, da der Prozessor
bei Unterschreiten des Mindestwertes nicht mehr funktionsfähig ist. Das Gerät wird in
diesem Fall außer Betrieb gesetzt. Bei Wiederkehren der Spannung wird das Prozessorsystem neu gestartet.
Ausfall oder Abschalten der Versorgungsspannung setzt das Gerät außer Betrieb;
Meldung erfolgt über den „Lifekontakt“ (wahlweise als Öffner oder Schließer). Kurzzeitige Hilfsspannungseinbrüche <50 ms stören die Bereitschaft des Gerätes nicht (siehe auch Abschnitt 4.1.2 in den Technischen Daten).
Der Prozessor überwacht die Offsetspannung des ADU (Analog–Digital–Umsetzer).
Bei unzulässigen Abweichungen wird der Schutz gesperrt; dauerhafte Fehler werden
gemeldet (Meldung: „T‡|…ˆtÃHr††“).
Pufferbatterie
Die Pufferbatterie, die bei Ausfall der Hilfsspannung den Weitergang der internen Uhr
und die Speicherung von Zählern und Meldungen sichert, wird zyklisch auf ihren Ladezustand überprüft. Bei Unterschreiten der zulässigen Minimalspannung wird die
Meldung „T‡|…Ã7h‡‡r…vr“ abgegeben.
Speicherbausteine
Die Arbeitsspeicher (RAM) werden beim Anlauf des Systems getestet. Tritt dabei ein
Fehler auf, wird der Anlauf abgebrochen, eine LED blinkt. Während des Betriebs werden die Speicher mit Hilfe ihrer Checksumme überprüft.
Für den Programmspeicher wird zyklisch die Quersumme gebildet und mit der hinterlegten Programmquersumme verglichen.
Für den Parameterspeicher wird zyklisch die Quersumme gebildet und mit der bei jedem Einstellvorgang neu ermittelten Quersumme verglichen.
Bei Auftreten eines Fehlers wird das Prozessorsystem neu gestartet.
7UT612 Handbuch
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159
2 Funktionen
Abtastung
Die Abtastung wird laufend überwacht. Lassen sich etwaige Abweichungen nicht
durch erneute Synchronisation beheben, nimmt sich der Schutz selbsttätig außer Betrieb, und die rote LED „ERROR“ leuchtet auf. Das Bereitschaftsrelais („Lifekontakt“)
fällt ab und gibt über seine Öffner eine Meldung ab.
2.13.1.2 Software-Überwachungen
Watchdog
Zur kontinuierlichen Überwachung der Programmabläufe ist eine Zeitüberwachung in
der Hardware (Hardware–Watchdog) vorgesehen, die bei Ausfall des Prozessors
oder einem außer Tritt geratenen Programm abläuft und das Zurücksetzen des Prozessorsystems mit komplettem Wiederanlauf auslöst.
Ein weiterer Software–Watchdog sorgt dafür, dass Fehler bei der Verarbeitung der
Programme entdeckt werden. Dieser löst ebenfalls ein Rücksetzen des Prozessors
aus.
Sofern ein solcher Fehler durch den Wiederanlauf nicht behoben ist, wird ein weiterer
Wiederanlaufversuch gestartet. Nach dreimaligem erfolglosen Wiederanlauf innerhalb 30 s nimmt sich der Schutz selbsttätig außer Betrieb, und die rote LED „ERROR“
leuchtet auf. Das Bereitschaftsrelais („Lifekontakt“) fällt ab und gibt eine Meldung ab
(wahlweise als Öffner oder Schließer).
2.13.1.3 Überwachungen der Messgrößen
Unterbrechungen oder Kurzschlüsse in den Sekundärkreisen der Stromwandler, sowie Fehler in den Anschlüssen (wichtig bei Inbetriebnahme!) werden vom Gerät weitgehend erkannt und gemeldet. Hierzu werden die Messgrößen im Hintergrund zyklisch überprüft, solange kein Störfall läuft.
Stromsymmetrie
Im fehlerfreien Dreiphasennetz ist von einer gewissen Symmetrie der Ströme auszugehen. Diese Symmetrie wird im Gerät durch eine Betragsüberwachung für jede Seite
eines Dreiphasen-Schutzobjektes kontrolliert. Dabei wird der kleinste Phasenstrom in
Relation zum größten gesetzt. Auf Unsymmetrie wird erkannt, wenn (für Seite 1)
|Imin | / |Imax | < T`HA6FÃDÃT
solange
Imax / IN > T`HDBS@IaÃT / IN
Dabei ist Imax der Größte der drei Leiterströme und Imin der Kleinste. Der Symmetriefaktor T`HA6FÃDÃT ist das Maß für die Unsymmetrie der Leiterströme, der
Grenzwert T`HDBS@IaÃT ist die untere Grenze des Arbeitsbereiches dieser Überwachung (siehe Bild 2-86). Beide Parameter sind einstellbar. Das Rückfallverhältnis
beträgt ca. 95 %.
Die Symmetrieüberwachung ist für jede Seite des Schutzobjektes getrennt vorhanden. Beim einphasigen Sammelschienendifferentialschutz ergibt sie keinen Sinn und
ist außer Funktion. Die Störung wird für die entsprechende Seite mit „ T‡|…ÃD†’€€Ã
T “ (FNr $& ) bzw. „T‡|…ÃD†’€€ÃT!“ (FNr $&!) gemeldet. Gemeinsam erscheint auch die Meldung „T‡|…ˆtÃD†’€€“ (FNr %").
160
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.13 Überwachungsfunktionen
Imin
IN
Steigung:
T`HA6FÃD
„Störung Isymm“
T`HDBS@Ia
Bild 2-86
Drehfeld
Imax
IN
Stromsymmetrieüberwachung
Zum Erkennen eventuell vertauschter Anschlüsse in den Strompfaden wird bei dreiphasiger Anwendung der Drehsinn der Leiterströme durch Kontrolle der Reihenfolge
der (vorzeichengleichen) Nulldurchgänge der Ströme für jede Seite des Schutzobjektes überprüft. Beim einphasigen Sammelschienendifferentialschutz und Einphasentransformator ergibt dies keinen Sinn und ist außer Funktion.
Insbesondere der Schieflastschutz ist darauf angewiesen, dass das Drehfeld ein
Rechts-Drehfeld ist. Hat das geschützte Objekt ein Linksdrehfeld, so muss dies bei
der Einstellung der Anlagendaten 1 (Abschnitt 2.1.2 unter „Phasenfolge“) berücksichtigt sein.
Der Drehsinn wird durch Kontrolle der Phasenfolge der Ströme
IL1 vor IL2 vor IL3
überprüft. Die Kontrolle des Stromdrehfeldes erfordern einen Mindeststrom von
|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN.
Weicht das gemessene Drehfeld vom eingestellten ab, wird die Meldung
„T‡|…9…rusDÃT “ (FNr !%$) bzw. „T‡|…9…rusDÃT!“ (FNr !%%) abgegeben. Gemeinsam erscheint auch die Meldung „T‡|…9…rusryqÃD“, (FNr &$).
2.13.1.4 Auslösekreisüberwachung
Der Differentialschutz 7UT612 verfügt über eine integrierte Auslösekreisüberwachung. Je nach Anzahl der noch verfügbaren nicht gewurzelten Binäreingänge kann
zwischen der Überwachung mit einer oder mit zwei Binäreingaben gewählt werden.
Entspricht die Rangierung der hierfür benötigten Binäreingaben nicht der vorgewählten Überwachungsart, so erfolgt eine diesbezügliche Meldung („ 6FVÃShtAru
yr…“).
Überwachung mit
zwei Binäreingängen
Bei Verwendung von zwei Binäreingängen werden diese gemäß Bild 2-87 einerseits
parallel zum zugehörigen Kommandorelaiskontakt des Schutzes, andererseits parallel zum Leistungsschalterhilfskontakt angeschlossen.
Voraussetzung für den Einsatz der Auslösekreisüberwachung ist, dass die Steuerspannung für den Leistungsschalter größer ist als die Summe der Mindestspannungsabfälle an den beiden Binäreingängen (USt > 2·U BEmin). Da je Binäreingang mindes-
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
161
2 Funktionen
tens 19 V notwendig sind, ist die Überwachung nur bei einer anlagenseitigen Steuerspannung über 38 V anwendbar.
USt
L+
7UT612
FNr >AKU Kdo.Rel.
UBE1
7UT612
FNr >AKU LS
KR
Legende:
KR
LS
LSS
HiKo1
HiKo2
UBE2
LSS
LS
HiKo1
HiKo2
—
—
—
—
—
Kommandorelaiskontakt
Leistungsschalter
Leistungsschalterspule
Leistungsschalter–Hilfskontakt (Schließer)
Leistungsschalter–Hilfskontakt (Öffner)
USt
— Steuerspannung (Auslösespannung)
UBE1 — Eingangsspannung für 1. Binäreingang
UBE2 — Eingangsspannung für 2. Binäreingang
Hinweis: Der Leistungsschalter ist in geschlossenem Zustand dargestellt.
L–
Bild 2-87
Prinzip der Auslösekreisüberwachung mit zwei Binäreingängen
Je nach Schaltzustand von Kommandorelais und Leistungsschalter werden dabei die
Binäreingaben angesteuert (logischer Zustand „H“ in Tabelle 2-6) oder kurzgeschlossen (logischer Zustand „L“).
Der Zustand, dass beide Binäreingänge nicht erregt („L“) sind, ist bei intakten Auslösekreisen nur während einer kurzen Übergangsphase (Kommandorelaiskontakt ist
geschlossen, aber Leistungsschalter hat noch nicht geöffnet) möglich.
Ein dauerhaftes Auftreten dieses Zustandes ist nur bei Unterbrechung oder Kurzschluss des Auslösekreises, sowie bei Ausfall der Batteriespannung denkbar und wird
deshalb als Überwachungskriterium herangezogen.
Tabelle 2-6
Zustandstabelle der Binäreingänge in Abhängigkeit von KR und LS
Nr.
Kommandorelais
Leistungsschalter
HiKo 1
HiKo 2
BE 1
BE 2
1
offen
EIN
geschlossen
offen
H
L
2
offen
AUS
offen
geschlossen
H
H
3
geschlossen
EIN
geschlossen
offen
L
L
4
geschlossen
AUS
offen
geschlossen
L
H
Die Zustände der beiden Binäreingänge werden periodisch abgefragt. Eine Abfrage
erfolgt etwa alle 500 ms. Erst wenn n = 3 solcher aufeinander folgender Zustandsabfragen einen Fehler erkennen, wird eine Fehlermeldung abgesetzt (siehe Bild 2-88).
Durch diese Messwiederholungen wird die Verzögerungszeit der Störmeldung bestimmt und damit eine Störmeldung bei kurzzeitigen Übergangsphasen vermieden.
Nach Beseitigung der Störung im Auslösekreis fällt die Störmeldung nach der gleichen
Zeit automatisch zurück.
162
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.13 Überwachungsfunktionen
FNr
>AKU Kdo.Rel.
FNr
&
>AKU LS
Bild 2-88
Überwachung mit
einem Binäreingang
T
FNr
T
Störung Auskr.
T ca.
1 bis 2 s
Logikdiagramm der Auslösekreisüberwachung mit zwei Binäreingängen
Die Binäreingabe wird gemäß Bild 2-89 parallel zum zugehörigen Kommandorelaiskontakt des Schutzgerätes angeschlossen. Der Leistungsschalterhilfskontakt ist mittels eines hochohmigen Ersatzwiderstands R überbrückt.
Die Steuerspannung für den Leistungsschalter sollte mindestens doppelt so groß sein
wie der Mindestspannungsabfall an dem Binäreingang (USt > 2·UBEmin). Da für den
Binäreingang mindestens 19 V notwendig sind, ist die Überwachung bei einer anlagenseitigen Steuerspannung über etwa 38 V anwendbar.
Hinweise zur Berechnung des Ersatzwiderstandes R sind in Abschnitt 3.1.2 unter
Randtitel „Auslösekreisüberwachung“ gegeben.
USt
L+
7UT612
FNr >AKU Kdo.Rel.
UBE
7UT612
KR
Legende:
R
UR
LS
LSS
L–
Bild 2-89
HiKo1
HiKo2
KR
LS
LSS
HiKo1
HiKo2
R
—
—
—
—
—
—
Kommandorelaiskontakt
Leistungsschalter
Leistungsschalterspule
Leistungsschalter–Hilfskontakt (Schließer)
Leistungsschalter–Hilfskontakt (Öffner)
Ersatzwiderstand
USt
UBE
UR
— Steuerspannung (Auslösespannung)
— Eingangsspannung für Binäreingang
— Spannung am Ersatzwiderstand
Hinweis: Der Leistungsschalter ist in geschlossenem Zustand
dargestellt.
Prinzip der Auslösekreisüberwachung mit einem Binäreingang
Im normalen Betriebsfall ist bei offenem Kommandorelaiskontakt und intaktem Auslösekreis die Binäreingabe angesteuert (logischer Zustand „H“), da der Überwachungskreis über den Hilfskontakt (bei geschlossenem Leistungsschalter) oder über den Ersatzwiderstand R geschlossen ist. Nur solange das Kommandorelais geschlossen ist,
ist der Binäreingang kurzgeschlossen und damit entregt (logischer Zustand „L“).
Wenn der Binäreingang im Betrieb dauernd entregt ist, lässt dies auf eine Unterbrechung im Auslösekreis oder auf Ausfall der (Auslöse-) Steuerspannung schließen.
Da die Auslösekreisüberwachung während eines Störfalls nicht arbeitet, führt der geschlossene Kommandokontakt nicht zu einer Störmeldung. Arbeiten jedoch auch
Kommandokontakte von anderen Geräten parallel auf den Auslösekreis, muss die
Störmeldung verzögert werden (siehe auch Bild 2-90). Nach Beseitigung der Störung
im Auslösekreis fällt die Störmeldung nach der gleichen Zeit automatisch zurück.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
163
2 Funktionen
FNr
>AKU Kdo.Rel.
&
Störfall läuft
Bild 2-90
T
T
FNr
Störung Auskr.
ca. 300 s
Logikdiagramm der Auslösekreisüberwachung mit einem Binäreingang
2.13.1.5 Fehlerreaktionen
Je nach Art der entdeckten Störung wird eine Meldung abgesetzt, ein Wiederanlauf
des Prozessorsystems gestartet oder das Gerät außer Betrieb genommen. Nach drei
erfolglosen Wiederanlaufversuchen wird das Gerät ebenfalls außer Betrieb genommen. Das Bereitschaftsrelais fällt ab und meldet mit seinem Öffner, dass das Gerät
gestört ist. Außerdem leuchtet die rote LED „ERROR“ auf der Frontkappe, sofern die
interne Hilfsspannung vorhanden ist, und die grüne LED „RUN“ erlischt. Fällt auch die
interne Hilfsspannung aus, sind alle LED dunkel. Tabelle 2-7 zeigt eine Zusammenfassung der Überwachungsfunktionen und der Fehlerreaktion des Gerätes.
Tabelle 2-7
Zusammenfassung der Fehlerreaktionen des Gerätes
Überwachung
mögliche Ursachen
Fehlerreaktion
Meldung
Ausgabe
alle LED dunkel
GOK2) fällt ab
intern (Umrichter oder Un- Schutz außer Betrieb,
terbrechung, Abtastung)
Meldung
LED „ERROR“
„T‡|…ˆtÃHr††“
GOK2) fällt ab
intern (Offset)
Schutz außer Betrieb,
Meldung
LED „ERROR“
„T‡|…ÃPss†r‡“
GOK2) fällt ab
Hardware–Watchdog
intern (Prozessorausfall)
Gerät außer Betrieb
LED „ERROR“
GOK2) fällt ab
Software–Watchdog
intern (Programmablauf)
Wiederanlaufversuch1) LED „ERROR“
GOK2) fällt ab
Arbeitsspeicher
intern (RAM)
Wiederanlaufversuch1), LED blinkt
Abbruch des Anlaufs
Gerät außer Betrieb
GOK2) fällt ab
Programmspeicher
intern (EPROM)
Wiederanlaufversuch 1) LED „ERROR“
GOK2) fällt ab
Parameterspeicher
intern (EEPROM oder
RAM)
Wiederanlaufversuch 1) LED „ERROR“
GOK2) fällt ab
1 A/5 A/0,1 A–
Einstellung
Brückenstellung 1/5/0,1 A Meldungen
falsch
Schutz außer Betrieb
„DIÃshy†pu“
LED „ERROR“
GOK2) fällt ab
Kalibrierdaten
intern (Gerät nicht kalibriert)
Meldung:
Verwendung von Defaultwerten
„T‡|…ÃFhyqh‡r“
wie rangiert
Pufferbatterie
intern (Pufferbatterie)
Meldung
„T‡|…Ã7h‡‡r…vr“
wie rangiert
Uhr
Zeitsynchronisierung
Meldung
„T‡|…ˆtÃVu…“
wie rangiert
Baugruppen
Baugruppe entspricht
nicht der MLFB
Meldungen
Schutz außer Betrieb
„T‡|…ˆtÃ7B ... “
und ggf.
„T‡|…ˆtÃHr††“
GOK2) fällt ab
Hilfsspannungsausfall
extern (Hilfsspannung)
intern (Umrichter)
Messwerterfassung
1)
2)
164
Gerät außer Betrieb o.
ggf. Meldung
Nach drei erfolglosen Wiederanläufen wird das Gerät außer Betrieb gesetzt
GOK = „Gerät Okay“ = Bereitschaftsrelais („Life–Kontakt“)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.13 Überwachungsfunktionen
Tabelle 2-7
Zusammenfassung der Fehlerreaktionen des Gerätes
Überwachung
mögliche Ursachen
Fehlerreaktion
Meldung
Ausgabe
Thermobox-Anschluss
keine oder falsche Anzahl Thermobox(en)
Überlastschutz außer
Betrieb; Meldung
„T‡|…ÃUu7‚‘Ã “ od. wie rangiert
„T‡|…ÃUu7‚‘Ã!“
Stromsymmetrie
extern (Anlage oder
Stromwandler)
Meldung
mit Angabe der Seite
„T‡|…ˆtÃD†’€€ÃT’“
extern (Anlage oder
Anschluss)
Meldung
mit Angabe der Seite
„T‡|…Ã9…rusÃDÃT’“
Drehfeld
Auslösekreisüberwachung
wie rangiert
(y = 1,2 = Seite)
„T‡|…ˆtÃD†’€€“
wie rangiert
(y = 1,2 = Seite)
„T‡|…9…rusryqÃD“
„T‡|…ˆtÃ6ˆ†x…“
extern (Auslösekreis oder Meldung
Steuerspannung)
1)
Nach drei erfolglosen Wiederanläufen wird das Gerät außer Betrieb gesetzt
2)
GOK = „Gerät Okay“ = Bereitschaftsrelais („Life–Kontakt“)
wie rangiert
2.13.1.6 Sammelmeldungen
Bestimmte Meldungen der Überwachungsfunktionen sind zu Sammelmeldungen zusammengefasst. Tabelle 2-8 zeigt diese Sammelmeldungen und ihre Zusammensetzung.
Tabelle 2-8
FNr
00161
Sammelmeldungen
Sammelmeldung
Bezeichnung
Messwertüberwachung I
(Messwertüberwachungen ohne
Einfluss auf die Schutzfunktionen)
00160
Warnsammelmeldung
(Störungen oder Konfigurationsfehler
ohne Einfluss auf die Schutzfunktionen)
Störung Messwerte
(schwere Konfigurations- oder Messwertfehler mit Sperrung aller Schutzfunktionen)
00140
Störsammelmeldung
(Probleme, die zur teilweisen Sperrung
von Schutzfunktionen führen)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
FNr
Zusammensetzung
Bedeutung
00571
00572
00265
00266
Stör. Isymm S1
Stör. Isymm S2
Stör.Drehf.I S1
Stör.Drehf.I S2
00161
00068
00177
00193
00198
00199
Messw.-Überw.I
Störung Uhr
Stör Batterie
Stör. Kal.daten
Störung Modul B
Störung Modul C
00181
00190
00183
00192
Störung Messw.
Störung BG0
Störung BG1
IN falsch
00181
00191
00264
00267
Störung Messw.
Stör. Offset
Stör. Th.Box 1
Stör. Th.Box 2
165
2 Funktionen
2.13.1.7 Parametrierfehler
Wenn die Einstellungen der Konfigurations- und Funktionsparameter in der Reihenfolge dieses Kapitels vorgenommen wird, sollten widersprüchliche Einstellungen selten
vorkommen. Trotzdem ist es natürlich möglich, dass nachträgliche Änderungen in bestimmten Einstellungen und/oder bei der Rangierung der binären Ein- und Ausgänge
sowie bei der Zuordnung der Messeingänge zu Inkonsistenzen führen, die die ordnungsgemäße Operation der Schutz- und Zusatzfunktionen gefährden.
Das Gerät 7UT612 kontrolliert die Einstellungen auf Konsistenz und meldet, wenn
Einstellungen widersprüchlich sind. Zum Beispiel kann der Erdfehlerdifferentialschutz
nicht eingesetzt sein, wenn kein Messeingang für den Sternpunktstrom zwischen
Sternpunktzuführung des Schutzobjektes und dem Erder zugeordnet ist.
Diese Inkonsistenzen werden unter den Betriebsmeldungen und den Spontanmeldungen ausgegeben. Tabelle 3-10 in Abschnitt 3.3.4 (Seite 226) zeigt eine Übersicht.
2.13.2 Einstellhinweise
Die Empfindlichkeit der Messwertüberwachungen kann verändert werden. Werksseitig sind bereits Erfahrungswerte voreingestellt, die in den meisten Fällen ausreichend
sind. Ist im Anwendungsfall mit besonders hohen betrieblichen Unsymmetrien der
Ströme zu rechnen oder stellt sich im Betrieb heraus, dass diese oder jene Überwachung sporadisch anspricht, sollte sie unempfindlicher eingestellt werden.
Messwertüberwachungen
In Adresse ' schaltet werden.
In Adresse '
werden.
T`HH@USD@ kann die Symmetrieüberwachung @v- oder 6ˆ†ge-
! 9S@CA@G9 kann die Drehfeldüberwachung @v- oder 6ˆ†geschaltet
T`HDBS@IaÃT bestimmt für die Stromsymmetrie der Seite 1 den
Adresse '
Grenzstrom, oberhalb dessen die Symmetrieüberwachung wirksam ist (siehe auch
Bild 2-86). Adresse ' ! T`HA6FÃDÃT ist der zugehörige Symmetriefaktor, d.h.
die Steigung der Symmetriekennlinie (Bild 2-86).
Adresse ' ! T`HDBS@IaÃT! bestimmt für die Stromsymmetrie der Seite 2 den
Grenzstrom, oberhalb dessen die Symmetrieüberwachung wirksam ist (siehe auch
Bild 2-86). Adresse ' !! T`HA6FÃDÃT! ist der zugehörige Symmetriefaktor, d.h.
die Steigung der Symmetriekennlinie (Bild 2-86).
Auslösekreisüberwachung
Bei der Projektierung wurde unter Adresse '! 6VTFS@DTh7@SX (Abschnitt 2.1.1)
die Anzahl der Binäreingänge je Überwachungskreis eingestellt. Entspricht die Rangierung der hierfür benötigten Binäreingaben nicht der vorgewählten Überwachungsart, so erfolgt eine diesbezügliche Meldung („6FVÃShtAruyr…“).
Die Auslösekreisüberwachung kann in Adresse
6ˆ†geschaltet werden.
166
'! 6VTFS@DTh7@SX @v- oder
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.13 Überwachungsfunktionen
2.13.3 Parameterübersicht
In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1 A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN =
5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
8101
SYMMETRIE
Ein
Aus
Aus
Symmetrieüberwachung
8102
DREHFELD
Ein
Aus
Aus
Drehfeldüberwachung
8111
SYM.IGRENZ S1
0.10..1.00 A
0.50 A
Symmetrie Iph: Ansprechwert
8112
SYM.FAK. I S1
0.10..0.90
0.50
Symmetrie Iph: Kennliniensteigerung
8121
SYM.IGRENZ S2
0.10..1.00 A
0.50 A
Symmetrie Iph: Ansprechwert
8122
SYM.FAK. I S2
0.10..0.90
0.50
Symmetrie Iph: Kennliniensteigerung
Adr.
8201
Parameter
Einstellmöglichkeiten
AUSKREISÜBERW. Ein
Aus
Voreinstellung
Aus
Erläuterung
Auslösekreisüberwachung
2.13.4 Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
00161 Messw.-Überw.I
Messwertüberwachung I, Sammelmeldung
00163 Störung Isymm
Störung Messwert Stromsymmetrie
00571 Stör. Isymm S1
Störung Meßwert Stromsymmetrie Seite 1
00572 Stör. Isymm S2
Störung Meßwert Stromsymmetrie Seite 2
00175 Stör.Drehfeld I
Störung Drehfeld I
00265 Stör.Drehf.I S1
Störung Drehfeld I Seite 1
00266 Stör.Drehf.I S2
Störung Drehfeld I Seite 2
FNr.
Meldung
Erläuterung
Stör SysSS
Störung Systemschnittstelle
Stör FMS 1
Störung FMS LWL 1
Stör FMS 2
Störung FMS LWL 2
00110 Meld.verloren
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Meldungen verloren
167
2 Funktionen
FNr.
Meldung
Erläuterung
00113 Marke verloren
Marke verloren
00140 Stör-Sammelmel.
Störungssammelmeldung
00181 Störung Messw.
HW-Störung: Messwerterfassung
00190 Störung BG0
Störung Baugruppe 0
00183 Störung BG1
Störung Baugruppe 1
00192 IN falsch
HW-Störung: IN-Brücke ungleich IN-Par.
00191 Stör. Offset
HW-Störung: Offset
00264 Stör. Th.Box 1
Störung Thermobox 1
00267 Stör. Th.Box 2
Störung Thermobox 2
00160 Warn-Sammelmel.
Warnungssammelmeldung
00193 Stör. Kal.daten
HW-Störung: Keine Kalibrierdaten vorh.
00177 Stör Batterie
HW-Störung: Batterie leer
00068 Störung Uhr
Störung Uhr
00198 Störung Modul B
Störung Modul Port B
00199 Störung Modul C
Störung Modul Port C
FNr.
Meldung
Erläuterung
06851 >AKU block
>Auslösekreisüberw. blockieren
06852 >AKU Kdo.Rel.
>KR-Hilfskontakt für Auslösekreisüberw.
06853 >AKU LS
>LS-Hilfskontakt für Auslösekreisüberw.
06861 AKU aus
Auslösekreisüberw. ist ausgeschaltet
06862 AKU block
Auslösekreisüberw. ist blockiert
06863 AKU wirksam
Auslösekreisüberw. ist wirksam
06864 AKU Rang.Fehler
Auslösekreisüb. unwirk., da BE n. rang.
06865 Störung Auskr.
Störung Auslösekreis
168
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.14 Funktionssteuerung
2.14
Funktionssteuerung
Die Funktionssteuerung ist die Steuerzentrale des Gerätes. Sie koordiniert den Ablauf
der Schutz- und Zusatzfunktionen, verarbeitet deren Entscheidungen und die Informationen, die von der Anlage kommen. Insbesondere gehören dazu
• Zustandserkennung der Leistungsschalterstellung(en),
• Anregelogik,
• Auslöselogik.
2.14.1 Anregelogik des Gesamtgerätes
Generalanregung
Die Anregesignale aller Schutzfunktionen werden mit ODER verknüpft und führen zur
Generalanregung des Gerätes. Sie wird mit „Br…Ã6…rtˆt“ gemeldet. Wenn keine Schutzfunktion des Gerätes mehr angeregt ist, wird „Br…Ã6…rtˆt“ zurückgesetzt (Meldung „Beht“).
Die Generalanregung ist Voraussetzung für eine Reihe interner und externer Folgefunktionen. Zu den internen Funktionen, die von der Generalanregung gesteuert werden, gehören:
• Eröffnung eines Störfalls: Von Beginn der Generalanregung bis zum Rückfall werden alle Störfallmeldungen in das Störfallprotokoll eingetragen.
• Initialisierung der Störwertspeicherung: Die Speicherung und Bereithaltung von
Störwerten kann zusätzlich vom Auftreten eines Auslösekommandos abhängig gemacht werden.
• Erzeugung von Spontanmeldungen: Bestimmte Störfallmeldungen können als sog.
Spontanmeldungen im Display des Gerätes angezeigt werden (siehe unten „Spontane Anzeigen“). Diese Anzeige kann zusätzlich vom Auftreten eines Auslösekommandos abhängig gemacht werden.
Externe Funktionen können über einen Ausgangskontakt gesteuert werden, z.B.
• Start weiterer Zusatzgeräte o.Ä.
Spontane Anzeigen
Spontane Anzeigen sind Störfallmeldungen, die automatisch nach Generalanregung
des Gerätes bzw. Auslösekommando durch das Gerät im Display erscheinen. Bei
7UT612 sind dies:
• „Tpuˆ‡“Ã6…rt“: die Anregung einer Schutzfunktion mit Phasenangabe;
• „Tpuˆ‡“Ã6ˆ†y“: die Auslösung einer Schutzfunktion;
• „U²6…2“:
die Laufzeit von Generalanregung bis Rückfall des Gerätes,
mit Angabe der Zeit in ms;
• „U²6VT2“:
die Laufzeit von Generalanregung bis zum ersten Auslösekommando des Gerätes, mit Angabe der Zeit in ms.
Beachten Sie bitte, dass der thermische Überlastschutz keine mit den anderen
Schutzfunktionen vergleichbare Anregung besitzt. Erst mit dem Auslösebefehl wird
hier die Zeit U²6… gestartet und damit ein Störfall eröffnet. Erst der Rückfall des thermischen Abbildes des Überlastschutzes beendet den Störfall und damit die Laufzeit
U²6….
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
169
2 Funktionen
2.14.2 Auslöselogik des Gesamtgerätes
Generalauslösung
Alle Auslösesignale der Schutzfunktionen werden mit ODER verknüpft und führen zur
Meldung „Br…l‡Ã6VT“. Diese kann ebenso wie die einzelnen Auslösemeldungen der
auf LED oder Ausgangrelais rangiert werden. Sie kann auch als Sammel-Auslösemeldung benutzt werden. Sie ist auch für die Kommandogabe an die Leistungsschalter
geeignet.
Absteuerung des
Auslösekommandos
Ein einmal erteiltes Auslösekommando wird, für jede Seite getrennt, gespeichert (siehe Bild 2-91). Gleichzeitig wird eine Mindestauslösekommandodauer UÃ6VTFPHÃ
HDI gestartet. Diese soll gewährleisten, dass das Kommando auch dann für eine
ausreichend lange Zeit an den Leistungsschalter gesendet wird, wenn die auslösende
Schutzfunktion sehr schnell zurückfällt oder wenn der Schalter der speisenden Seite
schneller ist. Erst wenn die letzte Schutzfunktion zurückgefallen ist (keine Funktion
mehr angeregt) UND die Mindestauslösekommandodauer abgelaufen ist, können die
Auslösekommandos abgesteuert werden.
Eine weitere Bedingung für die Absteuerung des Auslösekommandos ist, dass der
ausgelöste Leistungsschalter geöffnet hat. Der entsprechende Strom muss unterhalb
eines Wertes gefallen sein, der dem Einstellwert GTÃTrv‡rà ÃD3 (Adresse!'" für
die Seite 1) bzw. GTÃTrv‡rÃ!ÃD3 (Adresse !'# für die Seite 2) zuzüglich 10 % des
Fehlerstromes entspricht. Siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Leistungsschalterzustand“, Seite 27).
FNr 00511
Auslösung
S
LS offen
(von Schutzfunktionen)
UÃ6V FPHÃHDI
T
Bild 2-91
Wiedereinschaltverriegelung
&
Q
Gerät AUS
R
&
Speicherung und Absteuerung des Auslösekommandos
Nach Auslösung des Leistungsschalters durch eine Schutzfunktion soll häufig die
Wiedereinschaltung verhindert werden, bis die Ursache der Schutz–Auslösung geklärt ist.
Mit Hilfe der anwenderdefinierbaren Logikfunktionen (CFC) kann diese Wiedereinschaltverriegelung realisiert werden. Im Lieferzustand des 7UT612 ist eine CFC–
Logik vorgefertigt, die das Geräte-Auslösekommando speichert, bis es manuell quittiert wird. Dieser Baustein ist im Anhang A.5 unter Randtitel „Vorgefertigte CFC–Pläne“ (Seite 348, Bild A-17) dargestellt. Die interne Ausgangsmeldung „B6VTRˆv‡‡“
ist zusätzlich auf die Auslöserelais zu rangieren, deren Kommando gehalten werden
soll.
Die Quittierung kann über den Binäreingang „3Rˆv‡‡B6VT“ erfolgen. Im Lieferzustand können Sie das gespeicherte Auslösekommando über die Funktionstasten F4
auf der Gerätefront quittieren.
Wenn Sie die Wiedereinschaltverriegelung nicht wünschen, löschen Sie in der Rangiermatrix die Verknüpfung zwischen der internen Einzelmeldung „B6VTRˆv‡‡“ und
der Quelle „CFC“.
170
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.14 Funktionssteuerung
Kommandoabhängige Meldungen
Die Speicherung von Meldungen, die auf örtliche LED rangiert werden, und die Bereithaltung von Spontanmeldungen können davon abhängig gemacht werden, ob das
Gerät ein Auslösekommando abgegeben hat. Diese Informationen werden dann nicht
ausgegeben, wenn bei einem Störfall eine oder mehrere Schutzfunktionen angeregt
haben, es aber nicht zu einer Auslösung durch 7UT612 gekommen ist, weil der Fehler
von einem anderen Gerät (z.B. auf einem anderen Abzweig) geklärt worden ist. Damit
werden diese Informationen auf Fehler im zu schützenden Objekt beschränkt.
Bild 2-92 zeigt das Logikdiagramm dieser Funktion.
)(+/(5$1=(,*(
Hv‡Ã6…rtˆt
„1“
Hv‡Ã6ˆ†x‚€€hq‚
Gerät AUS
&
Rücksetzen der Speicher für LED, Ausgangsrelais und Spontananzeigen
Gerät Rückfall
Bild 2-92
Schaltstatistik
Logikdiagramm der kommandoabhängigen Meldungen
Die Anzahl der Ausschaltungen, die vom Gerät 7UT612 veranlasst wurden, wird gezählt.
Weiterhin wird bei jedem Auslösekommando der abgeschaltete Strom für jeden Pol
festgestellt, unter den Störfallmeldungen ausgegeben und in einem Speicher aufsummiert.
Die Zähler- und Speicherstände sind gegen Hilfsspannungsausfall gesichert. Sie können auf Null oder einen beliebigen Anfangswert gesetzt werden. Näheres hierzu finden Sie im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151.
2.14.3 Einstellhinweise
Die Einstellparameter, die die Auslöselogik des Gesamtgerätes betreffen, wurden bereits bei den allgemeinen Daten in Abschnitt 2.1.2 eingestellt.
Weiterhin bestimmt Adresse & A@CG@S6Ia@DB@, ob die Störfallmeldungen, die
auf örtliche LED rangiert sind, sowie die Spontanmeldungen, die nach einem Störfall
im örtlichen Display erscheinen, mit jeder Anregung einer Schutzfunktion gespeichert
werden sollen (Hv‡Ã6…rtˆt) oder ob dies nur mit einem erteilten Auslösekommando geschehen soll (Hv‡Ã6ˆ†x‚€€hq‚).
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
171
2 Funktionen
2.14.4 Parameterübersicht
Adr.
7110
Parameter
FEHLERANZEIGE
Einstellmöglichkeiten
mit Anregung
mit Auskommando
Voreinstellung
mit Anregung
Erläuterung
Fehleranzeige an den LED/LCD
2.14.5 Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
00003 >Zeit synchron
>Zeit synchronisieren
00005 >LED-Quittung
>LED-Anzeigen zurückstellen
00060 LED-Quittung
LED-Anzeigen zurückgestellt
00015 >Testbetr.
>Testbetrieb
Testbetr.
00016 >MM-Sperre
Testbetrieb
>Melde- und Messwertsperre
MM-Sperre
Melde- und Messwertsperre
EntrMMSp
Entriegelung der MM-Sperre über BE
>Licht an
>Licht an (Gerätedisplay)
00051 Gerät bereit
Gerät bereit ("Live-Kontakt")
00052 SchutzWirk
Mindestens eine Schutzfkt. ist wirksam
00055 Anlauf
Anlauf
00056 Erstanlauf
Erstanlauf
00067 Wiederanlauf
Wiederanlauf
00069 Sommerzeit
Sommerzeit
Uhr-Sync
Uhrzeitsynchronisierung
00070 Parameter laden
Neue Parameter laden
00071 Parametertest
Neue Parameter testen
00072 Level-2 Param.
Level-2-Parameter geändert
00109 Freq. außerhalb
Netzfrequenz außerhalb des zul. Bereichs
00125 Flattersperre
Flattersperre hat angesprochen
HWTestMod
172
Hardwaretestmodus
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.15 Zusatzfunktionen
2.15
Zusatzfunktionen
Zu den Zusatzfunktionen des Differentialschutzes 7UT612 gehören
• Meldeverarbeitung,
• Betriebsmessungen,
• Speicherung der Kurzschlussdaten zur Störwerterfassung.
2.15.1 Meldeverarbeitung
2.15.1.1 Allgemeines
Nach einer Störung in der Anlage sind für eine genaue Analyse des Störungsverlaufs
Informationen über die Reaktion des Schutzgerätes und über die Messgrößen von Bedeutung. Zu diesem Zweck verfügt das Gerät über eine Meldeverarbeitung, die in dreifacher Hinsicht arbeitet:
Anzeigen und
Binärausgänge
(Ausgangsrelais)
Wichtige Ereignisse und Zustände werden über optische Anzeigen (LED) auf der
Frontkappe angezeigt. Das Gerät enthält ferner Ausgangsrelais zur Fernsignalisierung. Die meisten Meldungen und Anzeigen können rangiert, d.h. anders zugeordnet
werden, als bei Lieferung voreingestellt. Im SIPROTEC® 4–Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) ist die Verfahrensweise für die Rangierung ausführlich beschrieben. Im Anhang A.5 des vorliegenden Handbuches sind die Rangierungen im Lieferzustand aufgezeigt.
Die Ausgaberelais und die LED können gespeichert oder ungespeichert betrieben
werden (jeweils einzeln parametrierbar).
Die Speicher sind gegen Hilfsspannungsausfall gesichert. Sie werden zurückgesetzt
− vor Ort durch Betätigen der Taste LED am Gerät,
− von Fern über einen entsprechend rangierten Binäreingang,
− über eine der seriellen Schnittstellen,
− automatisch bei Beginn einer neuen Anregung.
Zustandsmeldungen sollten nicht gespeichert sein. Sie können auch nicht zurückgesetzt werden, bis das zu meldende Kriterium aufgehoben ist. Dies betrifft z.B. Meldungen von Überwachungsfunktionen o.Ä.
Eine grüne LED zeigt Betriebsbereitschaft an („RUN“); sie ist nicht rückstellbar. Sie erlischt, wenn die Selbstkontrolle des Mikroprozessors eine Störung erkennt oder die
Hilfsspannung fehlt.
Bei vorhandener Hilfsspannung, aber internem Gerätefehler, leuchtet die rote LED
(„ERROR“) und das Gerät wird blockiert.
Mit DIGSI® 4 können Sie gezielt die Ausgangsrelais und Leuchtdioden des Gerätes
einzeln ansteuern und damit (z.B. in der Inbetriebnahmephase) die korrekten Verbindungen zur Anlage kontrollieren. In einer Dialogbox können Sie z.B. jedes einzelne
Ausgangsrelais erregen und damit die Verdrahtung zwischen 7UT612 und der Anlage
überprüfen, ohne die darauf rangierten Meldungen erzeugen zu müssen.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
173
2 Funktionen
Informationen über
Anzeigenfeld oder
Personalcomputer
Ereignisse und Zustände können im Anzeigenfeld auf der Frontkappe des Gerätes abgelesen werden. Über die vordere Bedienschnittstelle oder die Serviceschnittstelle
kann auch z.B. ein Personalcomputer angeschlossen werden, an den dann die Informationen gesendet werden.
Im Ruhezustand, d.h. solange kein Störfall vorliegt, kann das Anzeigenfeld wählbare
Betriebsinformationen (Übersicht von Betriebsmesswerten) anzeigen. Im Falle einer
Störung erscheinen stattdessen Informationen über die Störung, die sogenannten
Display–Spontanmeldungen. Nach Quittieren der Störfallmeldungen werden wieder
die Ruheinformationen angezeigt. Das Quittieren ist gleichbedeutend mit dem Quittieren der Leuchtanzeigen (s.o.).
Das Gerät verfügt über mehrere Ereignispuffer, so für Betriebsmeldungen, Störfallmeldungen, Schaltstatistik, usw., die mittels Pufferbatterie gegen Hilfsspannungsausfall gesichert sind. Diese Meldungen können jederzeit über die Bedientastatur in das
Anzeigenfeld geholt werden oder über die serielle Bedienschnittstelle zum Personalcomputer übertragen werden. Das Auslesen von Meldungen im Betrieb ist ausführlich
im SIPROTEC® 4 Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beschrieben.
Mit dem Personalcomputer und dem Schutzdaten–Verarbeitungsprogramm DIGSI® 4
können die Ereignisse ebenfalls abgelesen werden, mit dem Komfort der Visualisierung auf dem Bildschirm und menü-geführtem Ablauf. Dabei können die Daten wahlweise auf einem angeschlossenen Drucker dokumentiert oder gespeichert und an anderer Stelle ausgewertet werden.
Informationen zu
einer Zentrale
Sofern das Gerät über eine serielle Systemschnittstelle verfügt, können gespeicherte
Informationen zusätzlich über diese zu einer zentralen Steuer- und Speichereinheit
übertragen werden. Verschiedene Übertragungsprotokollen sind möglich.
Mit DIGSI® 4 können Sie testen, ob Meldungen korrekt übertragen werden.
Sie können auch die Informationen, die zur Leitstelle übertragen werden, im Betrieb
oder bei Prüfungen beeinflussen. Das Protokoll IEC 60 870–5–103 erlaubt, dass, während das Gerät vor Ort überprüft wird, alle Meldungen und Messwerte, die zur Leitstelle übertragen werden, mit dem Vermerk „Testbetrieb“ als Meldeursache gekennzeichnet werden, so dass zu erkennen ist, dass es sich nicht um Meldungen wirklicher Störungen handelt. Alternativ können Sie bestimmen, dass während der Prüfung überhaupt keine Meldungen über die Systemschnittstelle übertragen werden
(„Übertragungssperre“).
Die Beeinflussung von Informationen auf der Systemschnittstelle während eines Prüfbetriebes („Testbetrieb“ und „Übertragungssperre“) erfordert eine Verknüpfung über
CFC, die im Lieferzustand des Gerätes jedoch realisiert ist (siehe Anhang A.5 unter
Randtitel „Vorgefertigte CFC–Pläne“, Seite 348, Bild A-16).
Wie Testbetrieb und Übertragungssperre im Betrieb aktiviert bzw. deaktiviert werden
können, ist ausführlich im SIPROTEC® 4–Systemhandbuch E50417–H1100–C151
beschrieben.
Gliederung der
Meldungen
Die Meldungen sind folgendermaßen gegliedert:
• Betriebsmeldungen; dies sind Meldungen, die während des Betriebs des Gerätes
auftreten können: Informationen über Zustand der Gerätefunktionen, Messdaten,
Anlagendaten, Protokollieren von Steuerbefehlen u.Ä.
• Störfallmeldungen; dies sind Meldungen der letzten 8 Netzstörungen, die vom Gerät bearbeitet wurden.
174
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.15 Zusatzfunktionen
• Meldungen zur Schaltstatistik; dies sind Zähler für die vom Gerät veranlassten Ausschaltkommandos sowie Werte der abgeschalteten Ströme und akkumulierte Kurzschlussströme.
Eine vollständige Liste aller im Gerät mit maximalem Funktionsumfang generierbaren
Melde- und Ausgabefunktionen mit zugehöriger Informationsnummer FNr finden Sie
im Anhang. Dort ist auch für jede Meldung angegeben, wohin sie gemeldet werden
kann. Sind Funktionen in einer minderbestückten Ausführung nicht vorhanden oder
auch als vpu‡Ã‰‚…uhqr projektiert, so können deren Meldungen natürlich nicht
erscheinen.
2.15.1.2 Betriebsmeldungen
Betriebsmeldungen sind solche Informationen, die das Gerät während des Betriebes
und über den Betrieb erzeugt.
Bis zu 200 Betriebsmeldungen werden in chronologischer Folge im Gerät gespeichert.
Werden neue Meldungen erzeugt, so werden diese hinzugefügt. Ist die maximale Kapazität des Speichers erschöpft, so geht die jeweils älteste Meldung verloren.
Die Betriebsmeldungen laufen automatisch ein und können jederzeit im Display des
Gerätes oder auf dem Bildschirm eines angeschlossenen PC abgerufen werden. Erkannte Kurzschlüsse im Netz werden nur mit „Ir‡“†‡|…ˆt“ und laufender Störfallnummer angegeben. Detaillierte Angaben über den Verlauf der Netzstörungen enthalten die Störfallmeldungen, siehe Abschnitt 2.15.1.3.
2.15.1.3 Störfallmeldungen
Nach einer Störung können z.B. wichtige Informationen über deren Verlauf ausgelesen werden, wie Anregung und Auslösung. Der Störungsbeginn ist mit der Absolutzeit
der internen Systemuhr versehen. Der Verlauf der Störung wird mit einer Relativzeit
ausgegeben, bezogen auf den Moment der Anregung, so dass auch die Dauer bis zur
Auslösung und bis zum Rückfall des Auslösebefehls erkennbar ist. Die Auflösung der
Zeitangaben beträgt 1 ms.
Eine Netzstörung beginnt mit dem Erkennen eines Fehlers durch die Anregung irgendeiner Schutzfunktion und endet mit dem Rückfall der Anregung der letzten
Schutzfunktion. Führt eine Störung zum Ansprechen mehrerer Schutzfunktionen, so
wird also alles als ein Störfall betrachtet, was zwischen der Anregung der ersten
Schutzfunktion bis zum Rückfall der letzten Schutzfunktion auftritt.
Spontane Anzeigen
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Nach einem Störfall erscheinen ohne weitere Bedienhandlungen die wichtigsten Daten des Störfalles automatisch nach Generalanregung des Gerätes im Display in der
in Bild 2-93 gezeigten Reihenfolge.
175
2 Funktionen
Tpuˆ‡“Ã6…
Tpuˆ‡“Ã6ˆ†y
UòÃ6…
UòÃ6VT
Bild 2-93
Abrufbare Meldungen
Schutzfunktion, die als letzte angeregt hat;
Schutzfunktion, die als letzte ausgelöst hat;
Laufzeit von Generalanregung bis Rückfall;
Laufzeit von Generalanregung bis zum ersten
Auslösekommando
Anzeige von Spontanmeldungen im Display des Gerätes — Beispiel
Es können die Meldungen der acht letzten Störfälle abgerufen und ausgelesen werden. Insgesamt können bis zu 600 Meldungen gespeichert werden. Fallen mehr Störfallmeldungen an, werden die jeweils ältesten in Reihenfolge im Puffer gelöscht.
2.15.1.4 Spontane Meldungen
Spontane Meldungen stellen das Mitprotokollieren einlaufender aktueller Meldungen
dar. Jede einlaufende neue Meldung erscheint sofort, ohne dass eine Aktualisierung
abgewartet oder angestoßen werden muss. Dies ist während Bedienung, Prüfung und
Inbetriebsetzung nützlich.
Sie können die spontanen Meldungen mittels DIGSI® 4 auslesen. Nähere Einzelheiten enthält das SIPROTEC ® 4–Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151).
2.15.1.5 Generalabfrage
Die mittels DIGSI® 4 auslesbare Generalabfrage bietet die Möglichkeit, den aktuellen
Zustand des SIPROTEC®–Gerätes zu erfragen. Alle generalabfragepflichtigen Meldungen werden mit ihrem aktuellen Wert angezeigt.
2.15.1.6 Schaltstatistik
Meldungen zur Schaltstatistik sind Zähler für vom 7UT612 veranlasste Schalthandlungen der Leistungsschalter sowie für Werte der bei den von Schutzfunktionen des Gerätes veranlassten Abschaltungen akkumulierten Kurzschlussströme. Die angegebenen Messwerte sind Primärwerte.
Sie können auf der Front des Gerätes abgerufen und über die Bedien- oder Serviceschnittstelle mittels Personalcomputer mit dem Programm DIGSI® 4 ausgelesen werden.
Die Zähler und Speicher der Schaltstatistik werden gesichert im Gerät hinterlegt. Sie
gehen daher nicht bei Hilfsspannungsausfall verloren. Die Zähler können jedoch auf
Null oder auf beliebige Werte innerhalb der Einstellgrenzen gestellt werden.
Zum Auslesen der Zähler- und Speicherstände ist Passworteingabe nicht notwendig,
jedoch zum Löschen. Nähere Einzelheiten enthält das SIPROTEC® 4–Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151).
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7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.15 Zusatzfunktionen
2.15.2 Betriebsmessung
Anzeige und
Übertragung von
Messwerten
Betriebsmesswerte und Zählwerte werden vom Prozessorsystem im Hintergrund ermittelt. Sie können auf der Front des Gerätes abgerufen, über die Bedienschnittstelle
mittels Personalcomputer mit dem Programm DIGSI® 4 ausgelesen oder ggf. über die
Systemschnittstelle zu einer Zentrale übertragen werden.
Voraussetzung für eine korrekte Anzeige von Primär- und Prozentwerten ist die vollständige und richtige Eingabe der Nenngrößen der Wandler und der Betriebsmittel gemäß Abschnitt 2.1.2. Tabelle 2-9 zeigt eine Zusammenfassung der Betriebsmesswerte. Je nach Bestellbezeichnung, Anschluss des Gerätes und projektierten Schutzfunktionen ist nur ein Teil der aufgelisteten Beträge verfügbar.
Die Ausgabe einer Messspannung „V€r††“ setzt voraus, dass eine solche über einen
externen Vorwiderstand an einen der Stromeingänge I7 oder I8 angeschlossen ist.
Über eine anwenderdefinierte Verknüpfung mittels CFC (CFC-Baustein „Life_Zero“)
kann so der spannungsproportionale Strom gemessen und als Spannung „V€r††“ angezeigt werden. Näheres siehe CFC-Handbuch.
Die Scheinleistung „T“ ist keine gemessene Größe, sondern wird formell aus der eingestellten Nennspannung des Schutzobjektes und den tatsächlich fließenden StröU
men der Seite 1 errechnet: also S = -----N- ⋅ ( I L1S1 + I L2S1 + I L3S1 ) bei dreiphasigen An3
UN
⋅ ( I L1S1 + I L3S1 ) bei Einphasentrafo. Wird dagegen die im vowendungen bzw. S = ----2
rigen Abschnitt beschriebene Spannungsmessung verwendet, wird diese zur Berechnung der Scheinleistung herangezogen.
Die Phasenlagen sind in einer gesonderten Tabelle 2-10, die thermischen Messwerte
in Tabelle 2-11 zusammengefasst. Letztere können nur erscheinen, wenn der Überlastschutz ‰‚…uhqr projektiert ist. Welche Messwerte möglich sind, hängt auch
noch von der gewählten Methode der Überlasterfassung und ggf. von der Zahl der
über die Thermobox angeschlossenen Temperaturdetektoren ab.
Die Berechnung der Betriebsmesswerte erfolgt auch bei einem laufenden Störfall in
Abständen von ca. 0,6 s.
Die bezogenen Messgrößen basieren immer auf den Nenngrößen des Schutzobjektes (siehe auch entsprechende Fußnoten), die der Übertemperaturen auf die Auslöseübertemperatur. Bei Winkelgraden und Temperaturgraden gibt es keine bezogenen
Größen. Da die Weiterverarbeitung solcher Größen (in CFC oder bei Übertragung
über die Schnittstellen) jedoch dimensionslose Größen verlangt, wurden willkürliche
Bezüge gewählt, die in den Tabellen 2-10 und 2-11 unter der Überschrift „%–Umrechnung“ angegeben sind.
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177
2 Funktionen
Tabelle 2-9
Betriebsmesswerte (Beträge primär, sekundär, Prozent)
Messwerte
primär
sekundär
Leiterströme der Seite 1
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
3I0S1 3)
dreifacher Nullstrom der Seite 1
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
I1S1; I2S1 3)
Mit-, Gegenkomponente der Ströme
auf Seite 1
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
IL1S2; IL2S2; IL3S2 3) Leiterströme der Seite 2
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
3I0S2 3)
dreifacher Nullstrom der Seite 2
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
I1S2; I2S2 3)
Mit-, Gegenkomponente der Ströme
auf Seite 2
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
I7 3)
Strom am Messeingang I7
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
I1 ... I7 4)
Ströme an den Messeingängen
A; kA
A
Betriebsnennstrom 1)
I8
Strom am Messeingang I8
A
mA
Betriebsnennstrom 1) 2)
Spannung aus Strom an I7 oder I8
V; kV; MV
—
—
Scheinleistung
kVA; MVA;
GVA
—
—
Hz
Hz
Nennfrequenz
IL1S1; IL2S1; IL3S1
Umess 5)
S
6)
f
3)
Frequenz
% bezogen auf
bei Trafos aus Adresse !#, !#" und !#( (siehe Abschnitt 2.1.2) IN = SN /(√3 ·UN);bzw. IN = SN / UN (einphasig)
bei Generatoren/Motoren/Drosseln aus Adresse !$ und !$! (siehe Abschnitt 2.1.2) IN = SN /(√3·UN );
bei Sammelschienen und Leitungen gemäß Adresse !%$ (siehe Abschnitt 2.1.2)
2
) unter Berücksichtigung des Faktors !"$ÃAhp‡‚…ÃD' (siehe Abschnitt 2.1.2)
1)
3)
nur bei Dreiphasenobjekten
4)
nur bei einphasigem Sammelschienenschutz
5)
sofern projektiert und in CFC verknüpft
6
) errechnet aus und Leiterströmen und Nennspannung bzw. Umess
Tabelle 2-10 Betriebsmesswerte (Phasenlagen)
Messwerte
Dimension
%–Umrechnung 5)
ϕIL1S1; ϕIL2S1; ϕIL3S1 3) Phasenwinkel der Ströme der Seite S1,
bezogen auf IL1S1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕIL1S2; ϕIL2S2; ϕIL3S2 3) Phasenwinkel der Ströme der Seite S2,
bezogen auf IL1S1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕI1 ... ϕI7 4)
Phasenwinkel der Ströme an den Messeingängen,
bezogen auf I1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕI7 3)
Phasenwinkel des Stromes I7,
bezogen auf IL1S1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
3)
nur bei Dreiphasenobjekten
4
) nur bei einphasigem Sammelschienenschutz
178
5)
nur für CFC und
Schnittstellen
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2.15 Zusatzfunktionen
Tabelle 2-11 Thermische Messwerte
Messwerte
ΘL1/ΘAUS; ΘL2/ΘAUS; ΘL3/ΘAUS 1) thermischer Wert jedes Leiters,
bezogen auf Auslösewert
%
Θ/ΘAUS 1)
%
thermischer resultierenden Wert,
bezogen auf Auslösewert
Altrate 2) 3)
relative Alterungsrate L
2 3
ResWARN ) )
ResALARM 2) 3)
dimensionslos
Lastreserve K bis Heißpunkt Warnung
%
Lastreserve K bis Heißpunkt Alarm
%
Θ Skl 1; Θ Skl 2; Θ Skl 3 ) )
Heißpunkttemperatur je Strang
°C oder °F
Θ RDT 1 ... Θ RDT12
Temperatur gemessen an den
Temperaturdetektoren 1 bis 12
°C oder °F
2 3
3)
1)
nur Überlastschutz mit thermischem Abbild gemäß IEC 60255–8: Adresse
xyh††v†pu (Abschnitt 2.1.1)
2) nur Überlastschutz mit Heißpunktberechnung gemäß IEC 60 354: Adresse
D@8"$# (Abschnitt 2.1.1)
3
%–Umrechnung 5)
Dimension
0 °C = 0 %
500 °C = 100 %
0 °F = 0 %
1000 °F = 100 %
#" h7@SG6TUÃ8C6S =
5)
#" h7@SG6TUÃ8C6S = hpuÃ
nur für CFC und
Schnittstellen
) nur bei angeschlossener Thermobox (Abschnitt 2.10)
Differentialschutzwerte
Die Differential- und Stabilisierungswerte des Differentialschutzes und des Erdfehlerdifferentialschutzes gemäß Tabelle 2-12 können ebenfalls ausgelesen werden.
Tabelle 2-12 Messwerte des Differentialschutzes
Messwerte
% bezogen auf
IDiffL1, IDiff L2, I DiffL3
Errechnete Differentialströme der drei Leiter
Betriebsnennstrom 1)
IStabL1, IStabL2, IStabL3
Errechnete Stabilisierungsströme der drei Leiter
Betriebsnennstrom 1)
IDiff EDS
Errechneter Differentialstrom des Erdfehlerdifferentialschutzes
Betriebsnennstrom 1)
IStabEDS
Errechneter Stabilisierungsstrom des Erdfehlerdifferentialschutzes
Betriebsnennstrom 1)
1)
bei Trafos aus Adresse !#, !#" und !#( (siehe Abschnitt 2.1.2) IN = SN /(√3 ·UN) bzw. IN = SN / UN (einphasig);
bei Generatoren/Motoren/Drosseln aus Adresse !$ und !$! (siehe Abschnitt 2.1.2) IN = SN /(√3·UN);
bei Sammelschienen und Leitungen gemäß Adresse !%$ (siehe Abschnitt 2.1.2)
IBS–Tool
Das „IBS–Tool“ ist ein umfangreiches Inbetriebsetzungs- und Beobachtungswerkzeug, das mit Hilfe eines Personalcomputers mit Web–Browser eine übersichtliche
Darstellung der wichtigsten Messdaten des Differentialschutzes erlaubt. Einzelheiten
entnehmen Sie bitte der zum „IBS–Tool“ gehörigen Online–Hilfe.
Mit Hilfe dieses Werkzeugs können z.B. die Ströme und deren Phasenwinkel für beide
Seiten eines Schutzobjektes auf einem PC grafisch dargestellt werden. Neben den
Zeigerdiagrammen der Messgrößen sind auch die Zahlenwerte vermerkt. Ein Beispiel
zeigt Bild 2-94.
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2 Funktionen
Auch die Größe der Differential- und Stabilisierungsströme und ihre Lage bezüglich
der eingestellten Auslösekennlinie können dargestellt werden.
Secondary Values
Currents: Side 1
Currents: Side 2
+90°
±180°
+90°
0° ±180°
0°
–90°
IL1LS1 = 1.01 A,
IL2LS1 = 0.98 A,
IL3LS1 = 0.99 A,
Bild 2-94
–90°
0.0 °
240.2 °
119.1 °
IL1LS2 =
IL2LS2 =
IL3LS2 =
0.99 A,
0.97 A,
0.98 A,
177.9 °
58.3 °
298.2 °
Messgrößen an den Seiten des Schutzobjektes — Beispiel für durchfließende Ströme
Setzen von Grenzwerten
SIPROTEC® 7UT612 erlaubt, für wichtige Mess- und Zählgrößen Grenzwerte zu setzen. Wenn einer dieser Grenzwerte im Betrieb erreicht oder über- bzw. unterschritten
wird, erzeugt das Gerät einen Alarm, der als Betriebsmeldung angezeigt wird. Diese
kann — wie alle Betriebsmeldungen — auf LED und/oder Ausgaberelais rangiert und
über die Schnittstellen übertragen werden. Im Gegensatz zu den eigentlichen Schutzfunktionen wie Überstromzeitschutz oder Überlastschutz läuft dieses Überwachungsprogramm jedoch im Hintergrund und kann bei schnellen Änderungen der Messgrößen im Fehlerfall u.U. nicht ansprechen, wenn es zu Anregungen von Schutzfunktionen kommt. Da außerdem erst bei mehrmaliger Grenzwertüberschreitung eine Meldung abgegeben wird, können diese Überwachungen nicht unmittelbar vor einer
Schutzauslösung ansprechen.
Grenzwerte können gesetzt werden, wenn für deren Mess- und Zählgrößen entsprechendes über CFC projektiert wurde (siehe SIPROTEC® 4–Systemhandbuch, Bestell-Nr. E50417–H1100–C151).
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2.15 Zusatzfunktionen
2.15.3 Störwertspeicherung
Der Differentialschutz 7UT612 verfügt über einen Störwertspeicher. Die Momentanwerte der Messgrößen
iL1S1, iL2S1, iL3S1, iL1S2, iL2S2, iL3S2, 3i0 S1, 3i0S2, i7, i8 sowie
IdiffL1, IdiffL2, IdiffL3, Istab L1, IstabL2, IstabL3
werden im Raster von 1 2/3 ms (bei 50 Hz) abgetastet und in einem Umlaufpuffer abgelegt (je 12 Abtastwerte pro Periode). Beim einphasigen Sammelschienenschutz
werden statt der ersten 6 phasenbezogenen Ströme die einphasigen Ströme i1 bis i6
verwendet, die Nullströme entfallen.
Im Störfall werden die Daten über eine einstellbare Zeitspanne gespeichert, längstens
über 5 Sekunden je Störwertaufzeichnung. Bis zu 8 Störfälle können gespeichert werden. Die Gesamtkapazität des Störwertspeichers beträgt ca. 5 s. Der Störwertspeicher wird bei einem erneuten Störfall automatisch aktualisiert, so dass ein Quittieren
nicht nötig ist. Die Speicherung von Störwerten kann zusätzlich zur Schutzanregung
auch über Binäreingabe, über die integrierte Bedienoberfläche, über die serielle Bedienschnittstelle und über die serielle Serviceschnittstelle angestoßen werden.
Über die Schnittstellen können die Daten von einem Personalcomputer ausgelesen
und mittels des Schutzdaten–Verarbeitungsprogramms DIGSI® 4 und des Grafikprogramms SIGRA 4 verarbeitet werden. Letzteres bereitet die während des Störfalles
aufgezeichneten Daten grafisch auf und berechnet aus den gelieferten Messwerten
ergänzend weitere Größen, wie Leistung oder Effektivwerte. Die Messgrößen können
wahlweise als Primär- oder Sekundärgrößen dargestellt werden. Zusätzlich werden
Signale als Binärspuren (Marken) mitgeschrieben, z.B. „Anregung“, „Auslösung“.
Sofern das Gerät über eine serielle Systemschnittstelle verfügt, können Störwertdaten
über diese von einem Zentralgerät übernommen werden. Die Auswertung der Daten
wird im Zentralgerät von entsprechenden Programmen vorgenommen. Dabei werden
die Messgrößen auf ihren maximalen Wert bezogen, auf den Nennwert normiert und
für eine grafische Darstellung aufbereitet. Zusätzlich werden Signale als Binärspuren
(Marken) mitgeschrieben, z.B. „Anregung“, „Auslösung“.
Bei Übertragung zu einem Zentralgerät kann der Abrufbetrieb automatisch erfolgen,
und zwar wahlweise nach jeder Anregung des Schutzes oder nur nach einer Auslösung.
2.15.4 Einstellhinweise
Messwerte
Außer den direkt gemessenen und aus den Strömen und ggf. Temperaturen errechneten Messwerten kann 7UT612 auch eine Spannung und eine Scheinleistung ausgeben.
Die Spannungsanzeige setzt voraus, dass am Strommesseingang I7 oder I8 über einen externen Vorwiderstand eine Spannung eingekoppelt und über CFC eine anwenderdefinierte Verknüpfung hergestellt ist (vgl. auch Abschnitt 2.15.2 unter „Anzeige
und Übertragung von Messwerten“.
Die Berechnung der Scheinleistung erfolgt entweder mittels dieser Spannung oder
mittels der Nennspannung der Seite 1 des Schutzobjektes und den Strömen dieser
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2 Funktionen
Seite. Im ersten Fall stellen Sie unter Adresse &%
V€r††, im letzteren €v‡ÃVƒh…h€ ein.
G@DTUVIB7@S@8C = €v‡Ã
Die Festlegungen für die Störwertspeicherung erfolgen im Untermenü TUgST8CS@D
7VIB qr† Menüs Q6S6H@U@S. Für die Störwertspeicherung wird unterschieden zwischen dem Bezugszeitpunkt und dem Speicherkriterium (Adresse # AVIFUDPI).
Normalerweise ist der Bezugszeitpunkt die Geräteanregung, d.h., der Anregung irgendeiner Schutzfunktion wird der Zeitpunkt 0 zugewiesen. Dabei kann das Speicherkriterium ebenfalls die Geräteanregung (TƒrvpuÀv‡Ã6…) oder die Geräteauslösung (TƒrvpuÀv‡Ã6VT) sein. Es kann auch die Geräteauslösung als Bezugszeitpunkt gewählt werden ( T‡h…‡ÃirvÃ6VT), dann ist diese auch das Speicherkriterium.
Störwertspeicherung
Die tatsächliche Speicherzeit beginnt um die Vorlaufzeit UÃWPS (Adresse ##) vor
dem Bezugszeitpunkt und endet um die Nachlaufzeit UÃI68C (Adresse #$) später
als das Speicherkriterium verschwindet. Die maximal zulässige Speicherzeit pro Störwertaufzeichnung UÃH6Y wird unter Adresse #" eingestellt. Es stehen pro Störwertaufzeichnung maximal 5 s für die Störwertspeicherung zur Verfügung. Insgesamt
können bis zu 8 Störschriebe mit einer Gesamtzeit von maximal 5 s gespeichert werden.
Die Störwertspeicherung kann auch über eine Binäreingabe oder durch Bedienung
von der Front bzw. über die Bedienschnittstelle mittels PC aktiviert werden. Die Speicherung wird dann dynamisch getriggert. Adresse #% UÃ@YU@SI bestimmt die Länge
der Störwertaufzeichnung (längstens jedoch UÃH6Y, Adresse #"). Vor- und Nachlaufzeiten sind darin eingeschlossen. Wird die Zeit für die Binäreingabe auf ∞ gestellt,
dauert die Speicherung solange, wie die Binäreingabe angesteuert ist (statisch),
längstens jedoch UÃH6Y (Adresse #").
2.15.5 Parameterübersicht
Messwerte
Adr.
7601
Parameter
LEISTUNGBERECH.
Einstellmöglichkeiten
mit Uparam
mit Umess
Voreinstellung
mit Uparam
Erläuterung
Leistungsberechnung erfolgt
Störwertspeicherung
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
401
FUNKTION
Speichern mit Anregung
Speichern mit Schutz-AUS
Start bei Schutz-AUS
Speichern mit
Anregung
Startbedingung f. Störwertspeicherung
403
T MAX
0.30..5.00 s
1.00 s
Max.Länge pro Aufzeichnung Tmax
404
T VOR
0.05..0.50 s
0.10 s
Vorlaufzeit T-vor
405
T NACH
0.05..0.50 s
0.10 s
Nachlaufzeit T-nach
406
T EXTERN
0.10..5.00 s; ∞
0.50 s
Aufzeichnungszeit bei externem
Start
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2.15 Zusatzfunktionen
2.15.6 Informationsübersicht
Schaltstatistik
FNr.
Meldung
Erläuterung
00409 >BtrStdPrim blk
>Blockierung des LS-Betriebsstundenz.
01020 BtrStd:
Betriebsstunden der Primäranlage
01000 AUSANZ.=
Anzahl der Auslösekommandos =
30607 ΣIL1S1:
Summe Primär-Abschaltströme L1 Seite 1
30608 ΣIL2S1:
Summe Primär-Abschaltströme L2 Seite 1
30609 ΣIL3S1:
Summe Primär-Abschaltströme L3 Seite 1
30610 ΣIL1S2:
Summe Primär-Abschaltströme L1 Seite 2
30611 ΣIL2S2:
Summe Primär-Abschaltströme L2 Seite 2
30612 ΣIL3S2:
Summe Primär-Abschaltströme L3 Seite 2
30620 ΣI1:
Summe der Primär-Abschaltströme I1
30621 ΣI2:
Summe der Primär-Abschaltströme I2
30622 ΣI3:
Summe der Primär-Abschaltströme I3
30623 ΣI4:
Summe der Primär-Abschaltströme I4
30624 ΣI5:
Summe der Primär-Abschaltströme I5
30625 ΣI6:
Summe der Primär-Abschaltströme I6
30626 ΣI7:
Summe der Primär-Abschaltströme I7
Messwerte
FNr.
Meldung
Erläuterung
00721 IL1S1=
Messwert IL1 Seite 1
00722 IL2S1=
Messwert IL2 Seite 1
00723 IL3S1=
Messwert IL3 Seite 1
30640 3I0S1=
Messwert 3I0 (Nullsystem) Seite 1
30641 I1S1=
Messwert I1 (Mitsystem) Seite 1
30642 I2S1=
Messwert I2 (Gegensystem) Seite 1
00724 IL1S2=
Messwert IL1 Seite 2
00725 IL2S2=
Messwert IL2 Seite 2
00726 IL3S2=
Messwert IL3 Seite 2
30643 3I0S2=
Messwert 3I0 (Nullsystem) Seite 2
30644 I1S2=
Messwert I1 (Mitsystem) Seite 2
30645 I2S2=
Messwert I2 (Gegensystem) Seite 2
30646 I1=
Messwert I1
30647 I2=
Messwert I2
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FNr.
Meldung
Erläuterung
30648 I3=
Messwert I3
30649 I4=
Messwert I4
30650 I5=
Messwert I5
30651 I6=
Messwert I6
30652 I7=
Messwert I7
30653 I8=
Messwert I8
07740 ϕIL1S1=
Phasenlage IL1 Seite 1
07741 ϕIL2S1=
Phasenlage IL2 Seite 1
07749 ϕIL3S1=
Phasenlage IL3 Seite 1
07750 ϕIL1S2=
Phasenlage IL1 Seite 2
07759 ϕIL2S2=
Phasenlage IL2 Seite 2
07760 ϕIL3S2=
Phasenlage IL3 Seite 2
30633 ϕI1=
Phasenlage I1
30634 ϕI2=
Phasenlage I2
30635 ϕI3=
Phasenlage I3
30636 ϕI4=
Phasenlage I4
30637 ϕI5=
Phasenlage I5
30638 ϕI6=
Phasenlage I6
30639 ϕI7=
Phasenlage I7
30656 Umess=
Messwert U (gemessen über I7/I8)
00645 S =
Messwert S (Scheinleistung)
00644 f =
Messwert f (Frequenz)
Thermische Werte
FNr.
Meldung
Erläuterung
00801 Θ /Θaus =
Überlastschutz: Betriebstemperatur
00802 Θ /ΘausL1=
Überlastschutz: Betriebstemperatur L1
00803 Θ /ΘausL2=
Überlastschutz: Betriebstemperatur L2
00804 Θ /ΘausL3=
Überlastschutz: Betriebstemperatur L3
01060 Θ Skl1 =
Überlastschutz: Temp. Schenkel 1
01061 Θ Skl2 =
Überlastschutz: Temp. Schenkel 2
01062 Θ Skl3 =
Überlastschutz: Temp. Schenkel 3
01063 Altrate=
Überlastschutz: Alterungsrate L
01066 ResWARN=
Überlast: Lastreserve K bis Warnung
01067 ResALARM=
Überlast: Lastreserve K bis Alarm
01068 Θ RTD 1 =
Temperatur an RTD 1
184
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2.15 Zusatzfunktionen
FNr.
Meldung
Erläuterung
01069 Θ RTD 2 =
Temperatur an RTD 2
01070 Θ RTD 3 =
Temperatur an RTD 3
01071 Θ RTD 4 =
Temperatur an RTD 4
01072 Θ RTD 5 =
Temperatur an RTD 5
01073 Θ RTD 6 =
Temperatur an RTD 6
01074 Θ RTD 7 =
Temperatur an RTD 7
01075 Θ RTD 8 =
Temperatur an RTD 8
01076 Θ RTD 9 =
Temperatur an RTD 9
01077 Θ RTD10 =
Temperatur an RTD10
01078 Θ RTD11 =
Temperatur an RTD11
01079 Θ RTD12 =
Temperatur an RTD12
Diff-Werte
FNr.
Meldung
Erläuterung
07742 IDiffL1=
IDiffL1 (in I/InO) =
07743 IDiffL2=
IDiffL2 (in I/InO) =
07744 IDiffL3=
IDiffL3 (in I/InO) =
07745 IStabL1=
IStabL1 (in I/InO) =
07746 IStabL2=
IStabL2 (in I/InO) =
07747 IStabL3=
IStabL3 (in I/InO) =
30654 IDiffEDS=
IDiff EDS (in I/InO)
30655 IStabEDS=
IStab EDS (in I/InO)
Grenzwerte
FNr.
Meldung
00272 Gw. BtrStdPrim>
Erläuterung
Grenzwert d. LS-Betriebsstunden überschr
Störwertspeicherung
FNr.
Meldung
Erläuterung
00004 >Störw. Start
>Störwertspeicherung starten
00203 Störw. gelöscht
Störwertspeicher gelöscht
Stw. Start
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Anstoß Teststörschrieb (Markierung)
185
2 Funktionen
Impulszähler
FNr.
nur wenn projektiert (CFC)
Meldung
Erläuterung
00888 WpImp =
Impulszähler Wirkarbeit Wp
00889 WqImp =
Impulszähler Blindarbeit Wq
186
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2.16 Befehlsbearbeitung
2.16
Befehlsbearbeitung
Allgemeines
Im SIPROTEC® 7UT612 ist eine Befehlsbearbeitung integriert, mit deren Hilfe Schalthandlungen in der Anlage veranlasst werden können. Die Steuerung kann dabei von
vier Befehlsquellen ausgehen:
• Vorortbedienung über das Bedienfeld des Gerätes,
• Bedienung über DIGSI® 4,
• Fernbedienung über Leittechnik (z.B. SICAM®),
• Automatikfunktion (z.B. über Binäreingang).
Die Anzahl der zu steuernden Betriebsmittel ist lediglich durch die Anzahl der benötigten und vorhandenen binären Ein- bzw. Ausgänge begrenzt. Voraussetzungen für
die Möglichkeit der Steuerung ist, dass die entsprechenden binären Ein- und Ausgängen projektiert und mit den passenden Eigenschaften versehen worden sind.
Wenn bestimmte Verriegelungsbedingungen für die Befehlsgabe notwendig sind,
können die Feldverriegelungen mittels der anwenderdefinierbaren Logikfunktionen
(CFC) im Gerät hinterlegt werden.
Die Projektierung der Ein- und Ausgänge, die Erstellung von anwenderdefinierbaren
Logikfunktionen und die Vorgehensweise beim Schalten von Betriebsmitteln ist im
SIPROTEC® Systemhandbuch, Bestell-Nr. E50417–H1100–C151, beschrieben.
2.16.1 Befehlstypen
Im Zusammenhang mit der Anlagensteuerung über das Gerät können die nachstehenden Befehlstypen unterschieden werden.
Befehle an den
Prozess
Diese umfassen alle Befehle, die direkt an die Betriebsmittel der Schaltanlage ausgegeben werden und eine Prozesszustandsänderung bewirken:
• Schaltbefehle zur Steuerung von Leistungsschaltern (unsynchronisiert), von Trennern und Erdern,
• Stufenbefehle, z.B. zur Höher- und Tieferstufung von Transformatoren,
• Stellbefehle mit parametrierbarer Laufzeit, z.B. zur Steuerung von E–Spulen.
Geräteinterne
Befehle
Sie führen zu keiner direkten Befehlsausgabe an den Prozess. Sie dienen dazu, interne Funktionen anzustoßen, dem Gerät die Kenntnisnahme von Zustandsänderungen
mitzuteilen oder diese zu quittieren.
• Nachführbefehle zum „Nachführen“ des Informationswertes von prozessgekoppelten Objekten wie Meldungen und Schaltzuständen, z.B. bei fehlender Prozessankopplung. Eine Nachführung wird im Informationsstatus gekennzeichnet und kann
entsprechend angezeigt werden.
• Markierbefehle (zum „Einstellen“) des Informationswertes von internen Objekten,
z.B. Schalthoheit (Fern/Ort), Parameterumschaltungen, Übertragungssperren und
Zählwerte löschen/ vorbesetzen.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
187
2 Funktionen
• Quittier- und Rücksetzbefehle zum Setzen/Rücksetzen interner Speicher oder Datenstände.
• Informationsstatusbefehle zum Setzen/Löschen der Zusatzinformation „Informationsstatus” zum Informationswert eines Prozessobjektes wie
− Erfassungssperre,
− Ausgabesperre.
2.16.2 Ablauf im Befehlspfad
Sicherheitsmechanismen im Befehlspfad sorgen dafür, dass ein Schaltbefehl nur erfolgen kann, wenn die Prüfung zuvor festgelegter Kriterien positiv abgeschlossen wurde. Für jedes Betriebsmittel getrennt, können Verriegelungen projektiert werden. Die
eigentliche Durchführung des Befehlsauftrages wird anschließend überwacht. Der gesamte Ablauf eines Befehlsauftrages ist im folgenden in Kurzform beschrieben.
Prüfung eines
Befehlsauftrages
• Befehlseingabe, z.B. über die integrierte Bedienung:
− Passwort prüfen → Zugangsberechtigung;
− Schaltmodus (verriegelt/unverriegelt) prüfen → Auswahl der Entriegelungskennungen.
• Projektierbare Befehlsprüfungen:
− Schalthoheit;
− Schaltrichtungskontrolle (Soll–Ist–Vergleich);
− Schaltfehlerschutz, Feldverriegelung (Logik über CFC);
− Schaltfehlerschutz, Anlagenverriegelung (zentral über SICAM);
− Doppelbetätigungssperre (Verriegelung von parallelen Schalthandlungen);
− Schutzblockierung (Blockierung von Schalthandlungen durch Schutzfunktionen).
• feste Befehlsprüfungen:
− Alterungsüberwachung (Zeit zwischen Befehlsauftrag und Bearbeitung wird
überwacht):
− Parametrierung läuft (bei laufendem Parametriervorgang wird Befehl abgewiesen bzw. verzögert);
− Betriebsmittel als Ausgabe vorhanden (wenn ein Betriebsmittel zwar projektiert,
aber nicht auf einen Binärausgang rangiert wurde, wird der Befehl abgewiesen);
− Ausgabesperre (ist eine Ausgabesperre objektbezogen gesetzt und im Moment
der Befehlsbearbeitung aktiv, so wird der Befehl abgewiesen);
− Baugruppe Hardware–Fehler;
− Befehl für dieses Betriebsmittel bereits aktiv (für ein Betriebsmittel kann zeitgleich nur ein Befehl bearbeitet werden, objektbezogene Doppelbetätigungssperre);
188
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C53000–G1100–C148–1
2.16 Befehlsbearbeitung
− 1–aus–n–Kontrolle (bei Mehrfachbelegungen wie Wurzelrelais wird geprüft, ob
für die betroffenen Ausgaberelais bereits ein Befehlsvorgang eingeleitet ist).
Überwachung der
Befehlsdurchführung
− Störung eines Befehlsvorganges durch einen Abbruchbefehl;
− Laufzeitüberwachung (Rückmeldeüberwachungszeit).
2.16.3 Schaltfehlerschutz
Ein Schaltfehlerschutz kann mittels der anwenderdefinierbaren Logik (CFC) realisiert
werden. Die Schaltfehler–Prüfungen teilen sich normalerweise innerhalb eines
SICAM®/SIPROTEC®– Systems auf in:
• Anlagenverriegelung geprüft im Zentralgerät (für die Sammelschiene),
• Feldverriegelungen geprüft im Feldgerät (für den Abzweig).
Die Anlagenverriegelung stützt sich auf das Prozessabbild im Zentralgerät.
Die Feldverriegelung stützt sich auf das Objektabbild (Rückmeldungen) im Feldgerät.
Der Umfang der Verriegelungsprüfungen wird durch die Verriegelungslogik und die
Parametrierung festgelegt.
Schaltobjekte, die einer Anlagenverriegelung im Zentralgerät unterliegen, werden im
Feldgerät über einen Parameter entsprechend gekennzeichnet (in der Rangiermatrix).
Bei allen Befehlen kann bestimmt werden, ob verriegelt (Normal) oder unverriegelt
(Test) geschaltet werden soll:
− bei Vorortbefehlen über Umparametrieren mit Passwortabfrage,
− bei Automatikbefehlen aus der Befehlsbearbeitung durch CFC mittels Entriegelungskennungen,
− bei Nah-/Fernbefehlen per zusätzlichem Entriegelungsbefehl über Profibus.
2.16.3.1 Verriegeltes /entriegeltes Schalten
Die projektierbaren Befehlsprüfungen werden in den SIPROTEC ®–Geräten auch als
„Standardverriegelung“ bezeichnet. Diese Prüfungen können über DIGSI ® 4 aktiviert
(verriegeltes Schalten/Markieren) oder deaktiviert (unverriegelt) werden.
Entriegelt oder unverriegelt schalten bedeutet, dass die projektierten Verriegelungsbedingungen nicht getestet werden.
Verriegelt schalten bedeutet, dass alle projektierten Verriegelungsbedingungen innerhalb der Befehlsprüfung getestet werden. Ist eine Bedingung nicht erfüllt, wird der Befehl mit einer Meldung mit angehängtem Minuszeichen (z.B. „7A²“) und einer entsprechenden Bedienantwort abgewiesen. Tabelle 2-13 zeigt die möglichen Befehlsarten
an ein Schaltgerät und deren zugehörige Meldungen.
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189
2 Funktionen
Tabelle 2-13 Befehlsarten und zugehörige Meldungen
Befehlsart
Befehl
Verursachung
Meldung
Prozessausgabebefehl
Schalten
BF
BF+/–
Nachführbefehl
Nachführung
NF
NF+/–
Informationsstatusbefehl, Erfassungssperre
Erfassungssperre
ES
ST+/– *)
Informationsstatusbefehl, Ausgabesperre
Ausgabesperre
AS
ST+/– *)
Abbruchbefehl
Abbruch
AB
AB+/–
*) Diese Meldungen erscheinen in der dargestellten Form im Gerätedisplay in den Betriebsmeldungen,
unter DIGSI® 4 in den spontanen Meldungen
In der Meldung bedeutet das Pluszeichen eine Befehlsbestätigung: Das Ergebnis der
Befehlsgabe ist positiv, also wie erwartet. Entsprechend bedeutet das Minuszeichen
ein negatives, nicht erwartetes Ergebnis, der Befehl wurde abgelehnt. Bild 2-95 zeigt
beispielhaft in den Betriebsmeldungen Befehl und Rückmeldung einer positiv verlaufenen Schalthandlung des Leistungsschalters.
Die Prüfung von Verriegelungen kann für alle Schaltgeräte und Markierungen getrennt
projektiert werden. Andere interne Befehle, wie Nachführen oder Abbruch, werden
nicht geprüft, d.h. unabhängig von den Verriegelungen ausgeführt.
7@USD@7TH@G9ÃÃÃ
(% Ã )$!)$%!$
RÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ7AÃÃÃ@DI
(% Ã )$!)% "#
RÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃSHÃÃÃ@DIÃ
Bild 2-95
Standardverriegelung
Beispiel einer Betriebsmeldung beim Schalten des Leistungsschalters Q0
Standardverriegelungen sind die Prüfungen, die bei der Projektierung der Ein- und
Ausgaben pro Schaltgerät festgelegt wurden.
Ein Logikdiagramm dieser Verriegelungsbedingungen im Gerät zeigt Bild 2-96.
190
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
2.16 Befehlsbearbeitung
.
Schalthoheit
Befehl mit Verursacherquelle =
Schaltmodus
EIN/AUS
ORT
&
1
FERN ),
DIGSI
Ort
&
Ort
AUTO
&
Schalthoheit
(ORT/FERN)
Fern
Schalthoheit DIGSI
DIGSI
&
&
DIGSI
≥1
&
Fern
Schaltmodus ORT
(unverriegelt/verrieg.)
unverriegeltes Schalten
&
≥1
SOLL = IST
j/n
Schaltmodus FERN
(unverriegelt/verrieg.)
verriegeltes Schalten
&
≥1
Rückmeldung EIN/AUS
Schutzblockierung
Freigabe SG EIN
SOLL = IST
j/n
Anlagenverrieg.
j/n
Feldverriegelung
j/n
Schutzblockierung j/n
Doppelbetät.Sperre j/n
Schalthoheit ORT j/n
Schalthoheit FERN j/n
≥1
Befehlsausgabe
auf Relais
Freigabe SG AUS
Ereignis
Zustand
1)
Verursacherquelle FERN schließt Quelle NAH mit ein.
(NAHBefehl über Leittechnik in der Station
FERNBefehl über Fernwirktechnik zur Leittechnik und von Leittechnik zum Gerät)
Bild 2-96
Standardverriegelungen
Im Gerätedisplay sind die projektierten Verriegelungsgründe auslesbar. Sie sind
durch Buchstaben gekennzeichnet, deren Bedeutungen Tabelle 2-14 erläutert sind:
Tabelle 2-14
Entriegelungs–Kennungen
Kennung
(Kurzform)
Displayanzeige
Schalthoheit
SV
S
Anlagenverriegelung
AV
A
Feldverriegelung
FV
F
SOLL = IST (Schaltrichtungskontrolle)
SI
I
Schutzblockierung
SB
B
Entriegelungs–Kennungen
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191
2 Funktionen
Bild 2-97 zeigt beispielhaft die im Gerätedisplay auslesbaren Verriegelungsbedingungen für drei Schaltobjekte mit den in Tabelle 2-14 erläuterten Abkürzungen. Es werden alle parametrierten Verriegelungsbedingungen angezeigt (siehe Bild 2-97).
W@SSD@B@GVIBÃÃÃ "
RÃ@DI6VTÃTòÃAÃDÃ7Ã
R Ã@DI6VTÃTòÃAÃDÃ7
R'Ã@DI6VTÃTòÃAÃDÃ7
Bild 2-97
Freigabelogik über
CFC
Beispiel projektierter Verriegelungsbedingungen
Für die Feldverriegelung kann über den CFC eine Freigabelogik aufgebaut werden.
Über entsprechende Freigabebedingungen wird dann die Information „frei“ oder „feldverriegelt“ bereitgestellt (z.B. Objekt „Freigabe SG EIN“ und „Freigabe SG AUS“ mit
den Informationswerten: KOM / GEH).
2.16.4 Befehlsprotokollierung/-quittung
Während der Befehlsbearbeitung werden, unabhängig von der weiteren Meldungsrangierung und -bearbeitung, Befehls- und Prozessrückmeldungen an die Meldungsverarbeitung gesendet. In diesen Meldungen ist eine so genannte Meldungsursache
eingetragen. Bei entsprechender Rangierung (Projektierung) werden diese Meldungen zur Protokollierung in das Betriebsmeldungsprotokoll eingetragen.
Befehlsquittierung
an die integrierte
Bedienung
Alle Meldungen mit der Verursachungsquelle VQ_ORT werden in eine entsprechende
Bedienantwort umgesetzt und im Textfeld des Displays zur Anzeige gebracht.
Befehlsquittierung
an Nah/Fern/Digsi
Die Meldungen mit den Verursachungsquellen VQ_NAH/FERN/DIGSI müssen unabhängig von der Rangierung (Projektierung auf der seriellen Schnittstelle) zum Verursacher gesendet werden.
Die Befehlsquittierung erfolgt damit nicht wie beim Ortsbefehl über eine Bedienantwort, sondern über die normale Befehls- und Rückmeldeprotokollierung.
Rückmeldeüberwachung
Die Befehlsbearbeitung führt für alle Befehlsvorgänge mit Rückmeldung eine zeitliche
Überwachung durch. Parallel zum Befehl wird eine Überwachungszeit (Befehlslaufzeitüberwachung) gestartet, die kontrolliert, ob das Schaltgerät innerhalb dieser Zeit
die gewünschte Endstellung erreicht hat. Mit der eintreffenden Rückmeldung wird die
Überwachungszeit gestoppt. Unterbleibt die Rückmeldung, so erscheint eine Bedienantwort „SH²arv‡Ãhitryhˆsr“ und der Vorgang wird beendet.
In den Betriebsmeldungen werden Befehle und deren Rückmeldungen ebenfalls protokolliert. Der normale Abschluss einer Befehlsgabe ist das Eintreffen der Rückmeldung (SH) des betreffenden Schaltgerätes oder bei Befehlen ohne Prozessrückmeldung eine Meldung nach abgeschlossener Befehlsausgabe.
192
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2.16 Befehlsbearbeitung
In der Rückmeldung bedeutet das Pluszeichen eine Befehlsbestätigung. Der Befehl
ist positiv, also wie erwartet, abgeschlossen worden. Entsprechend bedeutet das Minuszeichen einen negativen, nicht erwarteten Ausgang.
Befehlsausgabe /
Relaisansteuerung
Die für das Ein- und Ausschalten von Schaltgeräten oder die Höher-/Tiefersteuerung
von Transformatorstufen benötigten Befehlstypen werden bei der Projektierung festgelegt, siehe SIPROTEC ® 4 Systemhandbuch, Best.-Nr. E50417–H1100–C151.
2.16.5 Informationsübersicht
FNr.
Meldung
Erläuterung
Sch.Hoheit
Schalthoheit
SchModFern
Schaltmodus Fern
Sch.ModOrt
Schaltmodus Ort
n
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193
2 Funktionen
194
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Montage und Inbetriebsetzung
3
Dieses Kapitel wendet sich an den erfahrenen Inbetriebsetzer. Er soll mit der Inbetriebsetzung von Schutz- und Steuereinrichtungen, mit dem Betrieb des Netzes und
mit den Sicherheitsregeln und -vorschriften vertraut sein. Eventuell sind gewisse Anpassungen der Hardware an die Anlagendaten notwendig. Für die Primärprüfungen
muss das zu schützende Objekt (Leitung, Transformator, usw.) eingeschaltet werden.
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3.1
Montage und Anschluss
196
3.2
Kontrolle der Anschlüsse
216
3.3
Inbetriebsetzung
220
3.4
Bereitschalten des Gerätes
243
195
3 Montage und Inbetriebsetzung
3.1
Montage und Anschluss
Warnung!
Der einwandfreie und sichere Betrieb des Gerätes setzt sachgemäßen Transport,
fachgerechte Lagerung, Aufstellung und Montage unter Beachtung der Warnungen
und Hinweise des Gerätehandbuches voraus.
Insbesondere sind die Allgemeinen Errichtungs- und Sicherheitsvorschriften für das
Arbeiten an Starkstromanlagen (z.B. DIN, VDE, EN, IEC oder andere nationale und
internationale Vorschriften) zu beachten. Nichtbeachtung können Tod, Körperverletzung oder erheblichen Sachschaden zur Folge haben.
Voraussetzung
3.1.1
Die Kontrolle der Nenndaten des Gerätes ist durchgeführt und deren Übereinstimmung mit den Anlagendaten ist kontrolliert.
Montage
Schalttafeleinbau
q
q
q
q
q
196
Die 4 Abdeckungen an den Ecken der Frontkappe abnehmen. Dadurch werden 4
Langlöcher im Befestigungswinkel zugänglich.
Gerät in den Schalttafelausschnitt einschieben und mit 4 Schrauben befestigen.
Maßbild siehe Abschnitt 4.15, Bild 4-13.
Die 4 Abdeckungen wieder aufstecken.
Solide niederohmige Schutz- und Betriebserde an der Rückseite des Gerätes mit
mindestens einer Schraube M4 anbringen. Der Querschnitt der hierfür verwendeten Leitung muss dem maximalen angeschlossenen Querschnitt entsprechen, mindestens jedoch 2,5 mm2 betragen.
Anschlüsse über die Steck- oder Schraubanschlüsse an der Gehäuserückwand gemäß Schaltplan herstellen.
Bei Schraubanschlüssen müssen bei Verwendung von Gabelkabelschuhen oder
bei Direktanschluss vor dem Einführen der Leitungen die Schrauben soweit eingedreht werden, dass der Schraubenkopf mit der Außenkante des Anschlussmoduls
fluchtet.
Bei Verwendung von Ringkabelschuhen muss dieser in der Anschlusskammer so
zentriert werden, dass das Schraubengewinde in das Loch des Kabelschuhes
passt.
Die Angaben über maximale Querschnitte, Anzugsdrehmomente, Biegeradien und
Zugentlastung aus dem Systemhandbuch (Bestell–Nr. E50417–H1100–C151) sind
unbedingt zu beachten. Hinweise enthält auch die dem Gerät beigelegte Kurzanleitung.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.1 Montage und Anschluss
Langloch
SIPROTEC
SIEMENS
RUN
ERROR
7UT612
C6VQUH@IVÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ $
HryqˆtrÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ
Hr††r…‡rÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ!
MENU
Meldungen
F1
7
8
9
Messwerte
F2
4
5
6
Störfallmeldung
F3
1
2
3
0
+/-
F4
Bild 3-1
Gestell- und
Schrankeinbau
Schalttafeleinbau eines 7UT612
Für den Einbau eines Gerätes in ein Gestell oder Schrank werden 2 Winkelschienen
benötigt. Die Bestellnummern stehen im Anhang unter Abschnitt A.1.1.
q
q
q
q
q
q
q
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
ENTER
ESC
LED
Die beiden Winkelschienen im Gestell oder Schrank mit jeweils 4 Schrauben zunächst lose verschrauben.
Die 4 Abdeckungen an den Ecken der Frontkappe abnehmen. Dadurch werden
4 Langlöcher im Befestigungswinkel zugänglich.
Gerät mit 4 Schrauben an den Winkelschienen befestigen. Maßbild siehe Abschnitt
4.15, Bild 4-13.
Die 4 Abdeckungen wieder aufstecken.
Die 8 Schrauben der Winkelschienen im Gestell oder Schrank fest anziehen.
Solide niederohmige Schutz- und Betriebserde an der Rückseite des Gerätes mit
mindestens einer Schraube M4 anbringen. Der Querschnitt der hierfür verwendeten Leitung muss dem maximalen angeschlossenen Querschnitt entsprechen, mindestens jedoch 2,5 mm2 betragen.
Anschlüsse über die Steck- oder Schraubanschlüsse an der Gehäuserückwand gemäß Schaltplan herstellen.
Bei Schraubanschlüssen müssen bei Verwendung von Gabelkabelschuhen oder
bei Direktanschluss vor dem Einführen der Leitungen die Schrauben soweit eingedreht werden, dass der Schraubenkopf mit der Außenkante des Anschlussmoduls
fluchtet.
Bei Verwendung von Ringkabelschuhen muss dieser in der Anschlusskammer so
zentriert werden, dass das Schraubengewinde in das Loch des Kabelschuhes
passt.
197
3 Montage und Inbetriebsetzung
Die Angaben über maximale Querschnitte, Anzugsdrehmomente, Biegeradien und
Zugentlastung aus dem Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) sind
unbedingt zu beachten. Hinweise enthält auch die dem Gerät beigelegte Kurzanleitung.
Winkelschiene
SIPROTEC
SIEMENS
RUN
ERROR
7UT612
C6VQUH@IVÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ $
HryqˆtrÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ
Hr††r…‡rÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃÃ!
MENU
ENTER
ESC
LED
Meldungen
F1
7
8
9
Meßwerte
F2
4
5
6
Störfallmeldung
F3
1
2
3
0
+/-
F4
Winkelschiene
Bild 3-2
Schalttafelaufbau
q
q
q
q
198
Montage eines 7UT612 im Gestell oder Schrank
Gerät mit 4 Schrauben auf der Schalttafel festschrauben. Maßbilder siehe Abschnitt 4.15, Bild 4-14.
Erdungsklemme des Gerätes mit der Schutzerde der Schalttafel verbinden. Der
Querschnitt der hierfür verwendeten Leitung muss dem maximalen angeschlossenen Querschnitt entsprechen, mindestens jedoch 2,5 mm2 betragen.
Solide niederohmige Betriebserdung (Leitungsquerschnitt ≥ 2,5 mm2) an der seitlichen Erdungsfläche mit mindestens einer Schraube M4 anbringen.
Anschlüsse gemäß Schaltplan über die Schraubklemmen, LWL–Anschlüsse über
die Pultgehäuse, herstellen. Dabei unbedingt die Angaben über maximale Querschnitte, Anzugsdrehmomente, Biegeradien und Zugentlastung aus dem Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beachten. Hinweise enthält auch die
dem Gerät beigelegte Kurzanleitung.
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3.1 Montage und Anschluss
3.1.2
Anschlussvarianten
Übersichtspläne sind im Anhang A.2 dargestellt. Anschlussbeispiele für die Stromwandlerkreise befinden sich im Anhang A.3. Es ist zu überprüfen, dass die Einstellungen der Konfigurationsparameter (Abschnitt 2.1.1) und der Anlagendaten (Abschnitt
2.1.2) mit dem Schutzobjekt und seinen Anschlüssen in Übereinstimmung sind:
Schutzobjekt
Die Einstellung des T8CVUaP7E@FUes (Adresse $) muss mit dem geschützten Objekt übereinstimmen. Falsche Einstellung kann zu unvorhersehbaren Reaktionen des
Gerätes führen.
Beachten Sie, dass für Transformatoren in Sparschaltung T8CVUaP7E@FU =
Tƒh…‡…hs‚ und nicht 9…rvƒuh†r‡…hs‚ eingestellt sein muss. Bei @vƒuh†r
‡…hs‚ bleibt die mittlere Phase L2 frei.
Ströme
Der Anschluss der Wandlerströme an das Gerät sind vom Anwendungszweck abhängig.
Beim dreiphasigen Anschluss sind die je drei Phasenströme den Seiten des Schutzobjektes zugeordnet. Anschlussbeispiele sind im Anhang A.3, Bilder A-3 bis A-6 und
A-9 bis A-13 für die verschiedenen Schutzobjekte gegeben.
Beim zweiphasigen Anschluss eines Einphasentransformators bleibt die mittlere Phase (IL2) frei. Bild A-7 im Anhang A.3 zeigt ein Anschlussbeispiel. Ist nur ein Stromwandler vorhanden, werden trotzdem beide Phasen (IL1 und IL3) benutzt, wie Bild A8 auf der rechten Seite zeigt.
Beim einphasigen Sammelschienenschutz ist jeder Messeingang (außer I8) einem
Sammelschienenabzweig zugeordnet. Bild A-14 im Anhang A.3 zeigt ein Beispiel für
eine Phase; die anderen sind entsprechend anzuschließen. Wird das Gerät über
Mischwandler angeschlossen, ziehen Sie Bild A-15 zu Rate. Beachten Sie im letzten
Fall, dass der Ausgangsnennstrom der Mischwandler i.Allg. 100 mA beträgt; die
Messeingänge des Gerätes müssen entsprechend angepasst werden (siehe auch
Abschnitt 3.1.3).
Die Zuordnung der Stromeingänge I7 und I8 ist zu überprüfen. Die Anschlüsse hängen
ebenfalls von der Anwendung ab und sind in einigen Anschlussbeispielen berücksichtigt (z.B. Bild A-4 bis A-7 und A-11 bis A-15).
Kontrollieren Sie auch die Nenndaten und Anpassungsfaktoren der Stromwandler.
Die Zuordnungen der Schutzfunktionen zu den Seiten müssen schlüssig sein. Dies
betrifft insbesondere auch den Leistungsschalterversagerschutz, dessen Messstelle
(Seite) mit der Seite des zu überwachenden Schalters übereinstimmen muss.
Binäre Ein- und
Ausgänge
Die anlagenseitigen Anschlüsse richten sich nach den Rangiermöglichkeiten der binären Ein- und Ausgänge, also der individuellen Anpassung an die Anlage. Die Anschlussbelegung bei Auslieferung des Gerätes finden Sie im Anhang A.5 in den Tabellen A-2 und A-3. Kontrollieren Sie auch, dass die Beschriftungsstreifen auf der
Front den rangierten Meldefunktionen entsprechen.
Auch hier ist besonders wichtig, dass ggf. die für den Leistungsschalterversagerschutz verwendeten Rückmeldungen (Hilfskontakte) des zu überwachenden Schalters mit den richtigen Binäreingängen verbunden sind, die der zugeordneten Seite des
Schalterversagerschutzes entsprechen.
7UT612 Handbuch
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199
3 Montage und Inbetriebsetzung
Einstellgruppenumschaltung
Soll die Einstellgruppenumschaltung über Binäreingaben vorgenommen werden, so
ist folgendes zu beachten:
• Für die Steuerung von 4 möglichen Einstellgruppen müssen 2 Binäreingaben zur
Verfügung gestellt werden. Diese sind bezeichnet mit „ 3Qh…h€ÃXhuy “ und „Qh
…h€ÃXhuy!“ und müssen auf 2 physische Binäreingänge rangiert und dadurch
steuerbar sein.
• Für die Steuerung von 2 Einstellgruppen genügt eine Binäreingabe, und zwar
„3Qh…h€ÃXhuy “, da die nicht rangierte Binäreingabe „Qh…h€ÃXhuy!“ dann als
nicht angesteuert gilt.
• Die Steuersignale müssen dauernd anstehen, damit die gewählte Einstellgruppe
aktiv ist und bleibt.
Die Zuordnung der Binäreingaben zu den Einstellgruppen A bis D ist in Tabelle 3-1
angegeben, während Bild 3-3 ein vereinfachtes Anschlussbeispiel zeigt. Im Beispiel
ist vorausgesetzt, dass die Binäreingaben in Arbeitsstromschaltung, d.h. bei Spannung aktiv (H–aktiv) rangiert sind.
Tabelle 3-1
Parameterwahl (Einstellgruppenumschaltung) über Binäreingänge
Binäreingabe
>Param. Wahl1
>Param. Wahl2
ergibt aktiv
nein
nein
Gruppe A
ja
nein
Gruppe B
nein
ja
Gruppe C
ja
ja
Gruppe D
nein=nicht angesteuert
ja = angesteuert
Umschalter für
Einstellgruppe
L+
A
B
C
D
L+
A
B
C
D
Bild 3-3
Auslösekreisüberwachung
7UT612
L–
L–
FNr >Param. Wahl1
FNr >Param. Wahl2
Anschlussschema (Beispiel) für Einstellgruppenumschaltung über Binäreingänge
Beachten Sie, dass 2 Binäreingänge bzw. ein Binäreingang und ein Ersatzwiderstand
R in Reihe geschaltet sind. Die Schaltschwelle der Binäreingänge muss also deutlich
unterhalb des halben Nennwertes der Steuergleichspannung bleiben.
Bei Verwendung von zwei Binäreingängen für die Auslösekreisüberwachung müssen
die Eingänge für die Auslösekreisüberwachung potentialfrei, also ungewurzelt sein.
Bei Verwendung von einem Binäreingang ist ein Ersatzwiderstand R einzufügen (siehe Bild 3-4). Dieser Widerstand R wird in den Kreis des zweiten Leistungsschalter-
200
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.1 Montage und Anschluss
hilfskontaktes (HiKo2) eingeschleift. Der Widerstand muss in seinem Wert so dimensioniert werden, dass bei geöffnetem Leistungsschalter (somit ist HiKo1 geöffnet und
HiKo2 geschlossen) die Leistungsschalterspule (LSS) nicht mehr erregt wird und bei
gleichzeitig geöffnetem Kommandorelais der Binäreingang (BE1) noch erregt wird.
USt
L+
7UT612
FNr >AKU Kdo.Rel.
UBE
7UT612
KR
Legende:
R
LSS
LS
HiKo1
HiKo2
KR
LS
LSS
HiKo1
HiKo2
R
—
—
—
—
—
—
Kommandorelaiskontakt
Leistungsschalter
Leistungsschalterspule
Leistungsschalter–Hilfskontakt (Schließer)
Leistungsschalter–Hilfskontakt (Öffner)
Ersatzwiderstand
USt
UBE
— Steuerspannung (Auslösespannung)
— Eingangsspannung für Binäreingang
L–
Bild 3-4
Auslösekreisüberwachung mit einem Binäreingang — Beispiel für Auslösekreis 1
Daraus resultieren für die Dimensionierung ein oberer Grenzwert Rmax und ein unterer
Grenzwert Rmin, aus denen als Optimalwert der arithmetische Mittelwert R ausgewählt werden sollte:
R m ax + R min
R = --------------------------------2
Damit die Mindestspannung zur Ansteuerung der Binäreingabe sichergestellt ist ergibt sich für Rmax:
U St – U BE min
R max =  ----------------------------------- – R LSS
 I BE (High) 
Damit die Leistungsschalterspule für o.g. Fall nicht angeregt bleibt, ergibt sich für
Rmin:
U St – U LSS (LOW)
R min = R LSS ⋅  --------------------------------------------
 U

LSS (LOW)
IBE (HIGH)
Konstantstrom bei angesteuerter BE (= 1,7 mA)
UBE min
minimale Ansteuerspannung für BE (= 19 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 24/
48/60 V; 73 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 110/125/220/250 V)
UST
Steuerspannung für Auslösekreis
RLSS
ohmscher Widerstand der LS–Spule
ULSS (LOW) maximale Spannung an der LS–Spule, die nicht zur Auslösung führt
Ergibt die Berechnung, dass Rmax < Rmin wird, so muss die Berechnung mit der
nächst niedrigeren Schaltschwelle UBE min wiederholt werden und diese Schwelle mittels Steckbrücke(n) im Gerät realisiert werden (siehe Abschnitt 3.1.3).
Für die Leistungsaufnahme des Widerstandes gilt:
2
U St
2
P R = I ⋅ R =  ------------------------  ⋅ R
R + R

LSS
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201
3 Montage und Inbetriebsetzung
Beispiel:
IBE (HIGH)
1,7 mA (vom SIPROTEC® 7UT612)
UBE min
19 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 24/48/60 V (vom Gerät 7UT612)
73 V bei Lieferstellung für Nennspannungen 110/125/220/250 V (vom Gerät 7UT612)
UST
110 V (von der Anlage / Auslösekreis)
RLSS
500 Ω (von der Anlage / Auslösekreis)
ULSS (LOW) 2 V (von der Anlage / Auslösekreis)
110 V – 19 V
R max =  ---------------------------------- – 500 Ω
 1,7 mA 
Rmax = 53 kΩ
110 V – 2 V
R min = 500 Ω ⋅  ------------------------------


2V
Rmin = 27 kΩ
R max + R min
R = -------------------------------- = 40 kΩ
2
Gewählt wird der nächstliegende Normwert 39 kΩ; für die Leistung gilt:
2
110 V
P R =  ---------------------------------------- ⋅ 39 kΩ
 39 kΩ + 0,5 kΩ
PR ≥ 0,3 W
Thermobox
202
Wenn der Überlastschutz mit Berücksichtigung der Kühlmitteltemperatur arbeitet
(Überlastschutz mit Heißpunktberechnung), können eine oder zwei Thermoboxen
7XV5662 an der Serviceschnittstelle (Port C) angeschlossen werden.
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3.1 Montage und Anschluss
3.1.3
Anpassung der Hardware
3.1.3.1
Allgemeines
Eine nachträgliche Anpassung der Hardware an die Anlagenverhältnisse kann z.B.
bezüglich der Steuerspannung für Binäreingaben oder der Terminierung busfähiger
Schnittstellen erforderlich werden. Wenn Sie Anpassungen vornehmen oder Schnittstellenmodule auswechseln, beachten Sie auf jeden Fall die Angaben in den Abschnitten 3.1.3.2 bis 3.1.3.5.
Hilfsspannung
Es gibt verschiedene Eingangsspannungsbereiche für die Hilfsspannung (siehe Bestelldaten im Anhang A.1). Die Ausführungen für DC 60/110/125 V und DC 110/125/
220/250 V / AC 115/230 V sind durch Veränderung von Steckbrücken ineinander
überführbar. Die Zuordnung dieser Brücken zu den Nennspannungsbereichen und
ihre räumliche Anordnung auf der Leiterplatte ist weiter unten in Abschnitt 3.1.3.3 unter Randtitel „Prozessorbaugruppe A–CPU“ beschrieben. Bei Lieferung des Gerätes
sind alle Brücken entsprechend den Angaben auf dem Leistungsschild richtig eingestellt und brauchen nicht verändert zu werden.
Nennströme
Die Eingangsübertrager des Gerätes sind durch Bürdenumschaltung auf 1 A oder 5 A
Nennstrom eingestellt. Die Stellung der Steckbrücken ist werksseitig entsprechend
den Angaben auf dem Leistungsschild erfolgt, und zwar für die Stromeingänge I1 bis
I7; I8 ist vom Nennstrom unabhängig.
Wenn die Stromwandlersätze an den Seiten des Schutzobjektes und/oder der Stromeingang I7 unterschiedliche sekundäre Nennströme haben, so muss dies im Gerät angepasst werden. Entsprechendes gilt für die Stromwandler der verschiedenen Sammelschienenabzweige beim einphasigen Sammelschienenschutz. Beim einphasigen
Sammelschienenschutz mit zwischengeschalteten Mischwandlern betragen die
Nennströme für die Stromeingänge I1 bis I7 i.Allg. 100 mA.
Die Zuordnung der Steckbrücken zum Nennstrom und die räumliche Anordnung der
Brücken ist weiter unten in Abschnitt 3.1.3.3 unter Randtitel „Ein-/Ausgabebaugruppe
A–I/O–3“ beschrieben.
Sollten Sie Änderungen vornehmen, vergessen Sie bitte nicht, dem Gerät diese Änderung mitzuteilen:
− Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren unter Adresse !"
DIT@FÃDX9GÃT für Seite 1 und Adresse !' DIT@FÃDX9GÃT! für die Seite
2 in den Anlagendaten (siehe Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Stromwandlerdaten
bei 2 Seiten“, Seite 23).
− Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformatoren unter Adresse !""
DIT@FÃX9GÃD& für den Stromeingang I7 (siehe Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel
„Stromwandlerdaten für Stromeingang I7“, Seite 26).
− Beim einphasigen Sammelschienenschutz unter den Adressen ! " DIT@FÃX9GÃ
D bis !"" DIT@FÃX9GÃD& (siehe Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Stromwandlerdaten beim 1phasigen Sammelschienenschutz“, Seite 25).
Der Strommesseingang I8 ist — unabhängig vom Gerätenennstrom — für hochempfindliche Strommessung (ca. 3 mA bis 1,6 A) ausgelegt.
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203
3 Montage und Inbetriebsetzung
Steuerspannung
für die Binäreingänge
Im Lieferzustand sind die Binäreingänge so eingestellt, dass als Steuergröße eine
Spannung von der gleichen Höhe wie die Versorgungsspannung vorausgesetzt ist.
Bei abweichenden Nennwerten der anlagenseitigen Steuerspannung kann es notwendig werden, die Schaltschwelle der Binäreingänge zu verändern.
Um die Schaltschwelle eines Binäreingangs zu ändern, muss jeweils eine Brücke umgesteckt werden. Die Zuordnung der Brücken zu den Binäreingängen und ihre räumliche Anordnung ist unten in Abschnitt 3.1.3.3 unter dem Randtitel „Prozessorbaugruppe A–CPU“ beschrieben.
Hinweis:
Werden Binäreingänge für die Auslösekreisüberwachung eingesetzt, ist zu beachten,
dass zwei Binäreingänge (bzw. ein Binäreingang und ein Ersatzwiderstand) in Reihe
geschaltet sind. Hier muss die Schaltschwelle deutlich unterhalb der halben Nennsteuerspannung liegen.
Kontaktart für Ausgangsrelais
Auf der Prozessorbaugruppe A–CPU gibt es zwei Relais, deren Kontakte wahlweise
als Schließer oder Öffner eingestellt werden können. Hierzu ist jeweils eine Brücke
umzustecken. Die Zuordnung der Steckbrücke zur Kontaktart und ihre räumliche Anordnung ist in Abschnitt 3.1.3.3 unter dem Randtitel „Prozessorbaugruppe A–CPU“
beschrieben.
Austausch von
Schnittstellen
Die seriellen Schnittstellen sind austauschbar. Welche Schnittstellen dies sind und
wie sie ausgetauscht werden können, erfahren Sie weiter unten in Abschnitt 3.1.3.4
unter Randtitel „Austausch von Schnittstellenmodulen“.
Terminierung busfähiger Schnittstellen
Für eine sichere Datenübertragung ist der RS485–Bus beim jeweils letzten Gerät am
Bus zu terminieren (Abschlusswiderstände zuschalten). Hierzu sind auf der Schnittstellen–Leiterplatte Abschlusswiderstände vorgesehen, die durch Steckbrücken zugeschaltet werden können. Die räumliche Anordnung der Brücken auf dem Schnittstellenmodul ist weiter unten in Abschnitt 3.1.3.4 unter Randtitel „RS485–Schnittstelle“ beschrieben.
Ersatzteile
Ersatzteile können die Pufferbatterie, die bei Ausfall der Versorgungsspannung die im
Batterie gepufferten RAM gespeicherten Daten erhält, und die Feinsicherung der internen Stromversorgung sein. Ihre räumliche Anordnung geht aus Bild 3-6 hervor. Die
Daten der Sicherung sind auf der Baugruppe neben der Sicherung aufgedruckt. Beim
Austausch beachten Sie bitte die Hinweise im Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–
H1100–C151) unter „Wartung“.
204
7UT612 Handbuch
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3.1 Montage und Anschluss
3.1.3.2
Demontage des Gerätes
Warnung!
Die folgenden Schritte setzen voraus, dass sich das Gerät nicht im Betriebszustand
befindet. Wegen der Gefährdung durch gefährliche Spannungen und Laser-Strahlung
darf das Gerät weder an Hilfsspannung noch an Messgrößen oder Lichtwellenleiter
angeschlossen sein!
Wenn Sie Arbeiten an den Leiterplatten vornehmen, wie Kontrolle oder Umstecken
von Schaltelementen, Austausch von Modulen, Austausch der Pufferbatterie oder der
Feinsicherung, gehen Sie wie folgt vor:
Vorsicht!
Änderung von Leiterplattenelementen, die die Nenndaten des Gerätes betreffen, haben zur Folge, dass die Bestellbezeichnung (MLFB) und die auf dem Typenschild angegebenen Nennwerte nicht mehr mit dem Gerät übereinstimmen. Sollte in Ausnahmefällen eine solche Änderung notwendig sein, ist es unerlässlich, dies deutlich und
auffallend auf dem Gerät zu kennzeichnen. Hierfür stehen Klebeschilder zur Verfügung, die als Zusatztypenschild verwendet werden können.
q Arbeitsplatz vorbereiten: Eine für elektrostatisch gefährdete Bauelemente (EGB) geeignete Unterlage bereitlegen. Ferner werden folgende Werkzeuge benötigt:
− ein Schraubendreher mit 5 bis 6 mm Klingenbreite,
− ein Kreuzschlitzschraubendreher Pz Größe 1,
− ein Steckschlüssel mit Schlüsselweite 4,5 mm.
q Auf der Rückseite die Schraubbolzen der DSUB–Buchse auf Platz „A“ abschrauben.
Diese Tätigkeit entfällt bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau.
q Besitzt das Gerät neben der Schnittstelle an Platz „A“ weitere Schnittstellen an den
Plätzen „B“ und/oder „C“, so müssen jeweils die diagonal liegenden Schrauben gelöst
werden.
Diese Tätigkeit entfällt bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau.
q Die Abdeckungen an der Frontkappe des Gerätes abnehmen und die dann zugänglichen Schrauben lösen.
q Frontkappe abziehen und vorsichtig zur Seite wegklappen.
Vorsicht!
Elektrostatische Entladungen über die Anschlüsse der Bauelemente, Leiterbahnen
und Steckstifte sind durch vorheriges Berühren von geerdeten Metallteilen unbedingt
zu vermeiden. Schnittstellenanschlüsse nicht unter Spannung stecken oder ziehen!
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205
3 Montage und Inbetriebsetzung
Die Anordnung der Baugruppen geht aus Bild 3-5 hervor.
q Steckverbinder des Flachbandkabels zwischen Prozessorbaugruppe A–CPU (å) und
der Frontkappe an dieser lösen. Hierzu die Verriegelungen oben und unten am Steckverbinder auseinander drücken, so dass der Steckverbinder des Flachbandkabels herausgedrückt wird.
q Steckverbinder des Flachbandkabels zwischen Prozessorbaugruppe A–CPU (å) und
der Ein/Ausgabebaugruppe A–I/O–3 () lösen.
q Baugruppen herausziehen und auf die für elektrostatisch gefährdete Baugruppen
(EGB) geeignete Unterlage legen.
Bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau ist zu beachten, dass beim Ziehen der
Prozessorbaugruppe A–CPU auf Grund der vorhandenen Steckverbinder ein gewisser Kraftaufwand notwendig ist.
q Brücken gemäß den Bildern 3-6 und 3-7 und den folgenden Erläuterungen kontrollieren und ggf. ändern bzw. entfernen.
1
2
Platz 5
1
BE1 bis
BE3
Bild 3-5
206
Prozessorbaugruppe A–CPU
Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3
Platz 19
2
Binäreingänge
Frontansicht nach Entfernen der Frontkappe (vereinfacht und verkleinert)
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3.1 Montage und Anschluss
3.1.3.3
Schaltelemente auf Leiterplatten
Prozessorbaugruppe A–CPU
Das Layout der Leiterplatte für die Prozessorbaugruppe A–CPU ist in Bild 3-6 dargestellt.
Die eingestellte Nennspannung der integrierten Stromversorgung wird nach Tabelle
3-2, die gewählten Steuerspannungen der Binäreingänge BE1 bis BE3 nach Tabelle
3-3 und die Kontaktart der Binärausgänge BA1 und BA2 nach Tabelle 3-4 kontrolliert.
Sicherung
T 2,0H250V
X51
3 21
F1
2
1
3
X41
2
1
3
X42
X53
1
2
3
X21
X23
2
L H
4 3
L H
X22
X52
L H
1
Frontbedienschnittstelle
Kabelbinder
Zeitsynchronisation
(Port A)
–
+
Batterie
G1
Bild 3-6
Prozessorbaugruppe A–CPU (ohne Schnittstellenmodule) mit Darstellung der für die Kontrolle der Einstellungen notwendigen Brücken
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207
3 Montage und Inbetriebsetzung
Tabelle 3-2
Brückenstellung der Nennspannung der integrierten Stromversorgung auf der
Prozessorbaugruppe A–CPU
Nennspannung
Brücke
DC 24 bis 48 V
DC 60 bis 125 V
DC 110 bis 250 V, AC 115 bis 230 V
X51
unbestückt
1–2
2–3
X52
unbestückt
1–2 und 3–4
2–3
X53
unbestückt
1–2
2–3
Tabelle 3-3
1)
2)
Binäreingabe
Brücke
Schwelle 17 V 1)
Schwelle 73 V 2)
BE1
X21
1–2
2–3
BE2
X22
1–2
2–3
BE3
X23
1–2
2–3
Lieferstellung für Geräte mit Versorgungsnennspannungen DC 24 bis 125 V
Lieferstellung für Geräte mit Versorgungsnennspannungen DC 110 bis 220 V, AC 115 bis 230 V
Tabelle 3-4
208
Brückenstellung der Steuerspannungen der Binäreingänge BE1 bis BE3 auf
der Prozessorbaugruppe A–CPU
Brückenstellung für die Kontaktart der Relais für BA1 und BA2 auf der Prozessorbaugruppe A–CPU
für
Brücke
Ruhestellung offen
(Schließer)
Ruhestellung geschlossen Lieferstellung
(Öffner)
BA1
X41
1–2
2–3
1–2
BA2
X42
1–2
2–3
1–2
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3.1 Montage und Anschluss
Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3
Das Layout der Leiterplatte für die Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3 ist in Bild 3-7 dargestellt.
X65
0.1A
5A
X66
0.1A
5A
1A
1A
IL2S2
I5
IL1 S2
I4
IL3S2
I6
I8
1A
X67
0.1A
5A
X61
0.1A
5A
X62
0.1A
5A
1A
1A
IL2S1
I2
undef
5A
5A
5A
undef
IL3S1
I3
I7
1A
1A
0.1A rated
1A current
X70 I7
0.1A rated
1A current
X69 side 2
0.1A rated
1A current
X68 side 1
X64
0.1A
5A
X63
0.1A
5A
Bild 3-7
IL1 S1
I1
Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3 mit Darstellung der für die Kontrolle der Einstellungen notwendigen Brücken
Die eingestellten Nennströme der Strom–Eingangsübertrager werden auf der Ein-/
Ausgabebaugruppe A–I/O–3 kontrolliert.
Im Lieferzustand sind alle Brücken (X61 bis X 70) einheitlich für einen Nennstrom (gemäß Bestellbezeichnung des Gerätes) eingestellt. Es besteht jedoch die Möglichkeit,
die Nennströme für jeden Eingangsübertrager zu ändern.
Hierzu sind die neben den Übertragern stehenden Brücken und die zusätzlichen Brücken X68 bis X70 entsprechend umzustecken. Tabelle 3-5 zeigt die Zuordnung der
Brücken zu den Strommesseingängen.
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209
3 Montage und Inbetriebsetzung
• Bei Dreiphasenanwendungen und Einphasentransformator:
Für jede Seite sind 3 Messeingänge vorhanden. Die zu einer Seite gehörigen Brücken müssen auf gleichen Nennstrom gesteckt werden. Außerdem muss die jeweils gemeinsame Brücke (X68 für Seite 1 und X69 für Seite 2) auf den selben
Nennstrom gesteckt werden.
Für den Messeingang I7 werden die individuelle und die gemeinsame Brücke auf
den gleichen Nennstrom gesteckt.
• Bei einphasigem Sammelschienenschutz:
Jeder Eingang kann individuell eingestellt werden. Nur wenn die Messeingänge I1
bis I3 den selben Nennstrom haben, wird X68 auf den gleichen Nennstrom gesteckt. Nur wenn die Messeingänge I4 bis I6 den selben Nennstrom haben, wird
X69 auf den gleichen Nennstrom gesteckt.
Sind innerhalb der Eingangsgruppen unterschiedliche Nennströme gültig, wird die
entsprechende gemeinsame Brücke auf „undef“ gesteckt.
Bei vorgeschalteten Mischwandlern mit 100 mA Ausgang werden die Brücken für
alle Messeingänge einschließlich der gemeinsamen Brücken auf „0.1A“ gesteckt.
Tabelle 3-5
Zuordnung der Brücken für den Nennstrom zu den Messeingängen
Anwendung
210
Brücken
3-phasig
1-phasig
individuell
gemeinsam
IL1S1
I1
X61
IL2S1
I2
X62
IL3S1
I3
X63
IL1S2
I4
X65
IL2S2
I5
X66
IL3S2
I6
X67
I7
I7
X64
X70
I8
I8
—
—
X68
X69
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3.1 Montage und Anschluss
3.1.3.4
Schnittstellenmodule
Austausch von
Schnittstellenmodulen
Die Schnittstellenmodule befinden sich auf der Prozessorbaugruppe A–CPU. Bild 3-8
zeigt die Ansicht auf die Leiterplatte mit der Anordnung der Module.
Einbauplatz
(Gehäuserückwand)
Bild 3-8
Serviceschnittstelle/
Thermobox
C
Systemschnittstelle
B
Prozessorbaugruppe A–CPU mit Schnittstellenmodulen
Bitte beachten Sie:
• Der Austausch eines Schnittstellenmoduls kann nur bei Geräten im Einbaugehäuse
vorgenommen werden. Geräte im Aufbaugehäuse können nur im Werk umgerüstet
werden.
• Es können nur Schnittstellenmodule eingesetzt werden, mit denen das Gerät auch
entsprechend dem Bestellschlüssel werksseitig bestellbar ist, (siehe auch Anhang
A.1).
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211
3 Montage und Inbetriebsetzung
• Die Terminierung der busfähigen Schnittstellen gemäß Randtitel „RS485–Schnittstelle“ muss ggf. sichergestellt werden.
Tabelle 3-6
Austauschmodule für Schnittstellen im Einbaugehäuse
Schnittstelle
Einbauplatz
Austauschmodul
RS232
RS485
LWL 820 nm
Profibus FMS RS485
Profibus FMS Einfachring
Profibus FMS Doppelring
Systemschnittstelle
B
Profibus DP RS485
Profibus DP Doppelring
Modbus RS485
Modbus 820 nm
DNP 3.0 RS485
DNP 3.0 820 nm
RS232
Serviceschnittstelle/
Thermobox
C
RS485
LWL 820 nm
Die Bestellnummern der Austauschmodule finden Sie im Anhang unter Abschnitt
A.1.1 Zubehör.
RS232–Schnittstelle
Die RS232–Schnittstelle lässt sich nach Bild 3-10 in eine RS485–Schnittstelle umkonfigurieren.
Bild 3-8 zeigt die Ansicht auf die Leiterplatte der A–CPU mit der Anordnung der Module. Bild 3-9 zeigt die Lage der Steckbrücken der RS232–Schnittstelle auf dem
Schnittstellenmodul.
Abschlusswiderstände werden hier nicht benötigt. Sie sind stets ausgeschaltet.
1 2 3
8X
1
2
3
X12
1 2 3
1
2
3
X3
X6
X7
X4
X5
X11
1 2 3
Darstellung der Brücken
für Lieferzustand
Bild 3-9
212
1
2
3
X13
X10
1 2 3
C53207A324-B180
Lage der Steckbrücken für die Konfiguration der RS232–Schnittstelle
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3.1 Montage und Anschluss
Mit der Brücke X11 wird die Flusssteuerung, die für die Modem-Kommunikation wichtig ist, aktiviert. Dabei bedeuten
Brückenstellung 2–3: Die Modemsteuersignale CTS (Clear-To-Send) gemäß RS232
stehen nicht zur Verfügung. Dies entspricht dem üblichen Anschluss über Sternkoppler oder LWL-Umsetzer. Sie werden nicht benötigt, weil die Verbindung zu den
SIPROTEC®–Geräten immer im HalbduplexModus betrieben wird. Zu verwenden ist
das Verbindungskabel mit der Bestellbezeichnung 7XV5100–4.
Brückenstellung 1–2: Die Modemsignale werden bereitgestellt. Für direkte RS232–
Verbindung zwischen Gerät und Modem kann optional auch diese Einstellung gewählt
werden. Empfohlen wird hierbei die Verwendung handlesüblicher RS232–Modemverbindungskabel (Umsetzer 9-polig auf 25-polig).
Tabelle 3-7
RS485–Schnittstelle
Brückenstellung von CTS (Flusssteuerung) auf dem Schnittstellenmodul
Brücke
/CTS von der RS232–Schnittstelle
/CTS durch /RTS angesteuert
X11
1–2
2–3
Die RS 485–Schnittstelle lässt sich nach Bild 3-9 in eine RS232–Schnittstelle umkonfigurieren.
Bei busfähigen Schnittstellen ist beim jeweils letzten Gerät am Bus eine Terminierung
notwendig, d.h. es müssen Abschlusswiderstände zugeschaltet werden.
Die Abschlusswiderstände befinden sich auf dem entsprechenden Schnittstellenmodul, welches sich auf der Prozessorbaugruppe A–CPU befindet. Bild 3-8 zeigt die Ansicht auf die Leiterplatte der A–CPU mit der Anordnung der Module.
Das Modul für die RS485–Schnittstelle ist in Bild 3-10 dargestellt, für die Profibus–
Schnittstelle in Bild 3-11. Es müssen stets beide Brücken eines Moduls gleichsinnig
gesteckt sein.
Der Lieferzustand sind die Brücken in der Regel so gesteckt, dass die Abschlusswiderstände ausgeschaltet sind.
Ausnahme: Ist der Anschluss von Thermoboxen 7XV566 an der Serviceschnittstelle
vorgesehen, sind für diese die Abschlusswiderstände zugeschaltet, da dies für diese
Anwendung der Normalfall ist. Dies betrifft also nur Port C für Geräte mit der Bestellbezeichnung 7UT612*–****2–4*** (12.Stelle = 2; 13. Stelle = 4).
1 2 3
8X
X4
2–3
2–3
1–2 *)
1–2 *)
*) Lieferzustand (Ausnahme siehe Text)
1 2 3
X10
1 2 3
1
2
3
X13
X3
eingeschaltet ausgeschaltet
X12
1 2 3
1
2
3
X11
Abschlusswiderstände
Brücke
1
2
3
X3
X6
X7
X4
X5
C53207A324-B180
Bild 3-10
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Lage der Steckbrücken für die Konfiguration der RS485–Schnittstelle
213
3 Montage und Inbetriebsetzung
C53207-A322-
2 3 4
B100
B101
Abschlusswiderstände
Brücke
eingeschaltet ausgeschaltet
X3
1–2
2–3 *)
X4
1–2
2–3 *)
X4
X3
3 2 1
3 2 1
*) Lieferzustand (Ausnahme siehe Text)
Bild 3-11
Lage der Steckbrücken für die Konfiguration der Profibus–Schnittstelle
Eine Realisierung von Abschlusswiderständen kann auch extern erfolgen (z.B. am
Anschlussmodul, siehe Bild 3-12). In diesem Fall müssen die auf dem RS485– bzw.
Profibus–Schnittstellenmodul befindlichen Abschlusswiderstände ausgeschaltet sein.
+5 V
390 Ω
A/A´
220 Ω
B/B´
390 Ω
Bild 3-12 Externe Terminierung der RS485–Schnittstelle
214
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3.1 Montage und Anschluss
3.1.3.5
Zusammenbau des Gerätes
Der Zusammenbau des Gerätes wird in folgenden Schritten durchgeführt:
q Baugruppen vorsichtig in das Gehäuse einschieben. Die Einbauplätze der Baugrup-
pen gehen aus dem Bild 3-5 hervor.
Bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau wird empfohlen, beim Stecken der Prozessorbaugruppe A–CPU auf die Metallwinkel der Module zu drücken, damit das Einschieben in die Steckverbinder erleichtert wird.
q Steckverbinder des Flachbandkabels zuerst auf die Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3
und dann auf die Prozessorbaugruppe A–CPU aufstecken. Dabei Vorsicht, damit keine Anschlussstifte verbogen werden! Keine Gewalt anwenden!
q Steckverbinder des Flachbandkabels zwischen Prozessorbaugruppe A–CPU und der
Frontkappe auf den Steckverbinder der Frontkappe aufstecken.
q Verriegelungen der Steckverbinder zusammendrücken.
q Frontkappe aufsetzen und mit den Schrauben wieder am Gehäuse befestigen.
q Die Abdeckungen wieder aufstecken.
q Die Schnittstellen auf der Rückseite des Gerätes wieder festschrauben.
Diese Tätigkeit entfällt bei der Gerätevariante für Schalttafelaufbau.
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215
3 Montage und Inbetriebsetzung
3.2
Kontrolle der Anschlüsse
3.2.1
Kontrolle der Datenverbindung der seriellen Schnittstellen
RS232-LWL
RS232 RS485
Die Tabellen der nachstehenden Abschnitte zeigen die Pin-Belegungen der verschiedenen seriellen Schnittstellen des Gerätes und die der Zeitsynchronisationsschnittstelle. Die Lage der Anschlüsse geht aus Bild 3-13 hervor.
5
9
P-Slave
AME
6
1
Bedienschnittstelle
auf der Gerätefrontseite
1
6
1
6
9
5
9
5
Serielle Schnittstelle
auf der Geräterückseite
Bild 3-13
ZeitsynchronisationsSchnittstelle auf der
Geräterückseite
(Einbaugehäuse)
9-polige DSUB–Buchsen
Bedienschnittstelle
Bei Verwendung der empfohlenen Schnittstellenleitung (Bestellbezeichnung siehe
Anhang A.1) ist die korrekte physische Verbindung zwischen SIPROTEC® 4–Gerät
und PC bzw. Laptop automatisch sichergestellt.
Systemschnittstelle
Bei Ausführungen mit serieller Schnittstelle zu einer Leitzentrale ist die Datenverbindung zu kontrollieren. Wichtig ist die visuelle Überprüfung der Zuordnung der Sendeund Empfangskanäle. Bei der RS 232– und der Lichtwellenleiter–Schnittstelle ist jede
Verbindung für eine Übertragungsrichtung bestimmt. Es muss deshalb der Datenausgang des einen Gerätes mit dem Dateneingang des anderen Gerätes verbunden sein
und umgekehrt.
Bei Datenkabeln sind die Anschlüsse in Anlehnung an DIN 66 020 und ISO 2110 bezeichnet:
− TxD
Datenausgang
− RxD
Dateneingang
− RTS
Sendeaufforderung
− CTS
Sendefreigabe
− GND
Signal-/Betriebserde
Der Leitungsschirm wird an beiden Leitungsenden geerdet. In extrem EMV–belasteter Umgebung kann zur Verbesserung der Störfestigkeit der GND in einem separaten,
einzeln geschirmten Adernpaar mitgeführt werden.
216
7UT612 Handbuch
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3.2 Kontrolle der Anschlüsse
Tabelle 3-8
Belegung der DSUB–Buchse an den verschiedenen Schnittstellen
Pin-Nr. Bedien–SS
RS232
1
Profibus FMS Slave, RS485
Profibus DP Slave, RS485
Schirm (mit Schirmkragen elektrisch verbunden)
RS485
Modbus RS485
DNP 3.0 RS485
2
RxD
RxD
—
—
—
3
TxD
TxD
A/A' (RxD/TxD–N)
B/B' (RxD/TxD–P)
A
4
—
—
—
CNTR–A (TTL)
RTS (TTL Pegel)
5
GND
GND
C/C' (GND)
C/C' (GND)
GND1
6
—
—
—
+5 V (belastbar mit < 100 mA)
VCC1
7
RTS
RTS
—*)
—
—
8
CTS
CTS
B/B' (RxD/TxD–P)
A/A' (RxD/TxD–N)
B
9
—
—
—
—
—
*) Pin 7 trägt auch bei Betrieb als RS485–Schnittstelle das Signal RTS mit RS232–Pegel. Pin 7 darf daher nicht angeschlossen werden!
Terminierung
Die RS485–Schnittstelle ist busfähig für Halb-Duplex-Betrieb mit den Signalen A/A'
und B/B' sowie dem gemeinsamen Bezugspotential C/C' (GND). Es ist zu kontrollieren, dass nur beim letzten Gerät am Bus die Abschlusswiderstände zugeschaltet sind,
bei allen anderen Geräten am Bus aber nicht. Die Brücken für die Abschlusswiderstände befinden sich auf dem Schnittstellen-Modul RS 485 (siehe Bild 3-10) bzw. Profibus RS485 (siehe Bild 3-11). Die Terminierungswiderstände können auch extern angebracht sein (Bild 3-12).
Wird der Bus erweitert, muss wieder dafür gesorgt werden, dass nur beim letzten Gerät am Bus die Abschlusswiderstände zugeschaltet sind, bei allen anderen Geräten
am Bus aber nicht.
Zeitsynchronisationsschnittstelle
Es können wahlweise 5-V-, 12-V- oder 24-V-Zeitsynchronisationssignale verarbeitet
werden, wenn diese an die in Tabelle 3-9 genannten Eingänge geführt werden.
Tabelle 3-9
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Belegung der DSUB–Buchse der Zeitsynchronisationsschnittstelle
Pin-Nr.
1
Bezeichnung
P24_TSIG
Signalbedeutung
Eingang 24 V
2
P5_TSIG
Eingang 5 V
3
M_TSIG
Rückleiter
4
M_TSYNC*)
Rückleiter*)
5
SCHIRM
Schirmpotential
6
—
—
7
P12_TSIG
Eingang 12 V
8
P_TSYNC*)
Eingang 24 V*)
9
SCHIRM
*) belegt, aber nicht nutzbar
Schirmpotential
217
3 Montage und Inbetriebsetzung
Lichtwellenleiter
Die Übertragung über Lichtwellenleiter ist besonders unempfindlich gegen elektromagnetische Störungen und garantiert von sich aus eine galvanische Trennung der
Verbindung. Sende- und Empfangsanschluss sind durch die Symbole
für
Sendeausgang und
für Empfangseingang gekennzeichnet.
Die Zeichen–Ruhelage für die Lichtwellenleiterverbindung ist mit „Licht aus“ voreingestellt. Soll die Zeichen–Ruhelage geändert werden, erfolgt dies mittels Bedienprogramm DIGSI® 4, wie im SIPROTEC® Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–
H1100–C151) beschrieben.
Warnung!
Laserstrahlung! Nicht direkt in die Lichtwellenleiterelemente schauen!
Thermobox
Falls eine oder zwei Thermoboxen 7XV566 zur Berücksichtigung der Öltemperatur bei
Überlastschutz mit Heißpunktberechnung angeschlossen sind, überprüfen Sie diesen
Anschluss an der Serviceschnittstelle (Port C).
Überprüfen Sie auch die Terminierung: Die Abschlusswiderstände müssen am Gerät
7UT612 zugeschaltet sein (siehe Abschnitt 3.1.3.4 unter „RS485–Schnittstelle“.
Hinweise zum 7XV566 finden Sie in der dort beigelegten Betriebsanleitung. Überprüfen Sie die Übertragungsparameter an der Thermobox. Außer der Baudrate und Parität ist auch die Busnummer wichtig.
• Bei Anschluss von 1 Thermobox 7XV566:
Busnummer = 0 bei Simplex-Betrieb (einzustellen am 7XV566),
Busnummer = 1 bei Duplex-Betrieb (einzustellen am 7XV566).
• Bei Anschluss von 2 Thermoboxen 7XV566:
Busnummer = 1 für die 1. Thermobox (einzustellen am 7XV566 für RTD1 bis 6),
Busnummer = 2 für die 2. Thermobox (einzustellen am 7XV566 für RTD7 bis 12).
3.2.2
Kontrolle der Anlagenanschlüsse
Warnung!
Die folgenden Kontrollschritte werden teilweise bei Vorhandensein gefährdender
Spannungen durchgeführt. Sie dürfen daher nur durch entsprechend qualifizierte Personen vorgenommen werden, die mit den Sicherheitsbestimmungen und Vorsichtsmaßnahmen vertraut sind und diese befolgen.
Vorsicht!
Der Betrieb des Gerätes an einer Batterieladeeinrichtung ohne angeschlossene Batterie kann zu unzulässig hohen Spannungen und damit zur Zerstörung des Gerätes
führen. Grenzwerte siehe auch Abschnitt 4.1.2 unter Technische Daten.
218
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.2 Kontrolle der Anschlüsse
Bevor das Gerät erstmalig an Spannung gelegt wird, soll es mindestens zwei Stunden
im Betriebsraum gelegen haben, um einen Temperaturausgleich zu schaffen und
Feuchtigkeit und Betauung zu vermeiden. Die Anschlussprüfungen werden am fertig
montierten Gerät bei abgeschalteter und geerdeter Anlage vorgenommen.
Anschlussbeispiele für die Stromwandlerkreise sind im Anhang A.3 gegeben. Beachten Sie auch die Anlagenpläne.
q Schutzschalter der Hilfsspannungsversorgung müssen ausgeschaltet sein.
q Durchmessen aller Stromwandlerzuleitungen nach Anlagen- und Anschlussplan:
q
q
q
q
q
Erdung der Stromwandler richtig?
Polarität der Stromwandleranschlüsse für jeden Wandlersatz einheitlich?
Phasenzuordnung der Stromwandler richtig?
Polarität für Stromeingang I7 richtig (soweit benutzt)?
Polarität für Stromeingang I8 richtig (soweit benutzt)?
q Sofern Prüfumschalter für die Sekundärprüfung des Gerätes eingesetzt sind, sind
auch deren Funktionen zu überprüfen, insbesondere, dass in Stellung „Prüfen“ die
Stromwandlersekundärleitungen selbsttätig kurzgeschlossen werden.
q Die Kurzschließer der Anschlusssteckverbinder für die Stromkreise sind zu überprü-
fen. Dies kann mit einer Sekundärprüfeinrichtung oder Durchgangsprüfeinrichtung geschehen.
q
q
q
q
q
q
Frontkappe abschrauben (vgl. auch Bild 3-5).
Flachbandkabel an der Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/O–3 lösen und Baugruppe soweit herausziehen, dass kein Kontakt mit der Steckfassung am Gehäuse mehr besteht.
An der Anschlussseite Durchgang prüfen, und zwar für jedes Stromanschlusspaar.
Baugruppe wieder fest einschieben; Flachbandkabel vorsichtig aufdrücken. Dabei
Vorsicht, damit keine Anschlussstifte verbogen werden! Keine Gewalt anwenden!
Nochmals an der Anschlussseite Durchgang prüfen, und zwar für jedes Stromanschlusspaar.
Frontkappe wieder aufsetzen und festschrauben.
q Strommesser in die Hilfsspannungs–Versorgungsleitung einschleifen; Bereich ca.
2,5 A bis 5 A.
q Automat für Hilfsspannung (Versorgung Schutz) einschalten, Spannungshöhe und
ggf. Polarität an den Geräteklemmen bzw. an den Anschlussmodulen kontrollieren.
q Die Stromaufnahme sollte der Ruheleistungsaufnahme des Gerätes entsprechen. Ein
kurzes Ausschlagen des Zeigers ist unbedenklich und zeigt den Ladestromstoß der
Speicherkapazitäten an.
q Automat für die Versorgungs–Hilfsspannung ausschalten.
q Strommesser entfernen; normalen Hilfsspannungsanschluss wiederherstellen.
q Auslöseleitungen zu den Leistungsschaltern kontrollieren.
q Steuerleitungen von und zu anderen Geräten kontrollieren.
q Meldeleitungen kontrollieren.
q Automaten wieder einschalten.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
219
3 Montage und Inbetriebsetzung
3.3
Inbetriebsetzung
Warnung!
Beim Betrieb elektrischer Geräte stehen zwangsläufig bestimmte Teile dieser Geräte
unter gefährlicher Spannung. Es können deshalb schwere Körperverletzung oder
Sachschaden auftreten, wenn nicht fachgerecht gehandelt wird.
Nur qualifiziertes Personal soll an diesem Gerät arbeiten. Dieses muss gründlich mit
den einschlägigen Sicherheitsvorschriften und Vorsichtsmaßnahmen sowie den
Warnhinweisen dieses Handbuches vertraut sein.
Vor allem ist zu beachten:
• Vor Anschluss irgendwelcher Verbindungen ist das Gerät am Schutzleiteranschluss zu erden.
• Gefährliche Spannungen können in allen mit der Spannungsversorgung und mit
den Mess- bzw. Prüfgrößen verbundenen Schaltungsteilen anstehen.
• Auch nach Abtrennen der Versorgungsspannung können gefährliche Spannungen
im Gerät vorhanden sein (Kondensatorspeicher).
• Nach einem Ausschalten der Hilfsspannung soll zur Erzielung definierter Anfangsbedingungen mit dem Wiedereinschalten der Hilfsspannung mindestens 10 s gewartet werden.
• Die unter Technische Daten genannten Grenzwerte dürfen nicht überschritten werden, auch nicht bei Prüfung und Inbetriebsetzung.
Bei Prüfungen mit einer Sekundärprüfeinrichtung ist darauf zu achten, dass keine anderen Messgrößen aufgeschaltet sind und die Auslöse- und ggf. Einschaltkommandos zu den Leistungsschaltern unterbrochen sind, soweit nicht anders angegeben.
GEFAHR!
Die Sekundäranschlüsse der Stromwandler müssen an diesen kurzgeschlossen sein, bevor die Stromzuleitungen zum Gerät unterbrochen werden!
Ist ein Prüfschalter vorhanden, welcher die Stromwandlersekundärleitungen automatisch kurzschließt, reicht es aus, diesen in Stellung „Prüfen“ zu bringen, sofern die
Kurzschließer vorher überprüft worden sind.
Für die Inbetriebsetzung müssen auch Schalthandlungen durchgeführt werden. Die
beschriebenen Prüfungen setzen voraus, dass diese gefahrlos durchgeführt werden
können. Sie sind daher nicht für betriebliche Kontrollen gedacht.
Warnung!
Primärversuche dürfen nur von qualifizierten Personen vorgenommen werden, die mit
der Inbetriebnahme von Schutzsystemen, mit dem Betrieb der Anlage und mit den Sicherheitsregeln und -vorschriften (Schalten, Erden, usw.) vertraut sind.
220
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
3.3.1
Testbetrieb und Übertragungssperre ein- und ausschalten
Wenn das Gerät an eine zentrale Leit- oder Speichereinrichtung angeschlossen ist,
können Sie bei einigen der angebotenen Protokolle die Informationen, die zur Leitstelle übertragen werden, beeinflussen (siehe Tabelle „Protokollabhängige Funktionen“
im Anhang).
Ist der Testbetrieb eingeschaltet, werden von einem SIPROTEC ®4–Gerät zur Zentralstelle abgesetzte Meldungen mit einem zusätzlichen Testbit gekennzeichnet, so
dass zu erkennen ist, dass es sich nicht um Meldungen wirklicher Störungen handelt.
Außerdem kann durch Aktivieren der Übertragungssperre bestimmt werden, dass
während eines Testbetriebs überhaupt keine Meldungen über die Systemschnittstelle
übertragen werden.
Wie Testbetrieb und Übertragungssperre aktiviert bzw. deaktiviert werden können, ist
im Systemhandbuch (Bestell-Nr. E50417–H1100–C151) beschrieben. Beachten Sie
bitte, dass bei der Gerätebearbeitung mit DIGSI® 4 die Betriebsart Online Voraussetzung für die Nutzung dieser Testfunktionen ist.
3.3.2
Systemschnittstelle testen
Vorbemerkungen
Sofern das Gerät über eine Systemschnittstelle verfügt und diese zur Kommunikation
mit einer Leitzentrale verwendet wird, kann über die DIGSI ® 4–Gerätebedienung getestet werden, ob Meldungen korrekt übertragen werden. Sie sollten von dieser Testmöglichkeit jedoch keinesfalls während des „scharfen“ Betriebs Gebrauch machen.
GEFAHR!
Das Absetzen oder Aufnehmen von Meldungen über die Systemschnittstelle
mittels der Testfunktion ist ein tatsächlicher Informationsaustausch zwischen
SIPROTEC®–Gerät und Leitstelle. Angeschlossene Betriebsmittel wie beispielsweise Leistungsschalter oder Trenner können dadurch geschaltet werden!
Hinweis:
Nach Abschluss des Testmodus wird das Gerät einen Erstanlauf durchführen. Damit
werden alle Meldepuffer gelöscht. Ggf. sollten die Meldepuffer zuvor ausgelesen werden.
Der Schnittstellentest wird mit DIGSI® 4 in der Betriebsart Online durchgeführt:
Aufbau der
Dialogbox
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
q
Verzeichnis Pyvr durch Doppelklick öffnen; die Bedienfunktionen für das Gerät
erscheinen.
q
q
Anklicken von Ur†‡; rechts im Bild erscheint dessen Funktionsauswahl.
Doppelklicken in der Listenansicht auf HryqˆtrÃr…“rˆtr. Die Dialogbox
HryqˆtrÃr…“rˆtr wird geöffnet (siehe Bild 3-14).
In der Spalte Hryqˆt werden die Displaytexte aller Meldungen angezeigt, die in der
Matrix auf die Systemschnittstelle rangiert wurden. In der Spalte T‡h‡ˆ†ÃTPGG legen
221
3 Montage und Inbetriebsetzung
Sie für die Meldungen, die getestet werden sollen, einen Wert fest. Je nach Meldungstyp werden hierfür unterschiedliche Eingabefelder angeboten (z.B. HryqˆtÃ
x‚€€‡/ HryqˆtÃtru‡). Durch Anklicken eines der Felder können Sie aus der Aufklappliste den gewünschten Wert auswählen.
Bild 3-14
Betriebszustand
ändern
Dialogbox: Systemschnittstelle testen — Beispiel
Beim ersten Betätigen einer der Tasten in der Spalte 6x‡v‚ werden Sie nach dem
Passwort Nr. 6 (für Hardware–Testmenüs) gefragt. Nach korrekter Eingabe des Passwortes können Sie nun die Meldungen einzeln absetzen. Hierzu klicken Sie auf die
Schaltfläche Trqr innerhalb der entsprechenden Zeile. Die zugehörige Meldung
wird abgesetzt und kann nun sowohl in den Betriebsmeldungen des SIPROTEC®–
Gerätes als auch in der Leitzentrale der Anlage ausgelesen werden.
Die Freigabe für weitere Tests bleibt bestehen, bis die Dialogbox geschlossen wird.
Test in Melderichtung
Für alle Informationen, die zur Leitzentrale übertragen werden sollen, testen sie die
unter T‡h‡ˆ†ÃTPGG in der Aufklappliste angebotenen Möglichkeiten:
q
q
Stellen Sie sicher, dass evtl. durch die Tests hervorgerufene Schalthandlungen gefahrlos durchgeführt werden können (siehe oben unter GEFAHR!).
Klicken Sie bei der zu prüfenden Funktion auf Senden und kontrollieren Sie, dass
die entsprechende Information bei der Zentrale ankommt und ggf. die erwartete
Wirkung zeigt. Die Informationen, die normalerweise über Binäreingänge eingekoppelt werden (erstes Zeichen „>“) werden bei dieser Prozedur ebenfalls zur Zentrale
gemeldet. Die Funktion der Binäreingänge selbst wird getrennt getestet.
Beenden des
Vorgangs
Um den Test der Systemschnittstelle zu beenden, klicken Sie auf Tpuyvr‰r. Die Dialogbox wird geschlossen, das Gerät ist während des daraufhin erfolgenden Erstanlaufes kurzzeitig nicht betriebsbereit.
Test in Befehlsrichtung
Informationen in Befehlsrichtung müssen von der Zentrale abgegeben werden. Die
richtige Reaktion im Gerät ist zu kontrollieren.
222
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
3.3.3
Schaltzustände der binären Ein-/Ausgänge prüfen
Vorbemerkungen
Mit DIGSI® 4 können Sie gezielt Binäreingänge, Ausgangsrelais und Leuchtdioden
des SIPROTEC ®4–Gerätes einzeln ansteuern. So kontrollieren Sie z.B. in der Inbetriebnahmephase die korrekten Verbindungen zur Anlage. Sie sollten von dieser Testmöglichkeit jedoch keinesfalls während des „scharfen“ Betriebs Gebrauch machen.
GEFAHR!
Ein Ändern von Schaltzuständen mittels der Testfunktion bewirkt einen tatsächlichen Wechsel des Betriebszustandes am SIPROTEC®–Gerät. Angeschlossene
Betriebsmittel (z.B. Leistungsschalter, Trenner) werden dadurch geschaltet!
Hinweis: Nach Abschluss des Hardware–Tests wird das Gerät einen Erstanlauf durchführen. Damit werden alle Meldepuffer gelöscht. Ggf. sollten die Meldepuffer zuvor
mittels DIGSI® 4 ausgelesen und gesichert werden.
Der Hardwaretest kann mit DIGSI® 4 in der Betriebsart Online durchgeführt werden:
Aufbau der
Dialogbox
q
Verzeichnis Pyvr durch Doppelklick öffnen; die Bedienfunktionen für das Gerät
erscheinen.
q
q
Anklicken von Ur†‡; rechts im Bild erscheint dessen Funktionsauswahl.
Doppelklicken in der Listenansicht auf Br…l‡rÃ@v²ÃˆqÃ6ˆ†thir. Die gleichnamige Dialogbox wird geöffnet (siehe Bild 3-15).
Die Dialogbox ist in drei Gruppen unterteilt: 7@ für Binäreingänge, 76 für Binärausgaben und G@9 für Leuchtdioden. Jeder dieser Gruppen ist links eine entsprechend beschriftete Schaltfläche zugeordnet. Durch Doppelklicken auf diese Flächen können
Sie die Einzelinformationen zur zugehörigen Gruppe aus- bzw. einblenden.
In der Spalte D†‡ wird der derzeitige Zustand der jeweiligen Hardwarekomponente
angezeigt. Die Darstellung erfolgt symbolisch. Die physischen Istzustände der Binäreingänge und Binärausgänge werden durch die Symbole offener oder geschlossener
Schalterkontakte dargestellt, die der Leuchtdioden durch das Symbol einer aus- oder
eingeschalteten LED.
Der jeweils antivalente Zustand wird in der Spalte T‚yy dargestellt. Die Anzeige erfolgt im Klartext.
Die äußerste rechte Spalte zeigt an, welche Befehle oder Meldungen auf die jeweilige
Hardwarekomponente rangiert sind.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
223
3 Montage und Inbetriebsetzung
Bild 3-15
Betriebszustand
ändern
Dialogbox Geräte Ein- und Ausgaben — Beispiel
Um den Betriebszustand einer Hardwarekomponente zu ändern, klicken Sie auf die
zugehörige Schaltfläche in der Spalte T‚yy.
Vor Ausführung des ersten Betriebszustandswechsels wird das Passwort Nr. 6 abgefragt (sofern bei der Projektierung aktiviert). Nach Eingabe des korrekten Passwortes
wird der Zustandswechsel ausgeführt. Die Freigabe für weitere Zustandswechsel
bleibt bestehen, bis die Dialogbox geschlossen wird.
Test der Ausgangsrelais
Sie können jedes einzelne Ausgangsrelais erregen und damit die Verdrahtung zwischen Ausgangsrelais des 7UT612 und der Anlage überprüfen, ohne die darauf rangierten Meldungen erzeugen zu müssen. Sobald Sie den ersten Zustandswechsel für
ein beliebiges Ausgangsrelais angestoßen haben, werden alle Ausgangsrelais von
der geräteseitigen Funktionalität abgetrennt und sind nur noch von der Hardwaretestfunktion zu betätigen. Das bedeutet z.B., dass ein von einer Schutzfunktion oder einem Steuerungsbefehl am Bedienfeld herrührender Schaltauftrag an ein Ausgangsrelais nicht ausgeführt wird.
q
q
q
Test der Binäreingänge
Stellen Sie sicher, dass die von den Ausgangsrelais hervorgerufenen Schalthandlungen gefahrlos durchgeführt werden können (siehe oben unter GEFAHR!).
Testen Sie jedes Ausgangsrelais über das zugehörige T‚yy–Feld der Dialogbox.
Beenden Sie den Testvorgang (siehe unten Randtitel „Beenden des Vorgangs“),
damit nicht bei weiteren Prüfungen unbeabsichtigt Schalthandlungen ausgelöst
werden.
Um die Verdrahtung zwischen der Anlage und den Binäreingängen des 7UT612 zu
überprüfen, müssen Sie in der Anlage die Ursache für die Einkopplung auslösen und
die Wirkung am Gerät selbst auslesen.
Hierzu öffnen Sie wieder die Dialogbox Br…l‡rÃ@v²ÃˆqÃ6ˆ†thir, um sich die
physische Stellung der Binäreingabe anzusehen. Das Passwort wird noch nicht benötigt.
q
224
Betätigen Sie in der Anlage jede der Funktionen, die Ursache für die Binäreingaben
sind.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
q
Prüfen Sie die Reaktion in der D†‡–Spalte der Dialogbox. Hierzu müssen Sie die
Dialogbox aktualisieren. Die Möglichkeiten stehen weiter unten unter Randtitel „Aktualisieren der Anzeige“.
Wenn Sie jedoch die Auswirkungen eines binären Eingangs überprüfen wollen, ohne
wirklich in der Anlage Schalthandlungen vorzunehmen, können Sie dies durch Ansteuerung einzelner Binäreingänge mit dem Hardwaretest durchführen. Sobald Sie
den ersten Zustandswechsel für einen beliebigen Binäreingang angestoßen und das
Passwort Nr. 6 eingegeben haben, werden alle Binäreingänge von der Anlagenseite
abgetrennt und sind nur noch über die Hardwaretestfunktion zu betätigen.
q
Beenden Sie den Testvorgang (siehe unten Randtitel „Beenden des Vorgangs“).
Test der Leuchtdioden
Die LED können Sie in ähnlicher Weise wie die anderen Ein-/Ausgabekomponenten
prüfen. Sobald Sie den ersten Zustandswechsel für eine beliebige Leuchtdiode angestoßen haben, werden alle Leuchtdioden von der geräteseitigen Funktionalität abgetrennt und sind nur noch über die Hardwaretestfunktion zu betätigen. Das bedeutet
z.B., dass von einer Schutzfunktion oder durch Betätigen der LED–Resettaste keine
Leuchtdiode mehr zum Leuchten gebracht wird.
Aktualisieren der
Anzeige
Während des Öffnens der Dialogbox Ch…qh…r²Ur†‡€r† werden die zu diesem
Zeitpunkt aktuellen Betriebszustände der Hardwarekomponenten eingelesen und angezeigt. Eine Aktualisierung erfolgt:
− für die jeweilige Hardwarekomponente, wenn ein Befehl zum Wechsel in einen anderen Betriebszustand erfolgreich durchgeführt wurde,
− für alle Hardwarekomponenten durch Anklicken des Schaltfeldes
…r,
6x‡ˆhyv†vr
− für alle Hardwarekomponenten durch zyklische Aktualisierung (Zykluszeit beträgt
20 Sekunden) durch Markieren der Option a’xyv†pur†Ã6x‡ˆhyv†vr…r.
Beenden des
Vorgangs
3.3.4
Um den Hardwaretest zu beenden, klicken Sie auf Tpuyvr‰r. Die Dialogbox wird
geschlossen. Damit werden alle Hardwarekomponenten wieder in den von den Anlagenverhältnissen vorgegebenen Betriebszustand zurückversetzt, das Gerät ist während des daraufhin erfolgenden Erstanlaufes kurzzeitig nicht betriebsbereit.
Überprüfung der Einstellkonsistenz
Das Gerät 7UT612 kontrolliert die Einstellungen für die Schutzfunktionen und die zugehörigen Konfigurationsparameter auf Konsistenz und meldet, wenn Einstellungen
widersprüchlich sind. Zum Beispiel kann der Erdfehlerdifferentialschutz nicht eingesetzt sein, wenn kein Messeingang für den Sternpunktstrom zwischen Sternpunktzuführung des Schutzobjektes und dem Erder zugeordnet ist.
Überzeugen Sie sich in den Betriebsmeldungen oder Spontanmeldungen, dass keine
solchen Inkonsistenzinformationen vorliegen. Tabelle 3-10 zeigt solche Meldungen.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
225
3 Montage und Inbetriebsetzung
Tabelle 3-10 Inkonsistenzmeldungen
Meldung
FNr
Bedeutung
s.a. Abschnitt
IN falsch
00192
Einstellung der sekundären Nennströme auf Ein-/Ausgabebaugruppe A–I/ 2.1.2
O–3 inkonsistent
3.1.3.3
Diff Wdl-FehAnp
05620
Die Anpassung der Stromwandler für den Differentialschutz ergibt einen
zu großen oder zu kleinen Faktor
2.1.2
2.2
EDS Wdl-FehAnp
05836
Die Anpassung des Stromwandlers für den Erdfehlerdifferentialschutz ergibt einen zu großen oder zu kleinen Faktor
2.1.2
EDS Feh o.S-Wdl
05830* Für den Erdfehlerdifferentialschutz ist kein Messeingang zugeordnet
EDS Feh Objekt
05835* Erdfehlerdifferentialschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht mög- 2.1.1
lich
U/AMZ Ph FehObj
01860* Überstromzeitschutz für Phasenströme ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich
2.1.1
U/AMZ I0 FehObj
01861* Überstromzeitschutz für Nullstrom ist beim konfigurierten Schutzobjekt
nicht möglich
2.1.1
SLS Feh Objekt
05172* Schieflastschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich
2.1.1
ULS Feh kein Q
01545* Temperaturaufnahme für Überlastschutz fehlt (von Thermobox)
2.1.1
2.9.3
ULS Feh Objekt
01549* Überlastschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich
2.1.1
SVS Feh Objekt
01488* Schalterversagerschutz ist beim konfigurierten Schutzobjekt nicht möglich 2.1.1
AKU Rang.Fehler
06864
Für Auslösekreisüberwachung wurde nicht die richtige Zahl von Binäreingängen eingestellt
Fehl. Projekt..
00311
Sammelmeldung der mit „*“ gekennzeichneten Fehlermeldungen
2.1.1
2.13.1.4
3.1.2
Überzeugen Sie sich auch in den Betriebsmeldungen oder Spontanmeldungen, dass
keine anderen Störungsmeldungen des Gerätes vorliegen.
3.3.5
Prüfungen für den Leistungsschalterversagerschutz
Wenn das Gerät über den Schalterversagerschutz verfügt und dieser verwendet wird,
ist die Einbindung dieser Schutzfunktion in die Anlage praxisnah zu überprüfen.
Aufgrund der Vielfalt der Anwendungsmöglichkeiten und der möglichen Anlagenkonfigurationen ist eine detaillierte Beschreibung der notwendigen Prüfungen nicht möglich. Auf jeden Fall sind die örtlichen Gegebenheiten und die Anlagen- und Schutzpläne zu beachten.
Es wird empfohlen, vor Beginn der Prüfungen den Leistungsschalter des zu prüfenden
Abzweigs beidseitig zu isolieren, d.h., Abzweigtrenner und Sammelschienentrenner
sollen offen sein, damit der Schalter gefahrlos geschaltet werden kann.
226
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
Vorsicht!
Auch bei den Prüfungen am örtlichen Abzweig-Leistungsschalter kann es zum Auslösebefehl für die nächste Sammelschiene kommen. Daher ist zunächst die Auslösung
für die umliegenden Schalter (Sammelschiene) unwirksam zu machen, z.B. durch Abschalten der entsprechenden Steuerspannungen.
Die folgenden Listen erheben keinen Anspruch auf Vollständigkeit, können aber auch
Punkte enthalten, die im aktuellen Anwendungsfall zu übergehen sind.
Leistungsschalterhilfskontakte
Wenn Leistungsschalterhilfskontakte an das Gerät angeschlossen sind, bilden diese
einen wesentlichen Bestandteil der Sicherheit des Schalterversagerschutzes. Vergewissern Sie sich, dass die richtige Zuordnung überprüft worden ist (Abschnitt 3.3.3).
Insbesondere müssen die Messstelle (Stromwandler) für den Schalterversagerschutz, der zu überwachende Leistungsschalter und dessen Hilfskontakte der gleichen Seite des Schutzobjektes zugeordnet sein.
Anwurfbedingungen extern
Wenn der Schalterversagerschutz auch von externen Schutzeinrichtungen gestartet
werden kann, werden die externen Anwurfbedingungen überprüft.
Damit der Schalterversagerschutz angeworfen werden kann, muss zumindest über
die geprüfte Phase ein Strom fließen. Dies kann ein sekundär eingeprägter Strom
sein.
q
Anwurf durch Auslösekommando des externen Schutzes:
Binäreingabefunktionen „3TWTÃT‡h…‡“ (FNr #" ) (in spontanen oder Störfallmeldungen).
q
Nach dem Anwurf muss die Meldung „TWTÃ6…Ãr‘‡r…“ (FNr spontanen Meldungen oder Störfallmeldungen erscheinen.
q
Nach Ablauf der Zeit UÃW@Sa (Adresse
versagerschutzes.
#$&) in den
&$) Auslösekommando des Schalter-
Prüfstrom abschalten.
Falls Start ohne Stromfluss möglich ist:
q
q
Zu überwachenden Leistungsschalter bei offenen Trennern zu beiden Seiten
schließen.
Anwurf durch Auslösekommando des externen Schutzes:
Binäreingabefunktionen „3TWTÃT‡h…‡“ (FNr #" ) (in spontanen oder Störfallmeldungen).
q
Nach dem Anwurf muss die Meldung „TWTÃ6…Ãr‘‡r…“ (FNr spontanen Meldungen oder Störfallmeldungen erscheinen.
q
Nach Ablauf der Zeit UÃW@Sa (Adresse
versagerschutzes.
#$&) in den
&$) Auslösekommando des Schalter-
Örtlichen Leistungsschalter wieder öffnen.
Sammelschienenauslösung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Für die Prüfung in der Anlage ist besonders wichtig, dass die Verteilung des Auslösekommandos bei Schalterversagen an die umliegenden Leistungsschalter richtig erfolgt.
227
3 Montage und Inbetriebsetzung
Als umliegende Leistungsschalter werden alle die bezeichnet, welche bei Versagen
des Abzweig–Leistungsschalters ausgelöst werden müssen, damit der Kurzschlussstrom unterbrochen wird. Dies sind also die Leistungsschalter aller Abzweige, über die
die Sammelschiene oder der Sammelschienenabschnitt gespeist werden kann, an
der der kurzschlussbehaftete Abzweig angeschlossen ist. Bei einem Transformator
kann dazu auch der unterspannungsseitige Leistungsschalter gehören, wenn der
oberspannungsseitige überwacht werden soll und umgekehrt.
Eine allgemeine detaillierte Prüfvorschrift kann nicht aufgestellt werden, da die Definition der umliegenden Leistungsschalter weitgehend vom Aufbau der Schaltanlage abhängig ist.
Insbesondere bei Mehrfach–Sammelschienen muss die Verteilungslogik für die umliegenden Leistungsschalter überprüft werden. Hierbei ist für jeden Sammelschienenabschnitt zu überprüfen, dass im Falle des Versagens des betrachteten Abzweig-Leistungsschalters alle Leistungsschalter ausgelöst werden, die mit dem gleichen Sammelschienenabschnitt verbunden sind, und nur diese.
Abschluss
3.3.6
Alle provisorischen Maßnahmen, die für die Prüfung getroffen wurden, sind rückgängig zu machen, z.B. besondere Schaltzustände, unterbrochene Auslösekommandos,
Änderungen an Einstellwerten oder Ausschalten einzelner Schutzfunktionen.
Symmetrische Stromprüfung am Schutzobjekt
Sollten Sekundärprüfeinrichtungen am Gerät angeschlossen sein, sind diese zu entfernen oder ggf. vorhandenen Prüfschalter in Betriebsstellung zu schalten.
Hinweis:
Es muss damit gerechnet werden, dass bei falschen Anschlüssen Auslösung erfolgt.
Sämtliche Messgrößen der folgenden Prüfungen können Sie auch vom Personalcomputer mit einem Web–Browser über das „IBS–Tool“ überprüfen. Dieses erlaubt ein bequemes Auslesen aller Messgrößen mit Visualisierung durch Zeigerdiagramme.
Wenn Sie mit dem „IBS–Tool“ arbeiten wollen, beachten Sie auch die zum „IBS–Tool“
gehörigen Hilfen. Die für den Browser benötigte IP–Adresse richtet sich danach, an
welcher Schnittstelle der PC angeschlossen ist:
• Anschluss an die vordere Bedienschnittstelle: IP–Adresse 141.141.255.160
• Anschluss an die hintere Serviceschnittstelle: IP–Adresse 141.143.255.160
Die folgenden Beschreibungen beziehen sich auf das Auslesen der Messgrößen mittels DIGSI® 4.
Vorbereitung der
Stromprüfungen
228
Die Stromprüfungen sind bei der Erstinbetriebnahme grundsätzlich vor dem ersten
Einschalten an Spannung vorzunehmen, damit beim erstmaligen Erregen des Schutzobjektes mit Spannungsbeanspruchung der Differentialschutz als Kurzschlussschutz
wirksam ist. Sollten die Stromprüfungen nur mit eingeschaltetem Schutzobjekt möglich sein (z.B. bei Netztransformatoren, wenn keine Niederspannungs-Prüfquelle verfügbar ist), muss zuvor zumindest an der Speiseseite ein externer Reserveschutz,
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
z.B. Überstromzeitschutz, in Betrieb genommen werden, der auf den speisenden
Leistungsschalter wirkt. Die Auslösekreise anderer Schutzeinrichtungen (z.B Buchholzschutz) müssen ebenfalls wirksam bleiben.
Der Prüfaufbau variiert entsprechend dem Anwendungsfall.
GEFAHR!
Primäre Maßnahmen dürfen nur an spannungslosen und geerdeten Anlagenteilen durchgeführt werden! Lebensgefahr besteht auch an spannungslosen
Teilen durch kapazitive Einkopplung von anderen Anlagenteilen!
Bei Netztransformatoren und Asynchronmaschinen wird vorzugsweise eine Niederspannungsprüfung durchgeführt, bei der das völlig vom Netz isolierte Schutzobjekt
von einer Niederspannungs-Prüfquelle mit Strom beaufschlagt wird (Bild 3-16). Der
Prüfstrom wird von der symmetrischen Prüfquelle über eine außerhalb des Schutzbereiches eingebaute, mit dem Prüfstrom belastbare Kurzschlussbrücke oder den Motorsternpunkt erzeugt. Die Prüfstromquelle wird bei Transformatoren normalerweise
an der Oberspannungsseite angeschlossen, die Kurzschlussbrücke an der Unterspannungsseite.
M
400 V
3~
400 V
7UT612
3~
400 V
400 V
Prüfquelle
Prüfquelle
Bild 3-16
7UT612
Prüfaufbau mit Niederspannungs-Stromquelle — Beispiele für Transformator und Motor
Bei Blocktransformatoren und Synchronmaschinen werden die Prüfungen bei den
Stromfahrten durchgeführt, wobei die Maschine selber als Prüfstromquelle dient (Bild
3-17). Der Prüfstrom wird durch eine außerhalb des Schutzbereiches eingebaute,
kurzzeitig mit Generatornennstrom belastbare Kurzschlussbrücke erzeugt.
G
7UT612
7UT612
7UT612
Bild 3-17
Prüfaufbau im Kraftwerk mit Generator als Stromquelle — Beispiel
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
229
3 Montage und Inbetriebsetzung
Bei Sammelschienen und kurzen Leitungen kann eine Niederspannungs-Prüfquelle
verwendet werden oder mit Betriebsstrom geprüft werden. Im letzteren Fall sind obige
Hinweise bezüglich Reserveschutz unbedingt zu beachten!
Beim einphasigen Differentialschutz für Sammelschienen mit mehr als 2 Abzweigen
ist keine symmetrische Stromprüfung notwendig (aber natürlich zulässig). Es kann mit
einphasigem Strom geprüft werden. Allerdings ist die Stromprüfung für jeden möglichen Stromweg durchzuführen (z.B. Abzweig 1 gegen Abzweig 2, Abzweig 1 gegen
Abzweig 3, usw.). Lesen Sie zuerst die Hinweise in Abschnitt 3.3.8 über „Prüfungen
für den Sammelschienenschutz“ (Seite 238).
Durchführung der
Stromprüfungen
Für die Inbetriebsetzungsprüfungen ist ein durchfließender Strom von mindestens
2 % des Gerätenennstromes je Phase erforderlich.
Diese Überprüfungen können nicht die Sichtkontrolle der richtigen Stromwandleranschlüsse ersetzen. Die abgeschlossenen Kontrollen gemäß Abschnitt 3.2.2 ist daher
vorausgesetzt.
Mit den vom Gerät 7UT612 zur Verfügung gestellten Betriebsmesswerten ist eine rasche Inbetriebnahme ohne externe Instrumentierung möglich. Die Indizierung der gemessenen und angezeigten Werte ist wie folgt:
Hinter dem Formelzeichen (I, ϕ) folgt die Leiterkennzeichnung mit L, danach ist die
Kennziffer der Seite (also z.B. Trafowicklung) angegeben, z.B.
IL1S1 Strom in Leiter L1 auf der Seite 1.
Die folgende Vorgehensweise ist für dreiphasige Schutzobjekte bestimmt. Bei Transformatoren wird angenommen, dass Seite 1 die Oberspannungsseite des Transformators ist.
q Prüfstrom einschalten bzw. Generator auf Nenndrehzahl bringen und auf Prüfstrom
erregen. Es darf keine der Messwertüberwachungen im 7UT612 ansprechen. Sollte
doch eine Störungsmeldung vorliegen, so kann in den Betriebsmeldungen oder den
spontanen Meldungen (siehe auch SIPROTEC® 4 Systemhandbuch, Bestell-Nr.
E50417–H1100–C151) nachgesehen werden, welche Ursachen in Frage kommen.
q Betragsmessung mit eingeschaltetem Prüfstrom:
Die vom Gerät unter Hr††r…‡r → Trxˆql… → 7r‡…vri†€r††r…‡rÆrxˆ
ql… angezeigten Ströme mit den tatsächlich fließenden vergleichen:
I L1S1 =
I L2S1 =
I L3S1 =
3I0S1 =
I L1S2 =
I L2S2 =
I L3S2 =
3I0S2 =
Hinweis: Das „IBS–Tool“ erlaubt ein bequemes Auslesen aller Messgrößen mit Visualisierung durch Zeigerdiagramme (Bild 3-18).
Ergeben sich Abweichungen, die nicht durch Messtoleranzen zu erklären sind, liegt
ein Anschlussfehler oder ein Fehler im Prüfaufbau vor:
q
q
Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten (bzw. Generator abfahren) und erden,
Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen.
Wenn ein erheblicher Erdstrom 3I0 auftritt, liegt eine Verpolung einzelner Phasen
auf der entsprechenden Seite vor:
− 3I0 ≈ Phasenstrom ⇒ ein oder zwei Phasenströme fehlen;
230
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
− 3I0 ≈ doppeltem Phasenstrom ⇒ ein oder zwei Phasenströme verpolt.
q
Messung wiederholen und Beträge erneut kontrollieren.
Secondary Values
Currents: Side 1
Currents: Side 2
+90°
±180°
+90°
0° ±180°
0°
–90°
IL1LS1 = 1.01 A,
IL2LS1 = 0.98 A,
IL3LS1 = 0.99 A,
Bild 3-18
–90°
0.0 °
240.2 °
119.1 °
IL1LS2 =
IL2LS2 =
IL3LS2 =
0.99 A,
0.97 A,
0.98 A,
177.9 °
58.3 °
298.2 °
Messgrößen an den Seiten des Schutzobjektes — Beispiel für durchfließende Ströme
q Winkelmessung für Seite 1 mit eingeschaltetem Prüfstrom:
Die vom Gerät unter Hr††r…‡r → Trxˆql… → Quh†ryhtr angezeigten Winkel für die Seite 1 kontrollieren. Alle Winkel beziehen sich auf I L1S1. Für ein Rechtsdrehfeld müssen also annähernd folgende Ergebnisse erscheinen:
ϕ L1S1 ≈ 0°
ϕ L2S1 ≈ 240°
ϕ L3S1 ≈ 120°
Stimmen die Winkel nicht, so liegen Polaritätsfehler beim Anschluss einzelner Leiterströme der Seite 1 vor.
q
q
q
Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten (bzw. Generator abfahren) und erden,
Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen,
Messung wiederholen und Winkel erneut kontrollieren.
q Winkelmessung für Seite 2 mit eingeschaltetem Prüfstrom:
Die vom Gerät unter Hr††r…‡r → Trxˆql… → Quh†ryhtr angezeigten Winkel für die Seite S2 kontrollieren. Alle Winkel beziehen sich auf I L1S1.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
231
3 Montage und Inbetriebsetzung
Beachten Sie ferner, dass immer die Ströme in das Schutzobjekt hinein als positiv definiert sind: bei durchfließendem Prüfstrom sind phasengleiche Ströme an Seite 2 um
180° gegenüber Seite 1 verschoben. Ausnahme: Querdifferentialschutz; bei diesem
müssen die Ströme entsprechender Leiter phasengleich sein.
Für ein Rechtsdrehfeld erscheinen annähernd die Ergebnisse nach Tabelle 3-11:
Tabelle 3-11 Winkelanzeige abhängig vom Schutzobjekt (dreiphasig)
Schutzobjekt →
Generator/Motor/
↓ Phasenwinkel
S-Schiene/Leitung
Transformator mit Schaltgruppenziffer 1)
0
1
2
3
4
5
6
90°
60°
30°
0°
ϕ L1S2
180°
ϕ L2S2
60°
60°
ϕ L3S2
300°
300° 270° 240° 210° 180° 150° 120°
1
180° 150° 120°
30°
0°
7
8
9
10
11
330° 300° 270° 240° 210°
330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120°
90°
60°
30°
0°
90°
330°
) Winkel gelten, wenn Oberspannungsseite als Seite 1 definiert ist. Sonst gilt 360° minus dem angegebenen Winkel
Stimmen die Winkel nicht, so liegen Polaritätsfehler oder Phasentausch beim Anschluss der Seite 2 vor.
q
q
q
Wenn in einzelnen Phasen Abweichungen vorliegen, liegt ein Polaritätsfehler beim
Anschluss dieser Leiterströme oder ein azyklischer Phasentausch vor.
Wenn alle Winkel um den gleichen Betrag abweichen, liegt ein zyklischer Tausch
aller drei Phasen oder eine falsche Schaltgruppe bei Transformatoren vor. Kontrollieren Sie im letzten Fall die Schaltgruppenanpassung (Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“, Seite 20) in den Adressen !#!, !#$ und
!#%.
Wenn alle Winkel um 180° differieren, stimmt die Polarität eines Stromwandlersatzes nicht. Dies kann durch Überprüfen und ggf. Berichtigen der entsprechenden
Anlagenparameter behoben werden (vgl. Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 2 Seiten“, Seite 23):
Adresse ! TUSIQFU3P7EÃT für die Seite 1,
Adresse !% TUSIQFU3P7EÃT! für die Seite 2.
Beim einphasigen Sammelschienenschutz siehe Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel
„Stromwandlerdaten beim 1phasigen Sammelschienenschutz“.
Bei vermuteten Anschlussfehlern:
q
q
q
Messung der Differential- und Stabilisierungsströme
Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten (bzw. Generator abfahren) und erden,
Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen,
Messung wiederholen und Winkel erneut kontrollieren.
Zum Abschluss der symmetrischen Prüfungen werden die Differential- und Stabilisierungsmessgrößen überprüft. Wenn auch die bisherigen symmetrischen Messungen
weitgehend die Anschlussfehler aufgedeckt haben sollten, sind dennoch Irrtümer bei
der Anpassung und bei der Schaltgruppenzuordnung nicht auszuschließen.
Die Differential- und Stabilisierungsströme beziehen sich auf den Nennstrom des
Schutzobjektes. Dies ist zu beachten, wenn sie mit den Prüfströmen verglichen werden.
q Lesen Sie die Differential- und Stabilisierungsströme unter Hr††r…‡r → Q…‚“r‡
→ Hr††r…‡rÃD9vss0ÃDT‡hi aus.
232
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
Im „IBS–Tool“ sind die Differential- und Stabilisierungsströme grafisch in einem Diagramm der Kennlinie dargestellt. Ein Beispiel ist in Bild 3-19 gezeigt.
Tripping Characteristics
Diff.-Current
I/InO
3
2
1
Rest.-Current
I/InO
1
Diff.-Current
IDiffL1 =
IDiffL2 =
IDiffL3 =
3
Rest.-Current
0.03 I/InO
0.02 I/InO
0.10 I/InO
Parameter I DIFF >:
Parameter I DIFF> >:
Bild 3-19
2
IRestL1 = 0.80 I/InO
IRestL2 = 0.74 I/InO
IRestL3 = 0.78 I/InO
0.3
7.5
I/InO
I/InO
Differential- und Stabilisierungsströme — Beispiel für plausible Messgrößen
q
q
q
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Die Differentialströme IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 müssen gering sein, d.h. mindestens
eine Größenordnung niedriger als die durchfließenden Prüfströme.
Die Stabilisierungsströme IStabL1, IStab L2, IStabL3 entsprechen dem Doppelten der
durchfließenden Prüfströme.
Treten Differentialströme in der Größenordnung der Stabilisierungsströme (etwa
das Doppelte der durchfließenden Ströme) auf, liegt eine Verpolung des oder der
Stromwandler(s) an einer Seite vor. Überprüfen Sie nochmals die Polarität und stellen Sie sie nach Kurzschließen aller sechs Stromwandler richtig. Wenn Sie an
Stromwandlern Änderungen vorgenommen haben, machen Sie auch nochmals die
Winkelprüfung.
233
3 Montage und Inbetriebsetzung
q
Treten nennenswerte Differentialströme auf, die in allen Phasen annähernd gleich
sind, liegt vermutlich eine Fehlanpassung der Messgrößen vor. Falsche Schaltgruppenanpassung bei Transformatoren kann ausgeschlossen werden, da sie bereits bei der Winkelprüfen hätten entdeckt werden müssen. Kontrollieren Sie die für
die Stromanpassung relevanten Einstellungen des Gerätes. Dies sind insbesondere die Daten des Schutzobjektes (Abschnitt 2.1.2):
− Bei Transformatoren aller Art Adressen !#, !#" und !#( unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“ (Seite 20) sowie Adressen !!, !", !& und
!' unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 2 Seiten“ (Seite 23).
− Bei Generatoren, Motoren, Drosseln Adressen !$ und !$! unter Randtitel „Objektdaten bei Generatoren, Motoren und Drosseln“ (Seite 22) sowie Adressen
!!, !"Ã207 und !' unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 2 Seiten“ (Seite
23).
− Bei Kleinstsammelschienen Adresse !%$ unter Randtitel „Objektdaten bei
Kleinstsammelschienen, Knoten, kurzen Leitungen“ (Seite 22) sowie Adressen
!!, !", !& und !' unter Randtitel „Stromwandlerdaten bei 2 Seiten“ (Seite
23).
− Beim einphasigen Sammelschienenschutz Adressen !% und !%$ unter Randtitel „Objektdaten bei Sammelschienen mit bis zu 7 Abzweigen“ (Seite 23) sowie
Adressen ! ! bis !"" unter Randtitel „Stromwandlerdaten beim 1phasigen
Sammelschienenschutz“ (Seite 25). Bei Einsatz von Mischwandler können
Fehlanpassungen auch durch falsche Anschlüsse an den Mischwandlern verursacht werden.
q Zum Schluss Prüfquelle und Schutzobjekt wieder abschalten (bzw. Generator abfahren).
q Falls für die Prüfungen Parameter geändert wurden, diese wieder auf die im Betrieb
erforderlichen Werte einstellen.
3.3.7
Nullstromprüfung am Schutzobjekt
Die nachstehend beschriebenen Nullstromprüfungen sind nur erforderlich, wenn bei
dreiphasigen Schutzobjekten oder Einphasentransformatoren der Sternpunkt einer
Wicklung oder Seite geerdet ist und der Sternpunktstrom verfügbar ist und über den
Strommesseingang D7 an das Gerät geführt ist.
Die Polarität des Erdstromanschlusses ist essentiell für die Nullstromkorrektur (Erhöhung der Erdfehlerempfindlichkeit) und den Erdfehlerdifferentialschutz.
Keine Polaritätsprüfung für D7 und/oder D8 ist notwendig, wenn nur Beträge erfasst
werden, also z.B. für Überstromzeitschutz.
Hinweis:
Es muss damit gerechnet werden, dass bei falschen Anschlüssen Auslösung erfolgt.
234
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
Vorbereitung der
Nullstromprüfungen
Die Nullstrommessungen werden stets von der Seite aus vorgenommen, deren Sternpunkt geerdet ist, bei Spartransformatoren von der Oberspannungsseite. Bei Transformatoren muss eine Dreieckswicklung vorhanden sein (d–Wicklung oder Ausgleichswicklung). Die nicht in die Prüfung einbezogene Wicklung bleibt offen, da die
Dreieckswicklung die Niederohmigkeit des Nullstrompfades von sich aus herstellt.
Der Prüfaufbau variiert entsprechend dem Anwendungsfall. Die Bilder 3-20 bis 3-24
zeigen schematisch Beispiele für den Prüfaufbau.
GEFAHR!
Primäre Maßnahmen dürfen nur an spannungslosen und geerdeten Anlagenteilen durchgeführt werden! Lebensgefahr besteht auch an spannungslosen
Teilen durch kapazitive Einkopplung von anderen Anlagenteilen!
~ Prüfquelle
7UT612
Bild 3-20
Nullstrommessung an einem Stern-Dreieck-Transformator
~ Prüfquelle
7UT612
Bild 3-21
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Nullstrommessung an einem Stern-Stern-Transformator mit Ausgleichswicklung
235
3 Montage und Inbetriebsetzung
~ Prüfquelle
7UT612
Bild 3-22
Nullstrommessung an einer Zickzack-Wicklung
~ Prüfquelle
7UT612
Bild 3-23
Nullstrommessung an einer Dreieck-Wicklung mit künstlichem Sternpunkt im
Schutzbereich
~ Prüfquelle
7UT612
Bild 3-24
236
Nullstrommessung an einem einseitig geerdeten Einphasentransformator
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
Durchführung der
Nullstromprüfungen
Für die Inbetriebsetzungsprüfungen ist ein Nullstrom in Höhe von mindestens 2 % des
Gerätenennstromes je Phase erforderlich, d.h. Prüfstrom mindestens 6 %.
Diese Überprüfungen können nicht die Sichtkontrolle der richtigen Stromwandleranschlüsse ersetzen. Die abgeschlossenen Kontrollen gemäß Abschnitt 3.2.2 ist daher
vorausgesetzt.
q Prüfstrom einschalten.
q Betragsmessung mit eingeschaltetem Prüfstrom:
Die vom Gerät unter Hr††r…‡r → Trxˆql… → 7r‡…vri†€r††r…‡rÆrxˆ
ql… angezeigten Ströme mit den tatsächlich fließenden vergleichen:
− Alle Leiterströme der geprüften Seite entsprechen etwa 1/3 des Prüfstromes (bei
Einphasentrafo 1/2),
− 3I0 der geprüften Seite entspricht dem Prüfstrom,
− Leiterströme und Nullstrom an der nicht geprüften Seite sind an Transformatoren
annähernd 0,
− Strom I7 entspricht dem Prüfstrom.
Abweichungen können eigentlich nur bei I7 auftreten, da Anschlussfehler in den Leiterströmen schon bei der symmetrischen Prüfung erkannt sein sollten. Bei Abweichungen in I7:
q
q
q
Messung der Differential- und Stabilisierungsströme
Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten (bzw. Generator abfahren) und erden,
Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen.
Messung wiederholen und Beträge erneut kontrollieren.
Die Differential- und Stabilisierungsströme beziehen sich auf den Nennstrom des
Schutzobjektes. Dies ist zu beachten, wenn sie mit den Prüfströmen verglichen werden.
q Differentialstrommessung mit eingeschaltetem Prüfstrom:
q Lesen Sie die Differential- und Stabilisierungsströme unter Hr††r…‡r → Q…‚“r‡
→
q
q
q
q
Hr††r…‡rÃD9vss0ÃDT‡hi aus.
Der Differentialstrom des Erdfehlerdifferentialschutzes IDiffEDS muss gering sein,
d.h. mindestens eine Größenordnung niedriger als der Prüfstrom.
Der Stabilisierungsstrom IStabEDS entspricht dem Doppelten des Prüfstromes.
Tritt ein Differentialstrom in der Größenordnung des doppelten Prüfstromes auf,
liegt eine Verpolung des Sternpunktstromwandlers am Eingang I7 vor. Überprüfen
Sie nochmals die Polarität und vergleichen Sie sie mit der Einstellung Adresse !"
@S9T@DU@ÃX9GÃD& (vgl. auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Stromwandlerdaten
für Stromeingang I7“, Seite 26).
Tritt ein nennenswerter Differentialstrom auf, der nicht dem Doppelten des Prüfstromes entspricht, liegt vermutlich eine Fehlanpassung des Stromes am Eingang I7
vor. Kontrollieren Sie die für die Stromanpassung relevanten Einstellungen des Gerätes. Dies sind insbesondere die Daten des Schutzobjektes (Abschnitt 2.1.2):
− Adressen !# und !## unter Randtitel „Objektdaten bei Transformatoren“ (Seite
20) sowie
− Adressen !"!, !"" unter Randtitel „Stromwandlerdaten für Stromeingang I7“
(Seite 26).
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
237
3 Montage und Inbetriebsetzung
q Kontrollieren Sie auch die Differentialströme I
q
DiffL1, IDiffL2, IDiffL3.
Auch die Differentialströme müssen gering sein, d.h. mindestens eine Größenordnung niedriger als der Prüfstrom. Treten nennenwerte Differentialströme auf, überprüfen Sie die Einstellungen für die Transformatorsternpunkte:
− die Behandlung der Sternpunkte des Transformators: Adressen !# TU@SI
QVIFUÃT , !## TU@SIQVIFUÃT!, Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Objektdaten
bei Transformatoren“ (Seite 20), sowie
− die Zuordnung des Sternpunktwandlers am Strommesseingang I7: Adresse
D&X6I9G@S, Abschnitt 2.1.1 unter Randtitel „Besonderheiten“ (Seite 16).
q
'
Zur Kontrolle: Die Stabilisierungsströme des Differentialschutzes IStabL1, IStab L2,
IStabL3 sind ebenfalls nur gering. Wenn alle bisherigen Prüfungen erfolgreich waren, dürfte dies sichergestellt sein.
q Zum Schluss Prüfquelle und Schutzobjekt wieder abschalten.
q Falls für die Prüfungen Parameter geändert wurden, diese wieder auf die im Betrieb
erforderlichen Werte einstellen.
3.3.8
Prüfungen für den Sammelschienenschutz
Allgemeines
Beim Einsatz als einphasiger Sammelschienenschutz mit einem Gerät pro Phase
oder mit Mischwandlern gelten im Prinzip die gleichen Prüfungen wie oben für „Symmetrische Stromprüfung am Schutzobjekt“ in Abschnitt 3.3.6 beschrieben. Hierzu sind
vier wesentliche Anmerkungen zu machen:
1. Die Prüfungen werden häufig mit Betriebsströmen oder Primärprüfeinrichtungen
durchgeführt. Entsprechend gelten die im angeführten Abschnitt gemachten Gefahrenhinweise und die Notwendigkeit eines Reserveschutzes in der einspeisenden Stelle besonders.
2. Die Prüfungen müssen für jeden möglichen Stromweg, ausgehend vom einspeisenden Abzweig, durchgeführt werden.
3. Die Prüfungen müssen bei einem Gerät pro Phase für jede Phase durchgeführt
werden. Für Mischwandler sind anschließend noch einige Hinweise gegeben.
4. Jede Prüfung beschränkt sich jedoch auf ein Strompaar, d.h. auf den einen durchfließenden Prüfstrom. Angaben für Schaltgruppenanpassung und Winkel (außer
dem Winkelvergleich des durchfließenden Stromes = 180° an den geprüften Seiten) o.ä. sind irrelevant.
Mischwandleranschluss
Bei Verwendung von Mischwandlern gibt es verschiedenen Anschlussmöglichkeiten.
Im Folgenden ist der Normalanschluss L1 –L3– E gemäß Bild 3-25 angenommen. Bei
Anschluss L1 –L2– L3 gilt Bild 3-26.
Einphasige Primärprüfungen sind zu bevorzugen, da sie deutlichere Unterschiede in
den Messströmen hervorrufen und auch Anschlussfehler im Erdstrompfad erkennen
lassen.
Der in den Betriebsmesswerten auszulesende Messstrom entspricht dem Prüfstrom
nur bei dreiphasiger symmetrischer Prüfung. In allen anderen Fällen ergeben sich Abweichungen, die in den Bildern als Faktor des Prüfstromes tabellarisch aufgelistet
sind.
238
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
IL1
MW
2
IM
Prüfstrom
Messstrom
1,00
1,15
0,58
0,58
2,89
1,73
2,31
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
IL3
1
3I0 3
L1 L2 L3
Bild 3-25
Mischwandleranschluss L1–L3–E
IL1
MW
2
IM
IL2
1
IL3
3
Prüfstrom
Messstrom
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
1,00
0,58
1,15
0,58
1,15
0,58
1,73
L1 L 2 L3
Bild 3-26
Mischwandleranschluss L1–L2–L3
Abweichungen, die nicht durch Messtoleranzen zu erklären sind, können ihre Ursache
auch in Anschlussfehlern des Mischwandlers oder in Anpassungsfehlern am Mischwandler haben:
q
q
q
Prüfquelle und Schutzobjekt abschalten und erden,
Anschlüsse und Prüfaufbau kontrollieren und berichtigen.
Messung wiederholen und Beträge erneut kontrollieren.
Die Winkel müssen in allen Fällen 180° betragen.
Differential- und Stabilisierungsströme sind für jede Phase zu überprüfen.
Wenn einphasige Primärprüfungen nicht möglich sind, sondern nur mit symmetrischen Betriebsströmen geprüft werden kann, werden Verpolung oder Anschlussfehler
im Erdstrompfad bei Mischwandleranschluss L1 – L3– E gemäß Bild 3-25 bei den vorstehenden Prüfungen nicht erkannt. In diesem Fall muss eine Unsymmetrie durch sekundäre Manipulation erreicht werden.
Hierzu wird der Stromwandler der Phase L2 sekundär kurzgeschlossen, wie Bild 3-27
zeigt.
GEFAHR!
Arbeiten an den Messwandlern erfordern höchste Vorsichtsmaßnahmen!
Stromwandler kurzschließen, bevor irgendwelche Stromzuleitungen zum Gerät
unterbrochen werden!
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
239
3 Montage und Inbetriebsetzung
IL1
MW
2
IM
IL3
1
3I0 3
L1 L2 L3
Bild 3-27
Unsymmetrische Prüfung bei Mischwandleranschluss L1–L3–E
Der Messtrom beträgt nun das 2,65-fache des Stromwertes bei symmetrischer Prüfung.
Diese Prüfungen sind für jeden Mischwandler durchzuführen.
3.3.9
Prüfung für den Stromeingang I8
Die Prüfungen für den Messstromeingang I8 hängen stark vom Anwendungszweck
dieses Messeingangs ab.
Auf jeden Fall ist der Anpassungsfaktor für den Betrag (Adresse !"$, siehe auch Abschnitt 2.1.2 unter Randtitel „Stromwandlerdaten für Stromeingang I8“, Seite 27) zu
überprüfen. Eine Polaritätsprüfung ist nicht erforderlich, da hier nur ein Strombetrag
erfasst wird.
Bei Anwendung als Hochimpedanzschutz entspricht der Strom an I8 dem Fehlerstrom
im Schutzobjekt. Wichtig ist hier die einheitliche Polarität aller Stromwandler, die auf
den Widerstand speisen, dessen Strom an I8 gemessen wird. Hierzu werden, wie bei
den Differentialschutzprüfungen, durchfließende Ströme verwendet. Jeder der Stromwandler muss in eine Messung einbezogen werden. In keinem Fall darf der Strom an
I8 die Hälfte des Ansprechwertes des einphasigen Überstromzeitschutzes überschreiten.
3.3.10 Anwenderdefinierbare Funktionen
Da das Gerät über anwenderdefinierbare Funktionen, insbesondere die CFC–Logik
verfügt, müssen auch die erstellten Funktionen und Verknüpfungen überprüft werden.
Eine allgemeine Verfahrensweise kann naturgemäß nicht angegeben werden. Die
Projektierung dieser Funktionen und die Soll–Bedingungen müssen vielmehr bekannt
sein und überprüft werden. Insbesondere sind etwaige Verriegelungsbedingungen
der Schaltmittel (Leistungsschalter, Trenner, Erder) zu beachten und zu prüfen.
240
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.3 Inbetriebsetzung
3.3.11 Prüfung der Stabilität und Anlegen eines Test-Messschriebes
Um die Stabilität des Schutzes auch bei Einschaltvorgängen zu überprüfen, können
zum Abschluss noch Einschaltversuche durchgeführt werden. Ein Maximum an Informationen über das Verhalten des Schutzes liefern Messschriebe.
Voraussetzung
Neben den Möglichkeiten der Speicherung einer Störwertaufzeichnung durch Schutzanregung ermöglicht 7UT612 auch den Anstoß einer Messwertaufzeichnung über das
Bedienprogramm DIGSI® 4, über die seriellen Schnittstellen und über Binäreingabe.
In letzterem Fall muss hierzu die Information „ 3T‡|…ÃT‡h…‡“ auf einen Binäreingang rangiert worden sein. Die Triggerung der Aufzeichnung erfolgt dann z.B. über Binäreingabe mit dem Einschalten des Schutzobjektes.
Derartige von extern (d.h. ohne Schutzanregung) gestartete Testmessschriebe werden vom Gerät wie normale Störwertaufzeichnungen behandelt, d.h. es wird zu jedem
Messschrieb ein Störfallprotokoll unter eigener Nummer eröffnet, um eine eindeutige
Zuordnung zu schaffen. Allerdings werden diese Messschriebe nicht in den Störfall–
Meldepuffer im Display aufgelistet, da sie keine Netzstörung darstellen.
Testmessschrieb
starten
Um einen Testmessschrieb über DIGSI® 4 zu starten, wählen Sie im linken Teil des
Fensters die Bedienfunktion Ur†‡. Doppelklicken Sie in der Listenansicht auf den Eintrag Ur†‡†‡|…†pu…vri (siehe Bild 3-28).
Bild 3-28
Fenster Testmessschrieb in DIGSI® 4 starten — Beispiel
Der Testmessschrieb wird sofort gestartet. Während der Aufzeichnung wird eine Meldung im linken Bereich der Statuszeile ausgegeben. Balkensegmente informieren Sie
zusätzlich über den Fortschritt des Vorganges.
Zum Anzeigen und Auswerten der Aufzeichnung benötigen Sie eines der Programme
SIGRA oder ComtradeViewer.
Besonders bei Transformatoren sind Test-Messschriebe aufschlussreich, die mit dem
Zuschalten des unbelasteten Transformators synchronisiert sind. Da sich der Einschaltstromstoß (Rushstrom) wie ein einseitig gespeister Fehler auswirkt, der aber
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
241
3 Montage und Inbetriebsetzung
nicht zur Auslösung führen darf, wird in mehreren Zuschaltversuchen die Wirksamkeit
der Einschaltstabilisierung geprüft.
Während der Einschaltversuche soll das Auslösekommando unterbunden oder der
Differentialschutz auf 9DAAT8CVUa = 7y‚pxÃSryhv† geschaltet werden (Adresse
! ), damit der Transformator im Falle eines Auslösekommandos nicht abgeschaltet wird.
Da die Anregung des Differentialschutzes nicht stabilisiert ist, wird der Einschaltstrom
die Störwertaufzeichnung automatisch starten, sofern er groß genug ist.
Aus den aufgezeichneten Störwerten und den Oberschwingungsanteilen im Differentialstrom lassen sich Rückschlüsse auf die Wirksamkeit der Rushstabilisierung ziehen. Gegebenenfalls kann man die Einschaltstabilisierung stärker (= niedrigerer Wert
der 2. Harmonischen in Adresse !% !ÃC6SHPIDT8C@) einstellen, wenn es bei
Einschaltversuchen zur Auslösung kommt oder die Störwertaufzeichnungen zeigen,
dass der Anteil zweiter Harmonischer im Differentialstrom den Einstellwert (Adresse
!% ) nicht sicher überschreitet. Eine weitere Möglichkeit, die Einschaltstabilität zu
erhöhen, ist, die „Crossblock“-Funktion mittels einer höher eingestellten Wirksamkeitsdauer (Adresse !%!6 8SPTT7Ã!ÃC6SH) einzuschalten (Näheres siehe auch
Abschnitt 2.2.7 unter Randtitel „Stabilisierung mit Harmonischen“, Seite 60).
Nach Abschluss der Versuche nicht vergessen, den Differentialschutz @vzuschalten
(Adresse ! ).
242
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
3.4 Bereitschalten des Gerätes
3.4
Bereitschalten des Gerätes
Die Schrauben sind fest anzuziehen. Alle Klemmenschrauben — auch nicht benutzte — müssen angezogen werden.
Vorsicht!
Keine Gewalt anwenden! Die zulässigen Anzugsdrehmomente dürfen nicht überschritten werden, da die Gewinde und Klemmenkammern sonst beschädigt werden
können!
Die Einstellwerte sollten nochmals überprüft werden, falls sie während der Prüfungen geändert wurden. Insbesondere kontrollieren, ob alle Schutz-, Steuer- und
Zusatzfunktionen bei den Projektierungsparametern richtig eingestellt sind (siehe
auch Kapitel 2) und alle gewünschten Funktionen @vgeschaltet sind. Stellen Sie sicher, dass eine Kopie der Einstellwerte auf dem PC gespeichert ist.
Die geräteinterne Uhr sollte kontrolliert, und ggf. gestellt/synchronisiert werden, sofern
sie nicht automatisch synchronisiert wird. Hinweise hierzu im Systemhandbuch.
Die Meldepuffer werden unter C6VQUH@IV → Hryqˆtr → G|†purTr‡“r gelöscht, damit diese künftig Informationen nur über wirkliche Ereignisse und Zustände
enthalten. Die Zähler der Schaltstatistik werden in der gleichen Auswahl auf die Ausgangswerte gesetzt.
Die Zähler der Betriebsmesswerte (z.B. Arbeitszähler, sofern vorhanden) werden unter C6VQUH@IV → Hr††r…‡r → Spx†r‡“r zurückgesetzt.
Man betätigt die Taste ESC (ggf. mehrmals), um in das Grundbild zurückzugelangen.
Im Anzeigenfeld erscheint das Grundbild (z.B. die Anzeige von Betriebsmesswerten).
Die Anzeigen auf der Frontkappe des Gerätes werden durch Betätigen der Taste LED
gelöscht, damit diese künftig Informationen nur über wirkliche Ereignisse und Zustände liefern. Dabei werden auch evtl. gespeicherte Ausgangsrelais zurückgesetzt. Während der Betätigung der Taste LED leuchten die rangierbaren Leuchtdioden auf der
Frontkappe, so dass hiermit auch ein Leuchtdiodentest durchgeführt wird. Wenn
Leuchtdioden Zustände anzeigen, welche zum aktuellen Zeitpunkt zutreffen, bleiben
diese natürlich an.
Die grüne Leuchtdiode „RUN“ muss leuchten, die rote Leuchtdiode „ERROR“ darf
nicht leuchten.
Falls ein Prüfschalter vorhanden ist, muss dieser in Betriebsstellung geschaltet sein.
Das Gerät ist nun betriebsbereit.
n
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243
3 Montage und Inbetriebsetzung
244
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Technische Daten
4
In diesem Kapitel finden Sie die Technischen Daten des Gerätes SIPROTEC®
7UT612 und seiner Einzelfunktionen einschließlich der Grenzwerte, die auf keinen
Fall überschritten werden dürfen. Nach den elektrischen und funktionellen Daten für
den maximalen Funktionsumfang folgen die mechanischen Daten mit Maßbildern.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.1
Allgemeine Gerätedaten
290
4.2
Differentialschutz
300
4.3
Erdfehlerdifferentialschutz
305
4.4
Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
306
4.5
Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
313
4.6
Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz
314
4.7
Einphasiger Überstromzeitschutz
315
4.8
Schieflastschutz
316
4.9
Thermischer Überlastschutz
317
4.10
Thermoboxen für Überlastschutz
319
4.11
Leistungsschalterversagerschutz
320
4.12
Externe Einkopplungen
320
4.13
Überwachungsfunktionen
321
4.14
Zusatzfunktionen
322
4.15
Abmessungen
324
289
4 Technische Daten
4.1
Allgemeine Gerätedaten
4.1.1
Analoge Eingänge
Stromeingänge
Nennfrequenz
fN
50 Hz / 60 Hz / 162/3 Hz (einstellbar)
Nennstrom
IN
1 A oder 5 A oder 0,1 A (umschaltbar)
Verbrauch je Eingang I1 bis I7
– bei IN = 1 A
– bei IN = 5 A
– bei IN = 0,1 A
– für empf. Stromfassung I8 bei 1 A
Belastbarkeit Strompfad I1 bis I7
– thermisch (effektiv)
ca.
ca.
ca.
ca.
0,02 VA
0,2 VA
1 mVA
0,05 VA
100
30
4
250
– dynamisch (Stoßstrom)
· IN
· IN
· IN
· IN
für 1 s
für 10 s
dauernd
(Halbschwingung)
Belastbarkeit Eingang für empf. Stromerfassung I8
– thermisch (effektiv)
300 A für 1 s
100 A für 10 s
15 A dauernd
– dynamisch (Stoßstrom)
750 A (Halbschwingung)
Stromwandleranforderungen
Überdimensionierungsfaktor
PN + P i
n' = n ⋅ ------------------P' + P i
max. Verhältnis des primären
Nennstromes der Stromwandler
zum Objektnennstrom
4.1.2
für τ ≤ 100 ms
I kd max
n’ ≥ 5 ⋅ -----------------I N prim
für τ > 100 ms
I Nprim Wdl  4 für Phasenströme
------------------------ ≤ 
I Nprim Obj  8 für Erdstrom an I7
Hilfsspannung
Gleichspannung
Spannungsversorgung über integrierten Umrichter:
Nennhilfsgleichspannung UH–
zulässige Spannungsbereiche
290
I kd max
n’ ≥ 4 ⋅ -----------------I N prim
24/48 V–
60/110/125 V–
19 bis 58 V– 48 bis 150 V–
110/125/220/250 V–
88 bis 300 V–
überlagerte Wechselspannung,
Spitze–Spitze
≤15 % der Hilfsnennspannung
Leistungsaufnahme
– nicht angeregt
– angeregt
ca. 5 W
ca. 7 W
Überbrückungszeit bei Ausfall/Kurzschluss der Hilfsgleichspannung
≥50 ms bei UH = 48 V und UH ≥ 110 V
≥20 ms bei UH = 24 V und UH = 60 V
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4.1 Allgemeine Gerätedaten
Wechselspannung
Spannungsversorgung über integrierten Umrichter
Nennhilfswechselspannung UH~
zulässige Spannungsbereiche
4.1.3
115/230 V~
92 bis 265 V~
Leistungsaufnahme
– nicht angeregt
– angeregt
ca. 6,5 VA
ca. 8,5 VA
Überbrückungszeit bei
Ausfall/Kurzschluss
≥ 50 ms
Binäre Ein- und Ausgänge
Binäreingänge
Anzahl
3 (rangierbar)
Nennspannungsbereich
24 V– bis 250 V– in 2 Bereichen, bipolar
Schaltschwellen
über Brücken umsteckbar
– für Nennspannungen 24/48 V–
Uan ≥ 19 V–
60/110/125 V– Uab ≤ 14 V–
Ausgangsrelais
– für Nennspannungen 110/125/
220/250 V–
U an ≥ 88 V–
Uab ≤ 66 V–
Stromaufnahme, erregt
ca. 1,8 mA
unabhängig von der Betätigungsspannung
Max. zulässige Spannung
300 V–
Eingangsimpulsunterdrückung
220 nF Koppelkapazität bei 220 V
mit einer Erholzeit >60 ms
Melde-/Kommandorelais (siehe auch Übersichtspläne im Anhang A.2)
Anzahl
Schaltleistung
4 mit je 1 Schließer (potentialfrei)
EIN
AUS
1 mit 1 Öffner oder 1 Schließer
(umschaltbar)
Alarmrelais
Schaltleistung
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1000 W/VA
30 VA
40 W ohmisch
25 W bei L/R ≤ 50 ms
EIN
AUS
1000 W/VA
30 VA
40 W ohmisch
25 W bei L/R ≤ 50 ms
Schaltspannung
250 V
zulässiger Strom pro Kontakt
5 A dauernd
30 A für 0,5 s
zulässiger Gesamtstrom
für gewurzelte Kontakte
5 A dauernd
30 A für 0,5 s
291
4 Technische Daten
4.1.4
Kommunikationsschnittstellen
Bedienschnittstelle
Service-/ModemSchnittstelle
(wahlweise)
– Anschluss
frontseitig, nicht abgeriegelt, RS 232
9-polige D SUB–Buchse
zum Anschluss eines Personalcomputers
– Bedienung
mit DIGSI® 4
– Übertragungsgeschwindigkeit
min. 4 800 Baud; max. 115 200 Baud
Lieferstellung: 38 400 Baud; Parität: 8E1
– überbrückbare Entfernung
max. 15 m
RS232 /RS485/LWL
je nach Bestellvariante
potentialfreie Schnittstelle für Datentransfer
für Bedienung mit DIGSI® 4
oder für Anschluss einer Thermobox
RS232
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „C“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
geschirmtes Datenkabel
– Prüfspannung
500 V; 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
min. 4800 Baud; max. 115 200 Baud
Lieferstellung 38 400 Baud
– überbrückbare Entfernung
ca. 15 m
RS485
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „C“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
geschirmtes Datenkabel
– Prüfspannung
500 V; 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
min. 4800 Baud; max. 115 200 Baud
Lieferstellung 38 400 Baud
– überbrückbare Entfernung
ca. 1 km
Lichtwellenleiter (LWL)
292
– Anschluss Lichtwellenleiter
bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
ST–Stecker
rückseitig, Einbauort „C“
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– optische Wellenlänge
λ = 820 nm
– Laserklasse 1 nach EN 60 825–1/ –2
bei Einsatz Glasfaser 50/125 µm oder
bei Einsatz Glasfaser 62,5/125 µm
– zulässige Streckendämpfung
max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm
– überbrückbare Entfernung
ca. 1.5 km
– Zeichenruhelage
umschaltbar; Lieferstellung „Licht aus“
7UT612 Handbuch
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4.1 Allgemeine Gerätedaten
Systemschnittstelle
(wahlweise)
RS232 /RS485/LWL
Profibus RS 485/Profibus LWL
je nach Bestellvariante
potentialfreie Schnittstelle für Datentransfer
zu einer Leitstelle
RS232
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „B“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Prüfspannung
500 V; 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
min. 4800 Bd, max. 38400 Bd
Lieferstellung 19 200 Bd
– überbrückbare Entfernung
ca. 15 m
RS485
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „B“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Prüfspannung
500 V, 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
min. 4800 Baud, max. 38 400 Baud
Lieferstellung 19 200 Baud
– überbrückbare Entfernung
ca. 1 km
Lichtwellenleiter (LWL)
– Anschluss Lichtwellenleiter
bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
ST–Stecker
rückseitig, Einbauort „B“
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– optische Wellenlänge
λ = 820 nm
– Laserklasse 1 nach EN 60 825–1/ –2
bei Einsatz Glasfaser 50/125 µm oder
bei Einsatz Glasfaser 62,5/125 µm
– zulässige Streckendämpfung
max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm
– überbrückbare Entfernung
ca. 1,5 km
– Zeichenruhelage
umschaltbar; Lieferstellung „Licht aus“
Profibus RS 485 (FMS und DP)
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
7UT612 Handbuch
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rückseitig, Einbauort „B“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Prüfspannung
500 V; 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
bis 1,5 MBd
– überbrückbare Entfernung
1000 m bei
500 m bei
200 m bei
≤ 93,75 kBd
≤ 187,5 kBd
≤ 1,5 MBd
293
4 Technische Daten
Profibus LWL (FMS und DP)
– LWL–Stecker Typ
ST–Stecker
Einfachring / Doppelring je nach Bestellung
bei FMS; bei DP nur Doppelring
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „B“
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Übertragungsgeschwindigkeit
empfohlen:
bis 1,5 MBd
> 500 kBd
– optische Wellenlänge
λ = 820 nm
– Laserklasse 1 nach EN 60 825–1/ –2
bei Einsatz Glasfaser 50/125 µm oder
bei Einsatz Glasfaser 62,5/125 µm
– zulässige Streckendämpfung
max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm
– überbrückbare Entfernung
ca. 1,5 km
DNP3.0 RS485
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „B“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Prüfspannung
500 V; 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
bis 19 200 Bd
– überbrückbare Entfernung
ca. 1 km
DNP3.0 LWL
– LWL–Stecker Typ
ST–Stecker Sender/Empfänger
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „B“
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Übertragungsgeschwindigkeit
bis 19 200 Bd
– optische Wellenlänge
λ = 820 nm
– Laserklasse 1 nach EN 60825–1/ –2
bei Einsatz Glasfaser 50/125 µm oder
bei Einsatz Glasfaser 62,5/125 µm
– zulässige Streckendämpfung
– überbrückbare Entfernung
max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm
ca. 1,5 km
MODBUS RS485
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
294
rückseitig, Einbauort „B“
9-polige DSUB–Buchse
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Prüfspannung
500 V; 50 Hz
– Übertragungsgeschwindigkeit
bis 19 200 Bd
– überbrückbare Entfernung
ca. 1 km
7UT612 Handbuch
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4.1 Allgemeine Gerätedaten
MODBUS LWL
Zeitsynchronisationsschnittstelle
– LWL–Stecker Typ
ST–Stecker Sender/Empfänger
– Anschluss bei Einbaugehäuse
bei Aufbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „B“
im Pultgehäuse an der Gehäuseunterseite
– Übertragungsgeschwindigkeit
bis 19200 Bd
– optische Wellenlänge
λ = 820 nm
– Laserklasse 1 nach EN 60825–1/ –2
bei Einsatz Glasfaser 50/125 µm oder
bei Einsatz Glasfaser 62,5/125 µm
– zulässige Streckendämpfung
– überbrückbare Entfernung
max. 8 dB, bei Glasfaser 62,5/125 µm
ca. 1,5 km
– Zeitsynchronisation
DCF77/IRIG B–Signal
– Anschluss bei Einbaugehäuse
rückseitig, Einbauort „A“
9-polige DSUB-Buchse
an der Doppelstockklemme auf der
Gehäuseunterseite
bei Aufbaugehäuse
– Signalnennspannungen
wahlweise 5 V, 12 V oder 24 V
– Signalpegel und Bürden:
UIHigh
UILow
IIHigh
RI
4.1.5
Signalnenneingangsspannung
5V
12 V
24 V
6,0 V
15,8 V
31 V
1,0 V bei IILow = 0,25 mA 1,4 V bei IILow = 0,25 mA 1,9 V bei IILow = 0,25 mA
4,5 mA bis 9,4 mA
4,5 mA bis 9,3 mA
4,5 mA bis 8,7 mA
1930 Ω bei UI = 8,7 V
3780 Ω bei UI = 17 V
890 Ω bei UI = 4 V
640 Ω bei UI = 6 V
1700 Ω bei UI = 15,8 V
3560 Ω bei UI = 31 V
Elektrische Prüfungen
Vorschriften
Normen:
IEC 60255 (Produktnormen)
ANSI/IEEE C37.90.0/.1/.2
DIN 57 435 Teil 303
weitere Normen siehe Einzelprüfungen
Isolationsprüfungen
Normen:
IEC 60255–5 und IEC 60 870–2–1
– Spannungsprüfung (Stückprüfung)
2,5 kV (eff), 50 Hz
alle Kreise außer Hilfsspannung,
Binäreingänge und Kommunikationsund Zeitsynchronisations-Schnittstellen
– Spannungsprüfung (Stückprüfung)
Hilfsspannung und Binäreingänge
3,5 kV–
– Spannungsprüfung (Stückprüfung)
500 V (eff), 50 Hz
nur abgeriegelte Kommunikationsund Zeitsynchronisations-Schnittstellen
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295
4 Technische Daten
– Stoßspannungsprüfung (Typprüfung) 5 kV (Scheitel); 1,2/50 µs; 0,5 J; 3 positive
alle Kreise, außer Kommunikations- und 3 negative Stöße in Abständen von 5 s
und Zeitsynchronisations-Schnittstellen, Klasse III
EMV–Prüfungen
zur Störfestigkeit
(Typprüfungen)
Normen:
IEC 60255–6 und –22, (Produktnormen)
EN 50 082–2 (Fachgrundnorm)
DIN 57 435 Teil 303
– Hochfrequenzprüfung
IEC 60 255–22–1, Klasse III
und VDE 0435 Teil 303, Klasse III
2,5 kV (Scheitel); 1 MHz; τ = 15 µs;
400 Stöße je s; Prüfdauer 2 s; Ri = 200 Ω
– Entladung statischer Elektrizität
IEC 60 255–22–2 Klasse IV
und IEC 61 000–4–2, Klasse IV
8 kV Kontaktentladung; 15 kV Luftentladung; beide Polaritäten; 150 pF; Ri = 330 Ω
– Bestrahlung mit HF-Feld, unmoduliert 10 V/m; 27 MHz bis 500 MHz
IEC 60 255–22–3 (Report) Klasse III
– Bestrahlung mit HF-Feld,
amplitudenmoduliert
IEC 61 000–4–3, Klasse III
10 V/m; 80 MHz bis 1000 MHz; 80 % AM;
1 kHz
– Bestrahlung mit HF-Feld,
pulsmoduliert
IEC 61 000–4–3/ENV 50204, Kl. III
10 V/m; 900 MHz; Wiederholfrequenz
200 Hz;
Einschaltdauer 50 %
– schnelle transiente Störgrößen /Burst 4 kV; 5/50 ns; 5 kHz; Burstlänge = 15 ms;
IEC 60 255–22–4 und IEC 61000–4–4, Wiederholrate 300 ms; beide Polaritäten;
Klasse IV
Ri = 50 Ω; Prüfdauer 1 min
– Energiereiche Stoßspannungen
(SURGE), IEC 61 000–4–5
Installationsklasse 3
Hilfsspannung
Messeingänge, Binäreingaben
und Relaisausgaben
Impuls: 1,2/50 µs
common mode:
diff. mode:
common mode:
diff. mode:
2 kV; 12 Ω; 9 µF
1 kV; 2 Ω; 18 µF
2 kV; 42 Ω; 0,5 µF
1 kV; 42 Ω; 0,5 µF
– leitungsgeführte HF, amplitudenmodul. 10 V; 150 kHz bis 80 MHz; 80 % AM; 1 kHz
IEC 61 000–4–6, Klasse III
– Magnetfeld mit energietechnischer Frequenz
IEC 61 000–4–8, Klasse IV
30 A/m dauernd; 300 A/m für 3 s; 50 Hz
IEC 60 255–6
0,5 mT; 50 Hz
– Oscillatory Surge Withstand Capability 2,5 kV bis 3 kV (Scheitelwert); 1 MHz bis
ANSI/IEEE C37.90.1
1,5 MHz; gedämpfte Welle; 50 Stöße je s;
Dauer 2 s; Ri = 150 Ω bis 200 Ω
– Fast Transient Surge Withstand Cap. 4 kV bis 5 kV; 10/150 ns; 50 Pulse je s;
ANSI/IEEE C37.90.1
beide Polaritäten; Dauer 2 s; Ri = 80 Ω
– Radiated Electromagnetic Interference 35 V/m; 25 MHz bis 1000 MHz
ANSI/IEEE Std C37.90.2
– Gedämpfte Schwingungen
IEC 60694, IEC 61 000–4–12
296
2,5 kV (Scheitelwert), Polarität alternierend
100 kHz, 1 MHz, 10 MHz und 50 MHz,
Ri = 200 Ω
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.1 Allgemeine Gerätedaten
EMV–Prüfungen
zur Störaussendung (Typprüfung)
4.1.6
Norm:
EN 50 081–∗ (Fachgrundnorm)
– Funkstörspannung auf Leitungen,
nur Hilfsspannung
IEC–CISPR 22
150 kHz bis 30 MHz
Grenzwertklasse B
– Funkstörfeldstärke
IEC–CISPR 22
30 MHz bis 1000 MHz
Grenzwertklasse B
Mechanische Prüfungen
Schwing- und
Schockbeanspruchung bei stationärem Einsatz
Schwing- und
Schockbeanspruchung beim
Transport
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Normen:
IEC 60255–21 und IEC 60 068
– Schwingung
IEC 60 255–21–1, Klasse 2
IEC 60 068–2–6
sinusförmig
10 Hz bis 60 Hz: ± 0,075 mm Amplitude;
60 Hz bis 150 Hz: 1 g Beschleunigung
Frequenzdurchlauf 1 Oktave/min
20 Zyklen in 3 Achsen senkrecht zueinand.
– Schock
IEC 60 255–21–2, Klasse 1
IEC 60 068–2–27
halbsinusförmig
Beschleunigung 5 g, Dauer 11 ms,
je 3 Schocks in beiden Richtungen der
3 Achsen
– Schwingung bei Erdbeben
IEC 60 255–21–3, Klasse 1
IEC 60 068–3–3
sinusförmig
1 Hz bis 8 Hz
± 3,5 mm Amplitude
(horizontale Achse)
1 Hz bis 8 Hz:
± 1,5 mm Amplitude
(vertikale Achse)
8 Hz bis 35 Hz:
1 g Beschleunigung
(horizontale Achse)
8 Hz bis 35 Hz:
0,5 g Beschleunigung
(vertikale Achse)
Frequenzdurchlauf 1 Oktave/min
1 Zyklus in 3 Achsen senkrecht zueinander
Normen:
IEC 60255–21 und IEC 60 068
– Schwingung
IEC 60 255–21–1, Klasse 2
IEC 60 068–2–6
sinusförmig
5 Hz bis 8 Hz:
± 7,5 mm Amplitude;
8 Hz bis 150 Hz: 2 g Beschleunigung
Frequenzdurchlauf 1 Oktave/min
20 Zyklen in 3 Achsen senkrecht zueinand.
– Schock
IEC 60 255–21–2, Klasse 1
IEC 60 068–2–27
halbsinusförmig
Beschleunigung 15 g, Dauer 11 ms,
je 3 Schocks in beiden Richtungen der
3 Achsen
– Dauerschock
IEC 60 255–21–2, Klasse 1
IEC 60 068–2–29
halbsinusförmig
Beschleunigung 10 g, Dauer 16 ms,
je 1000 Schocks in beiden Richtungen der
3 Achsen
297
4 Technische Daten
4.1.7
Klimabeanspruchungen
Temperaturen
Norm:
IEC 60255–6
– empfohlene Temperatur bei Betrieb
–5 °C bis +55 °C
– vorübergehend zulässige Grenztemperaturen bei Betrieb
–20 °C bis +70 °C
Ablesbarkeit des
Displays ab +55 °C
evtl. beeinträchtigt
im Ruhebetrieb, d.h. keine Anregung und keine
Meldungen
– Grenztemperaturen bei Lagerung
–25 °C bis +55 °C
– Grenztemperaturen bei Transport
–25 °C bis +70 °C
Lagerung und Transport mit werksmäßiger Verpackung!
Feuchte
zulässige Feuchtebeanspruchung
im Jahresmittel ≤75 % relative Feuchte;
an 56 Tagen im Jahr bis zu 93 % relative
Feuchte; Betauung im Betrieb unzulässig!
Die Geräte sind so anzuordnen, dass sie keiner direkten Sonneneinstrahlung und keinem starken Temperaturwechsel, bei dem Betauung auftreten kann, ausgesetzt sind.
4.1.8
Einsatzbedingungen
Das Schutzgerät ist für den Einbau in üblichen Relaisräumen und Anlagen ausgelegt,
so dass die elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) bei sachgemäßem Einbau sichergestellt ist. Zusätzlich ist zu empfehlen:
• Schütze und Relais, die innerhalb desselben Schrankes oder auf der gleichen Relaistafel mit den digitalen Schutzeinrichtungen arbeiten, sollen grundsätzlich mit geeigneten Löschgliedern versehen werden.
• Bei Schaltanlagen ab 100 kV sollen externe Anschlussleitungen mit einer stromtragfähigen beidseitig geerdeten Abschirmung verwendet werden. In Mittelspannungsanlagen sind üblicherweise keine besonderen Maßnahmen erforderlich.
• Es ist unzulässig, einzelne Baugruppen unter Spannung zu ziehen oder zu stecken.
Im ausgebauten Zustand sind manche Bauelemente elektrostatisch gefährdet; bei
der Handhabung sind die EGB–Vorschriften (für Elektrostatisch Gefährdete Bauelemente) zu beachten. Im eingebauten Zustand besteht keine Gefährdung.
4.1.9
298
Konstruktive Ausführungen
Gehäuse
7XP20
Abmessungen
siehe Maßbilder, Abschnitt 4.15
Gewicht (Maximalbestückung) etwa
– im Aufbaugehäuse
– im Einbaugehäuse
9,6 kg
5,1 kg
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.1 Allgemeine Gerätedaten
Schutzart gemäß IEC 60529
– für das Betriebsmittel
im Aufbaugehäuse
im Einbaugehäuse
vorne
hinten
– für den Personenschutz
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
IP 51
IP 51
IP 50
IP 2x mit aufgesetzter Abdeckkappe
299
4 Technische Daten
4.2
Differentialschutz
4.2.1
Allgemein
Ansprechwerte
Differentialstrom
IDIFF>/INObj
0,05 bis 2,00
(Stufung 0,01)
Hochstromstufe
IDIFF>>/INObj
0,5 bis 35,0
(Stufung 0,1)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
Ansprechwerterhöhung beim Zuschalten
1,0 bis 2,0
als Faktor von IDIFF>
(Stufung 0,1)
Zusatzstabilisierung bei externem Fehler
2,00 bis 15,00
(Stufung 0,01)
(ISTAB > Einstellwert) Iext.Feh/INObj
Wirkzeit
2 bis 250 Perioden
(Stufung 1 Per.)
oder ∞ (wirksam bis Rückfall)
Ansprechkennlinie
siehe Bild 4-1
Toleranzen (bei voreingestellten Kennlinienparametern)
5 % vom Einstellwert
– IDIFF>–Stufe und Kennlinie
– IDIFF>>–Stufe
5 % vom Einstellwert
Verzögerungszeiten
Verzögerung der IDIFF>–Stufe
TI-DIFF>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
Verzögerung der IDIFF>>–Stufe
TI-DIFF>>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
Ablauftoleranz
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten
I
diff
---------------IN Obj
Fehlerkennlinie
10
Legende:
I diff
Differentialstrom = | I1 + I2 |
I stab Stabilisierungsstrom = | I1 | + |I2 |
I N Obj Nennstrom des Schutzobjektes
9
8
D²9DAA33
7
Auslösen
6
Sperren
TU@DBVIBÃ!
5
TU@DBVIBÃ
4
3
2
Zusatzstabilisierung
1
D²9DAA3
1
AVTTQVIFUÃ
Bild 4-1
300
2
3
4
5
6
7
AVTTQVIFUÃ!
8
9
@YA²TU67
10
11
12
13
14
15
16
17
I stab
---------------I
N Obj
Auslösekennlinie des Differentialschutzes
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.2 Differentialschutz
4.2.2
Transformatoren
Stabilisierung mit
Harmonischen
Rush-Stabilisierungsverhältnis
(2. Harmonische)
I2fN/IfN
10 % bis 80 %
siehe auch Bild 4-2
(Stufung 1 %)
Stabilisierung weitere (n-te) Harmonische 10 % bis 80 %
siehe auch Bild 4-3
(wahlweise 3. oder 5.) InfN/IfN
(Stufung 1 %)
Crossblock-Funktion
max. Wirkzeit für Crossblock
Eigenzeiten
zu- und abschaltbar
2 bis 1000 Perioden
(Stufung 1 Per.)
oder 0 (Crossblock unwirksam)
oder ∞ (wirksam bis Rückfall)
Ansprechzeiten/Rückfallzeit bei einseitiger Speisung
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
bei 1,5 · Einstellwert I DIFF>
bei 1,5 · Einstellwert IDIFF>>
bei 5 · Einstellwert IDIFF>>
38 ms
25 ms
19 ms
35 ms
22 ms
17 ms
85 ms
55 ms
25 ms
Rückfallzeit, ca.
35 ms
30 ms
80 ms
Rückfallverhältnis
ca. 0,7
Anpassung für
Transformatoren
Schaltgruppenanpassung
0 bis 11 (× 30°)
Sternpunktbehandlung
geerdet oder nicht geerdet
(für jede Wicklung)
Arbeitsbereich
Frequenz
Frequenznachführung im Bereich
Frequenzeinfluss
0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
siehe Bild 4-4
(Stufung 1)
IfN
INObj
einstellbar
z.B. IDIFF>>/I N Obj = 10
10,0
5,0
Auslösen
2,0
Sperren
einstellbar
z.B. 2. Harmonische = 15 %
Legende:
Idiff Differentialstrom
= | I1 + I 2 |
INObj Nennstrom
des Schutzobjektes
IfN
Strom mit Nennfrequenz
I2f
Strom mit doppelter
Frequenz
1,0
einstellbar
z.B. IDIFF>/INObj = 0,15
0,5
0,2
0,1
0
Bild 4-2
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
I2f
I fN
Stabilisierungseinfluss der 2. Harmonischen beim Transformatordifferentialschutz
301
4 Technische Daten
IfN
INObj
10,0
einstellbar
z.B. IDIFF max n. HM/INObj = 5
Auslösen
5,0
einstellbar
z.B. n-te Harmonische = 40 %
2,0
1,0
Sperren
0,5
einstellbar
z.B. IDIFF>/IN Obj = 0,15
0,2
0,1
0
Bild 4-3
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
Legende:
Idiff Differentialstrom
= |I1 + I2 |
INObj Nennstrom
des Schutzobjektes
IfN
Strom mit Nennfrequenz
Inf
Strom mit n-facher
Frequenz (n = 3 oder 4)
Ιnf
IfN
Stabilisierungseinfluss der n-ten Harmonischen beim Transformatordifferentialschutz
IXf
INObj
20,0
IDIFF>>/INObj (einstellbar)
Einstellwert z.B. 5,0
10
5
3
2
Sperren
Sperren
Auslösen
1,0
Legende:
Idiff
Differentialstrom = | I1 + I2 |
IN Obj Nennstrom des Schutzobjektes
IXf
Strom mit beliebiger Frequenz
im spezifizierten Bereich
0,5
IDIFF>/INObj (einstellbar)
Einstellwert z.B. 0,15
0,3
0,2
0,1
0
Bild 4-4
302
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
f/fN
Frequenzeinfluss beim Transformatordifferentialschutz
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.2 Differentialschutz
4.2.3
Generatoren, Motoren, Drosseln
Eigenzeiten
Ansprechzeiten/Rückfallzeit bei einseitiger Speisung
Arbeitsbereich
Frequenz
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
bei 1,5 · Einstellwert I DIFF>
bei 1,5 · Einstellwert IDIFF>>
bei 5 · Einstellwert IDIFF>>
38 ms
25 ms
19 ms
35 ms
22 ms
17 ms
85 ms
55 ms
25 ms
Rückfallzeit, ca.
35 ms
30 ms
80 ms
Rückfallverhältnis
ca. 0,7
Frequenznachführung im Bereich
Frequenzeinfluss
0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
siehe Bild 4-5
IXf
INObj
1
Legende:
Idiff
Differentialstrom = |I1 + I2 |
INObj Nennstrom des Schutzobjektes
IXf
Strom mit beliebiger Frequenz
im spezifizierten Bereich
0,6
Auslösen
0,4
0,3
0,2
IDIFF>/IN Obj (einstellbar)
Einstellwert z.B. 0,15
Sperren
0,1
0
Bild 4-5
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
f/fN
Frequenzeinfluss beim Generator-/Motordifferentialschutzdifferentialschutz und Sammelschienenschutz
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
303
4 Technische Daten
4.2.4
Sammelschienen, Knoten, kurze Leitungen
Differenzstromüberwachung
Stationäre Differenzstromüberwachung
IÜberw/INObj
0,15 bis 0,80
(Stufung 0,01)
Verzögerung für Blockierung bei
Differenzstrom
TÜberw
1 s bis 10 s
(Stufung 1 s)
I>Frg/INObj
0,20 bis 2,00
(Stufung 0,01)
oder 0 (Freigabe immer erteilt)
Auslösefreigabe
Stromfreigabe
durch Abzweigstrom
Eigenzeiten
Ansprechzeiten/Rückfallzeit bei einseitiger Speisung
Arbeitsbereich
Frequenz
304
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
bei 1,5 · Einstellwert I DIFF>
bei 1,5 · Einstellwert IDIFF>>
bei 5 · Einstellwert IDIFF>>
25 ms
20 ms
19 ms
25 ms
19 ms
17 ms
50 ms
45 ms
35 ms
Rückfallzeit, ca.
30 ms
30 ms
70 ms
Rückfallverhältnis
ca. 0,7
Frequenznachführung im Bereich
0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
Frequenzeinfluss
siehe Bild 4-5
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.3 Erdfehlerdifferentialschutz
4.3
Erdfehlerdifferentialschutz
Einstellbereich
Differentialstrom
IEDS>/INObj
0,05 bis 2,00
Grenzwinkel
ϕEDS
110° (fest)
Ansprechkennlinie
siehe Bild 4-6
Ansprechtoleranz
5 % bei I < 5 · IN
Zeitverzögerung
(Stufung 0,01)
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
TEDS
Ablauftoleranz
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten
Eigenzeiten
Ansprechzeit bei Frequenz
bei 1,5 · Einstellwert
bei 2,5 · Einstellwert
IEDS>, ca.
IEDS>, ca.
Rückfallzeit, ca.
Frequenzeinfluss
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
40 ms
37 ms
38 ms
32 ms
100 ms
80 ms
40 ms
40 ms
80 ms
Rückfallverhältnis, ca.
0,7
Frequenzeinfluss
1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN
Iaus
IEDS>
4
Auslösen
3
2
Sperren
1
-0,3
Bild 4-6
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
-0,2
-0,1
0,0
0,1
0,2
3Io"
0,3
3Io’
Auslösekennlinie des Erdfehlerdifferentialschutzes in Abhängigkeit vom Nullstrom–Speiseverhältnis 3I0"/3I0' (beide Ströme in Phase bzw. Gegenphase);
IEDS = Einstellwert
305
4 Technische Daten
4.4
Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Kennlinien
unabhängige Stufen
(UMZ)
stromabhängige Stufen (AMZ)
(nach IEC oder ANSI)
IPh>>, 3I0>>, IPh>, 3I0>
IP, 3I0P
es kann eine der Kennlinien gemäß Bilder
4-7 bis 4-9 ausgewählt werden
alternativ Anwenderkennlinie mit
selbstspezifizierbarer Auslöse- und
Rückfallkennlinie
Rückfallkennlinien
(AMZ)
(nach ANSI mit Disk-Emulation)
Stromstufen
Hochstromstufen
Überstromstufen
abhängige Stromstufen
(IEC)
abhängige Stromstufen
(ANSI)
Toleranzen
bei UMZ
306
siehe Bilder 4-10 und 4-11
IPh>>
0,10 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
TIPh>>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
3I0>>
0,05 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
T3I0>>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
IPh>
0,10 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
TIPh>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
3I0>
0,05 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
T3I0>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
IP
0,10 A bis 4,00 A 1)
TIP
0,05 s bis 3,20 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
3I0P
0,05 A bis 4,00 A 1)
T3I0P
0,05 s bis 3,20 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
IP
0,10 A bis 4,00 A 1)
DIP
0,50 s bis 15,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
3I0P
0,05 A bis 4,00 A 1)
D3I0P
0,50 s bis 15,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
Ströme
Zeiten
3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
(Stufung 0,01 A)
(Stufung 0,01 A)
(Stufung 0,01 A)
(Stufung 0,01 A)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
Toleranzen
bei AMZ
(IEC)
Ströme
Zeiten
(ANSI)
Zeiten
Ansprechen bei 1,05 ≤ I/IP ≤ 1,15;
bzw. 1,05 ≤ I/3I0P ≤ 1,15
5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms bei fN = 162/3 Hz
für 2 ≤ I/IP ≤ 20
und TIP/s ≥ 1;
bzw. 2 ≤ I/3I0P ≤ 20
und T3I0P/s ≥ 1
5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms bei fN = 162/3 Hz
für 2 ≤ I/IP ≤ 20
und DIP/s ≥ 1;
bzw. 2 ≤ I/3I0P ≤ 20
und D3I0P/s ≥ 1
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten.
1)
Eigenzeiten der unabhängigen Stufen
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Ansprechzeiten/Rückfallzeit Phasenstromstufen
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
ohne Einschaltstabilisierung, min
ohne Einschaltstabilisierung, typisch
20 ms
25 ms
18 ms
23 ms
30 ms
45 ms
mit Einschaltstabilisierung, min
mit Einschaltstabilisierung, typisch
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
85 ms
100 ms
Rückfallzeit, typisch
30 ms
30 ms
80 ms
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
ohne Einschaltstabilisierung, min
ohne Einschaltstabilisierung, typisch
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
100 ms
105 ms
mit Einschaltstabilisierung, min
mit Einschaltstabilisierung, typisch
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
100 ms
105 ms
Rückfallzeit, typisch
30 ms
30 ms
80 ms
Ansprechzeiten/Rückfallzeit Nullstromstufen
Rückfallverhältnisse
Stromstufen
ca. 0,95 für I/IN ≥ 0,5
Einschaltstabilisierung
Rush-Stabilisierungsverhältnis
(2. Harmonische)
I2fN/IfN
10 % bis 45 %
Untere Arbeitgrenze
I > 0,2 A 1)
Maximalstrom für Stabilisierung
0,30 A bis 25,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
Crossblock-Funktion zwischen Phasen
max. Wirkzeit für Crossblock
zu- und abschaltbar
0,00 s bis 180 s
(Stufung 0,01 s)
1)
Frequenz
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
(Stufung 1 %)
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Frequenzeinfluss
1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN
307
4 Technische Daten
100
100
t [s]
t [s]
30
30
20
20
Tp
10
10
3,2
5
5
3
2
1
0,5
Tp
1,6
3
0,8
2
0,4
1
1,6
0,5
0,8
0,2
0,3
0,4
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
3,2
0,2
0,2
0,1
0,1
0,05
0,05
0,05
1
2
3
5
7 10
20
1
2
3
5
10
I/Ip
0, 14
t = ------------------------------------ ⋅ T [s]
p
0, 02
–1
(I ⁄ I )
p
Invers:
(Typ A)
20
I/Ip
13, 5
t = ---------------------------- ⋅ T [s]
p
1
(I ⁄ Ip) – 1
Stark invers:
(Typ B)
1000
100
t [s]
300
t [s]
20
200
10
100
5
50
3
30
Tp
2
20
3,2
10
1,6
5
0,8
1
Tp
3,2
0,5
1,6
0,3
0,2
0,8
0,1
0,4
0,1 0,2
0,05
0,05
1
2
3
5
10
20
I/Ip
Extrem invers:
(Typ C)
t
Tp
I
Ip
Bild 4-7
308
80
t = ---------------------------- ⋅ T [s]
p
2
(I ⁄ I ) – 1
p
Auslösezeit
Einstellwert Zeitfaktor
Fehlerstrom
Einstellwert des Stromes
3
0,4
2
0,2
1
0,1
0,05
0,5
1
2
3
5
7 10
20
I/Ip
120
Langzeit invers:
t = ---------------------------- ⋅ T
p
1
nicht für Schieflastschutz
(I ⁄ I ) – 1
p
[s]
Anmerkung: Bei 162/3 Hz kürzeste Auslösezeit 100 ms.
Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip und T3I0p statt Tp zu lesen
für Erdstrom ist IEp statt I p und TIEp statt Tp zu lesen
für Schieflast ist I2p statt Ip und TI2p statt Tp zu lesen
Auslösezeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes und Schieflastschutzes, nach IEC
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
100
500
t [s]
t [s]
200
30
100
20
50
10
30
20
5
10
D [s]
3
5
2
15
10
1
5
3
2
1
D [s]
0,5
2
15
0,5
0,3
10
0,3
0,2
5
0,2
1
0,1
0,5
0,1
0,05
1
2
3
5
0,5
10
2
1
0,05
1
20
I/Ip


5, 64
t =  ---------------------------- + 0, 02434 ⋅ D [s]


2
 ( I ⁄ Ip ) – 1

Extremely inverse
2
3
5
10
20
I/Ip
Inverse


8 , 9341
t =  ------------------------------------------ + 0, 17966 ⋅ D [s]


2, 0938
–1
 ( I ⁄ Ip )

100
100
t [s]
t [s]
50
30
20
20
10
10
5
5
D [s]
3
15
3
2
10
2
1
5
1
5
0,5
0,5
2
0,3
0,2
1
0,1
0,5
0,05
D [s]
15
10
0,3
2
0,2
1
0,1
0,5
0,05
1
2
3
5
10
20
1
Moderately inverse
t
D
I
Ip
Auslösezeit
Einstellwert Zeitfaktor
Fehlerstrom
Einstellwert des Stromes
Bild 4-8
3
5
10
20
I/Ip
I/Ip


0, 0103
t =  ------------------------------------ + 0, 0228 ⋅ D [s]


0, 02
–1
(I ⁄ Ip)

2
Very inverse


3, 922
t =  ---------------------------- + 0 , 0982 ⋅ D [s]


2
 ( I ⁄ Ip) – 1

Anmerkung: Bei 162/3 Hz kürzeste Auslösezeit 100 ms.
Für Nullstrom ist 3I 0p statt Ip zu lesen
für Erdstrom ist IEp statt I p zu lesen
für Schieflast ist I2p statt Ip zu lesen
Auslösezeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes und Schieflastschutzes, nach ANSI/IEEE
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
309
4 Technische Daten
100
100
t [s]
t [s]
D [s]
50
15
30
10
20
20
10
10
5
2
5
5
3
D [s]
15
3
2
10
2
1
5
1
0,5
1
0,5
0,5
2
0,3
0,2
0,3
0,2
1
0,1
0,1
0,5
0,05
0,05
1
2
3
5
10
1
20
2
3
5
20
I/Ip
I/Ip


0, 4797
t =  ------------------------------------------ + 0 , 21359 ⋅ D [s]
1, 5625
–1
 ( I ⁄ Ip )

Definite inverse
10
Long inverse
5, 6143
t =  ------------------------- + 2, 18592 ⋅ D [s]
(I ⁄ I ) – 1
p
100
t [s]
50
30
20
t
D
I
Ip
10
5
Auslösezeit
Einstellbarer Zeitfaktor
Fehlerstrom
Einstellwert des Stromes
3
2
1
D [s]
Anmerkung: Bei 162/3 Hz kürzeste Auslösezeit 100 ms.
Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip zu lesen
für Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesen
15
0,5
10
0,3
5
0,2
0,1
2
1
0,5
0,05
1
2
3
5
10
20
I/Ip
Short inverse
Bild 4-9
310


0, 2663
t =  ------------------------------------------ + 0, 03393  ⋅ D [s]


1, 2969
–1
 ( I ⁄ Ip )

Auslösezeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes, nach ANSI/IEEE
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.4 Überstromzeitschutz für Phasen- und Nullströme
500
500
t [s]
t [s] 200
100
D [s]
200
D [s]
15
15
100
10
50
5
10
50
5
30
30
20
20
2
10
1
5
0,5
2
10
1
5
3
0,5
3
2
2
1
1
0,5
0,5
0,3
0,2
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
0,05
0,1
0,2 0,3
I/Ip


5, 82
t =  ---------------------------- ⋅ D
2
 ( I ⁄ I p ) – 1
Extremely inverse
0,5
1,0
I/Ip
[s]


8, 8
t =  --------------------------------------------- ⋅ D [s]
2, 0938
– 1
 (I ⁄ Ip)
Inverse
500
500
t [s] 200
t [s] 200
100
100
15
D [s]
50
10
30
D [s]
30
5
20
15
20
50
10
10
2
10
5
5
3
2
2
0,5
2
1
1
0,5
1
5
3
1
0,5
0,5
0,3
0,2
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
0,05
0,05
I/Ip
Moderately inverse
t
D
I
Ip
Rückfallzeit
Einstellwert Zeitfaktor
abgeschalteter Strom
Einstellwert des Stromes
Bild 4-10


0, 97
t =  ---------------------------- ⋅ D [s]


2
 ( I ⁄ I p ) – 1
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
I/Ip
Very inverse


4,32
t =  ---------------------------- ⋅ D


2
 ( I ⁄ Ip ) – 1
[s]
Anmerkung: Für Nullstrom ist 3I0p statt Ip zu lesen
für Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesen
für Schieflast ist I2p statt Ip zu lesen
Rückfallzeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes und des Schieflastschutzes mit DiskEmulation, nach ANSI/IEEE
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
311
4 Technische Daten
500
500
t [s]
D [s]
15
t [s] 200
200
10
100
100
5
50
50
30
20
10
D [s]
30
15
20
10
10
2
1
0,5
5
5
5
3
3
2
2
2
1
1
1
0,5
0,5
0,5
0,3
0,2
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
0,05
1,0
0,1


1,0394
t =  --------------------------------------------- ⋅ D [s]


1, 5625
– 1
 (I ⁄ Ip)
Definite inverse
0,2 0,3
0,5
1,0
I/Ip
I/Ip
Long inverse


12, 9
t =  ---------------------------- ⋅ D [s]
1
 ( I ⁄ Ip ) – 1
500
t [s] 200
100
50
30
20
D [s]
t
D
I
Ip
15
10
10
5
5
3
2
2
1
1
0,5
Rückfallzeit
Einstellbarer Zeitfaktor
abgeschalteter Strom
Einstellwert des Stromes
Anmerkung: Für Nullstrom ist 3I 0p statt Ip zu lesen
für Erdstrom ist IEp statt Ip zu lesen
0,5
0,3
0,2
0,1
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
I/Ip
Short inverse
Bild 4-11
312


0, 831
t =  --------------------------------------------- ⋅ D [s]


1, 2969
– 1
 (I ⁄ Ip)
Rückfallzeitkennlinien des stromabhängigen Überstromzeitschutzes mit Disk-Emulation, nach ANSI/IEEE
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.5 Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
4.5
Überstromzeitschutz für Erdstrom (Sternpunktstrom)
Kennlinien
unabhängige Stufen
(UMZ)
stromabhängige Stufen (AMZ)
(nach IEC oder ANSI)
IE>>, IE>
IEP
es kann eine der Kennlinien gemäß Bild
4-7 bis 4-9 ausgewählt werden
alternativ Anwenderkennlinie mit
selbstspezifizierbarer Auslöse- und
Rückfallkennlinie
Rückfallkennlinien
(AMZ)
(nach ANSI mit Disk-Emulation)
Stromstufen
siehe Bilder 4-10 und 4-11
IE>>
0,05 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
TIE>>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
IE>
0,05 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
TIE>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
IEP
0,05 A bis 4,00 A 1)
TIEP
0,05 s bis 3,20 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
IEP
0,05 A bis 4,00 A 1)
DIEP
0,50 s bis 15,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
Toleranzen bei UMZ
Ströme
Zeiten
3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
Toleranzen bei AMZ
(IEC)
Ströme
Zeiten
(ANSI)
Zeiten
Ansprechen bei 1,05 ≤ I/IEP ≤ 1,15
5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms bei fN = 162/3 Hz
für 2 ≤ I/IEP ≤ 20
und TIP/s ≥ 1
5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms bei fN = 162/3 Hz
für 2 ≤ I/IEP ≤ 20
und DIEP/s ≥ 1
Hochstromstufe
Überstromstufe
abhängige Stromstufe
(IEC)
abhängige Stromstufe
(ANSI)
(Stufung 0,01 A)
(Stufung 0,01 A)
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten.
1)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
313
4 Technische Daten
Eigenzeiten der unabhängigen Stufen
Ansprechzeiten/Rückfallzeit
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
ohne Einschaltstabilisierung, min.
ohne Einschaltstabilisierung, typisch
20 ms
25 ms
18 ms
23 ms
30 ms
45 ms
mit Einschaltstabilisierung, min.
mit Einschaltstabilisierung, typisch
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
85 ms
100 ms
Rückfallzeit, typisch
30 ms
30 ms
80 ms
Rückfallverhältnisse
Stromstufen
ca. 0,95 für I/IN ≥ 0,5
Einschaltstabilisierung
Rush-Stabilisierungsverhältnis
(2. Harmonische)
I2fN/IfN
10 % bis 45 %
Untere Arbeitgrenze
I > 0,2 A 1)
Maximalstrom für Stabilisierung
0,30 A bis 25,00 A 1)
1)
Frequenz
4.6
(Stufung 0,01 A)
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Frequenzeinfluss
1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN
Dynamische Ansprechwertumschaltung für Überstromzeitschutz
Zeitsteuerung
Einstellbereiche
und umgeschaltete
Werte
314
(Stufung 1 %)
Startkriterium
Binäreingang von Leistungsschalterhilfskontakt oder Stromkriterium LS I>
(der jeweils zugeordneten Seite)
Unterbrechungszeit
TUNTERBR
0 s bis 21600 s (= 6 h)
(Stufung 1 s)
Wirkzeit
Tdyn.PAR. WIRK 1 s bis 21600 s (= 6 h)
(Stufung 1 s)
Schnellrückfallzeit
TdynPAR. RÜCK 1 s bis 600 s (= 10 min) (Stufung 1 s)
oder ∞ (Schnellrückfall inaktiv)
dynamische Parameter der Stromanregungen und der Verzögerungszeiten bzw. Zeitmultiplikatoren
Einstellbereiche und Stufungen wie bei
den beeinflussten Funktionen
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.7 Einphasiger Überstromzeitschutz
4.7
Einphasiger Überstromzeitschutz
Stromstufen
Hochstromstufe
Überstromstufe
Toleranzen
I>>
0,05 A bis 35,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
0,003 A bis 1,500 A 2)
(Stufung 0,001 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
TI>>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
I>
(Stufung 0,01 A)
0,05 A bis 35,00 A 1)
0,003 A bis 1,500 A 2)
(Stufung 0,001 A)
oder ∞ (Stufe unwirksam)
TI>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
Ströme
3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom
bei IN = 1 A oder 5 A;
5 % vom Einstellwert bzw. 3 % Nennstrom
bei IN = 0,1 A
Zeiten
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten.
Eigenzeiten
1)
Sekundärangaben bei „normalem“ Messeingang für IN = 1 A; für IN = 5 A sind die Ströme
mit 5 zu multiplizieren.
2)
Sekundärangaben bei „empfindlichem“ Messeingang, unabhängig vom Gerätenennstrom
Ansprechzeiten/Rückfallzeit
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
minimal
typisch
20 ms
30 ms
18 ms
25 ms
35 ms
80 ms
Rückfallzeit, typisch
30 ms
27 ms
80 ms
Rückfallverhältnisse
Stromstufen
ca. 0,95 für I/IN ≥ 0,5
Frequenz
Frequenzeinfluss
1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
315
4 Technische Daten
4.8
Schieflastschutz
Kennlinien
unabhängige Stufen
(UMZ)
I2>>, I2>
stromabhängige Stufen (AMZ)
(nach IEC oder ANSI)
I2P
es kann eine der Kennlinien gemäß Bild
4-7 oder 4-8 ausgewählt werden
Rückfallkennlinien
(AMZ)
(nach ANSI mit Disk-Emulation)
siehe Bild 4-10
Arbeitsbereich
0,1 A bis 4 A 1)
1
) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Stromstufen
Hochstromstufe
Überstromstufe
I2>>
0,10 A bis 3,00 A 1)
TI2>>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
I2 >
0,10 A bis 3,00 A 1)
TI2>
0,00 s bis 60,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
abhängige Stromstufe (IEC) I2P
TI2P
abhängige Stromstufe (ANSI) I2P)
(Stufung 0,01 A)
(Stufung 0,01 A)
0,10 A bis 2,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
0,05 s bis 3,20 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
0,10 A bis 2,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
DI2P
0,50 s bis 15,00 s
(Stufung 0,01 s)
oder ∞ (keine Auslösung)
Toleranzen bei UMZ
Ströme
Zeiten
3 % vom Einstellwert bzw. 1 % Nennstrom
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
Toleranzen bei AMZ
(IEC)
Ströme
Zeiten
(ANSI)
Zeiten
Ansprechen bei 1,05 ≤ I2/I2P ≤ 1,15
5 % ± 15 ms bei f N = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms bei fN = 162/3 Hz
für 2 ≤ I2/I2P ≤ 20
und TIP/s ≥ 1;
5 % ± 15 ms bei fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms bei fN = 162/3 Hz
für 2 ≤ I2/I2P ≤ 20
und DI2P/s ≥ 1
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten.
1)
Eigenzeiten der unabhängigen Stufen
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Ansprechzeiten/Rückfallzeit
Ansprechzeit bei Frequenz
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
minimal
typisch
50 ms
55 ms
45 ms
50 ms
100 ms
130 ms
Rückfallzeit, ca.
30 ms
30 ms
70 ms
Rückfallverhältnisse
Stromstufen
ca. 0,95 für I/IN ≥ 0,5
Frequenz
Frequenzeinfluss
1 % im Bereich 0,9 bis 1,1 fN
316
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.9 Thermischer Überlastschutz
4.9
Thermischer Überlastschutz
4.9.1
Überlastschutz mit thermischem Abbild
Einstellbereiche
Faktor k nach IEC 60 255–8
Zeitkonstante
τ
Verlängerungsfaktor bei Motorstillstand
Kτ–Faktor
Warnübertemperatur
ΘWarn/ΘAus
1,0 bis 10,0
(Stufung 0,1)
50 % bis 100 % bezogen auf die Auslöseübertemperatur
(Stufung 1 %)
IMotoranlauf
0,60 A bis 10,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
oder ∞ (keine Anlauferkennung)
Notanlauf-Nachlaufzeit
TNotanlauf
10 s bis 15000 s
(Stufung 0,01 A)
(Stufung 1 s)
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
siehe Bild 4-12
für I/(k · IN) ≤ 8
I  2  I vor  2
 ------------ – ------------ k ⋅ I N
 k ⋅ I N
t = τ ⋅ ln ------------------------------------------------I 2
 ------------ –1
k ⋅ I 
N
Darin bedeuten:
t Auslösezeit
τ Erwärmungs–Zeitkonstante
I Laststrom
IvorVorlaststrom
k Einstellfaktor gemäß IEC 60255–8
IN Nennstrom des Schutzgerätes
Θ/ΘAus
Rückfall mit ΘWarn
Θ/ΘWarn
ca. 0,99
I/IWarn
ca. 0,97
bezüglich k · IN
2 %, bzw. 10 mA 1);
bezüglich Auslösezeit
3 % bzw. 1 s bei fN = 50/60 Hz
5 % bzw. 1 s bei fN = 16 2/3 Hz
für I/(k·IN) > 1,25
1)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
(Stufung 0,1 min)
Anlauferkennung
Auslösekennlinie
Frequenzeinfluss
bezüglich k · IN
1,0 min bis 999,9 min
0,10 A bis 4,00 A 1)
Auslösekennlinie
Toleranzen
(Stufung 0,01)
Strommäßige Warnstufe IWarn
1)
Rückfallverhältnisse
0,10 bis 4,00
Klasse 2 % nach
IEC 60 255–8
Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Im Bereich 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
1 % bei fN = 50 /60 Hz
3 % bei fN = 16 2/3 Hz
317
4 Technische Daten
100
100
t [min]
t [min]
50
Parameter:
Einstellwert
Zeitkonstante
30
50
30
τ [min]
20
20
1000
10
500
5
Parameter:
Einstellwert
Zeitkonstante
10
τ [min]
5
200
1000
3
3
2
2
100
1
500
1
50
200
0,5
0,5
20
0,3
0,2
100
0,3
0,2
10
50
0,1
0,1
5
20
1
0,05
1
2
3
4
5
2
1
0,05
6 7 8 10 12
1
2
5
2
3
4
10
5
6 7 8 10 12
I / (k·IN)
ohne Vorlast:
I 2
 ------------k ⋅ I 
N
t = τ ⋅ ln -------------------------------- [min]
I 2
 ------------- –1
k ⋅ I 
N
Bild 4-12
318
I / (k·IN)
mit 90 % Vorlast:
2
I
I  2  vor 
 ------------- –  --------------
k ⋅ I 
 k ⋅ I N
N
t = τ ⋅ ln --------------------------------------------------- [min]
I 2
 ------------k ⋅ I  – 1
N
Auslösekennlinien des Überlastschutzes
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.10 Thermoboxen für Überlastschutz
4.9.2
Heißpunktberechnung mit Lebensdauerermittlung
Temperaturdetektoren
Anzahl Messstellen
von 1 Thermobox (bis 6 Messstellen) oder
von 2 Thermoboxen (bis 12 Messstellen)
Für Heißpunktberechnung wird der Anschluss eines Temperaturdetektors benötigt.
Kühlung
Kühlungsmethode
Windungsexponent
Meldungsgrenzwerte
4.10
ON (oil natural = konvektive Kühlung)
OF (oil forced = erzwungener Strömung)
OD (oil directed = geführter Strömung)
Y
1,6 bis 2,0
(Stufung 0,1)
Isolationstemperaturgradient Hgr
22 bis 29
(Stufung 1)
Warntemperatur Heißpunkt
oder
98 °C bis 140 °C
208 °F bis 284 °F
(Stufung 1 °C)
(Stufung 1 °F)
Alarmtemperatur Heißpunkt
oder
98 °C bis 140 °C
208 °F bis 284 °F
(Stufung 1 °C)
(Stufung 1 °F)
Warnalterungsrate
0,125 bis 128,000
(Stufung 0,001)
Alarmalterungsrate
0,125 bis 128,000
(Stufung 0,001)
Thermoboxen für Überlastschutz
Temperaturdetektoren
Meldungsgrenzwerte
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
anschließbare Thermoboxen
1 oder 2
Anzahl Temperaturdetektoren
je Thermobox
max. 6
Messart
Pt 100 Ω oder Ni 100 Ω oder Ni 120 Ω
für jede Messtelle:
Warntemperatur (Stufe 1)
oder
–50 °C bis 250 °C
(Stufung 1 °C)
–58 °F bis 482 °F
(Stufung 1 °F)
oder ∞ (keine Warnmeldung)
Alarmtemperatur (Stufe 2)
oder
–50 °C bis 250 °C
(Stufung 1 °C)
–58 °F bis 482 °F
(Stufung 1 °F)
oder ∞ (keine Alarmmeldung)
319
4 Technische Daten
4.11
Leistungsschalterversagerschutz
Schalterüberwachung
Stromflussüberwachung
0,04 A bis 1,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
für die gewählte Seite
Rückfallverhältnis
ca. 0,9 für I ≥ 0,25 A 1)
Toleranz
5 % vom Einstellwert bzw. 0,01 A 1)
Positionsüberwachung über
Leistungsschalter–Hilfskontakte
Binäreingang für Schalterhilfskontakt
1
) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Ströme mit 5 zu multiplizieren.
Anwurfbedingungen
für Schalterversagerschutz
Auslösung intern
extern (über Binäreingang)
Zeiten
Ansprechzeit
ca. 3 ms bei anstehenden Messgrößen,
ca. 20 ms bei Zuschalten der Messgrößen
fN = 50 /60 Hz
ca. 60 ms bei Zuschalten der Messgrößen
fN = 16 2/3 Hz
Rückfallzeit
≤ 30 ms bei fN = 50 /60 Hz,
≤ 90 ms bei fN = 16 2/3 Hz
Verzögerungszeit
Ablauftoleranz
0,00 s bis 60,00 s; ∞
(Stufung 0,01 s)
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
4.12
Externe Einkopplungen
Binäreingänge für
direkte Auslösung
Anzahl
2
Eigenzeit
ca. 12,5 ms min.
ca. 25 ms typisch
Rückfallzeit
ca. 25 ms
Verzögerung
Ablauftoleranz
0.00 s bis 60,00 s
(Stufung 0.01 s)
1 % vom Einstellwert bzw. 10 ms
Die eingestellten Zeiten sind reine Verzögerungszeiten.
Transformatormeldungen
320
Eingekoppelte Meldungen
Buchholz Warnung
Buchholz Kessel
Buchholz Auslösung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.13 Überwachungsfunktionen
4.13
Überwachungsfunktionen
Messgrößen
Stromsymmetrie
(für jede Seite)
– SYM.FAK. I
– SYM.IGRENZ
|Imin | / | Imax | < T`HA6F D
solange Imax / IN > T`HDBS@Ia / IN
0,10 bis 0,90
(Stufung 0,01)
0,10 A bis 1,00 A 1)
(Stufung 0,01 A)
Drehfeld
IL1 vor IL2 vor IL3 bei Rechtsdrehfeld
IL1 vor IL3 vor IL2 bei Linksdrehfeld
sofern |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN
1
Auslösekreisüberwachung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
) Sekundärangaben für IN = 1 A; bei IN = 5 A sind die Werte mit 5 zu multiplizieren.
Anzahl überwachter Kreise
1
Arbeitsweise je Kreis
mit 1 Binäreingang oder 2 Binäreingängen
321
4 Technische Daten
4.14
Zusatzfunktionen
Betriebsmesswerte
Betriebsmesswerte für Ströme
3-phasig (für jede Seite)
– Toleranz bei IN = 1 A oder 5 A
– Toleranz bei IN = 0,1 A
IL1; IL2; IL3
in A primär und sekundär und in % IN
1 % vom Messwert bzw. 1 % von IN
2 % vom Messwert bzw. 2 % von IN
Betriebsmesswerte für Ströme
3-phasig (für jede Seite)
– Toleranz
3I0; I1; I2
in A primär und sekundär und in % IN
2 % vom Messwert bzw. 2 % von IN
Betriebsmesswerte für Ströme
1-phasig
– Toleranz
I1 bis I7
in A primär und sekundär und in % IN
2 % vom Messwert bzw. 2 % von IN
Betriebsmesswerte für Ströme
1phasig
– Toleranz
I8
in A primär und mA sekundär
1 % vom Messwert bzw. 2 mA
Phasenwinkel Ströme
3-phasig (für jede Seite)
– Toleranz
ϕ(IL1); ϕ(IL2); ϕ (IL3) in °
bezogen auf ϕ (IL1)
1° bei Nennstrom
Phasenwinkel Ströme
1-phasig
– Toleranz
ϕ(I1) bis ϕ(I7) in °
bezogen auf ϕ (I1)
1° bei Nennstrom
Betriebsmesswert für Frequenz
f
in Hz und % fN
10 Hz bis 75 Hz
1 % im Bereich fN ± 10 % bei I=IN
– Bereich
– Toleranz
Betriebsmesswert für Leistung
S (Scheinleistung)
mit gemessener oder Nennspannung in kVA; MVA; GVA primär
Betriebsmesswert für thermischen Wert ΘL1; ΘL2; ΘL3; Θres
(Überlastschutz nach IEC 60255–8) bezogen auf Auslöseübertemperatur ΘAUS
Betriebsmesswert für thermischen Wert ΘRTD1 bis ΘRTD12
(Überlastschutz nach IEC 60354)
in °C oder °F
relative Alterungsrate, Lastreserve
Messwerte des Differentialschutzes
– Toleranz (bei Voreinstellung)
Messwerte des Erdfehlerdifferentialschutzes
– Toleranz (bei Voreinstellung)
IdiffL1; IdiffL2; IdiffL3;
IstabL1; IstabL2; Istab L3
in % des Betriebsnennstromes
2 % vom Messwert bzw. 2 % IN (50/60 Hz)
3 % vom Messwert bzw. 3 % IN (162/3 Hz)
IdiffEDS; IstabEDS
in % des Betriebsnennstromes
2 % vom Messwert bzw. 2 % IN (50/60 Hz)
3 % vom Messwert bzw. 3 % IN (162/3 Hz)
Störfallprotokollierung
Speicherung der Meldungen
der letzten 8 Störfälle
mit insgesamt max. 200 Einträgen
Störwertspeicherung
Anzahl der gespeicherten Störfälle
max. 8
Speicherzeit
max. 5 s je Störfall
ca. 5 s insgesamt
322
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.14 Zusatzfunktionen
Raster bei fN = 50 Hz
Raster bei fN = 60 Hz
Raster bei 16 2/3 Hz
Statistikwerte
Echtzeitzuordnung
und Pufferbatterie
Zeitsynchronisation
Anzahl der vom Gerät veranlassten
Ausschaltungen
Summe der Ausschaltströme
getrennt je Schalterpol und Seite
Betriebsstundenzählung
Kriterium
bis zu 7 Dezimalstellen
Überschreiten einer einstellbaren
Stromschwelle (GTÃTrv‡rà ÃD3
oder GTÃTrv‡rÃ!ÃD3)
Auflösung für Betriebsmeldungen
1 ms
Auflösung für Störfallmeldungen
1 ms
Pufferbatterie
3 V/1 Ah, Typ CR 1/2 AA
Selbstentladezeit ca. 10 Jahre
Betriebsarten:
Intern
IEC 60870–5–103
Zeitzeichen IRIG B
Zeitzeichen DCF77
Zeitzeichen Sync.-Box
Impuls über Binäreingang
Anwenderdefinierbare Funktionen
(CFC)
1,67 ms
1,38 ms
5 ms
Intern über RTC
Extern über Systemschnittstelle
(IEC 60870–5–103)
Extern über IRIG B
Extern über Zeitzeichen DCF77
Extern über Synchro-Box
Extern mit Impuls über Binäreingang
Bearbeitungszeiten der Funktionsbausteine:
Baustein, Grundbedarf
ab dem 3. zusätzlichen Eingang bei
generischen Bausteinen je Eingang
Verknüpfung mit der Eingangsrandleiste
Verknüpfung mit der Ausgangsrandleiste
zusätzlich je Plan
5 TICKS
1 TICK
6 TICKS
7 TICKS
1 TICK
Maximale Anzahl von TICKS in den Ablaufebenen:
HXf7@6S7 (Messwertbearbeitung)
1200 TICKS
QG8 f7@6S7 (langsame PLC–Bearbeit.) 255 TICKS
QG8f7@6S7 (schnelle PLC–Bearbeitung) 90 TICKS
TATf7@6S7 (Schaltfehlerschutz)
1000 TICKS
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
323
4 Technische Daten
4.15
Abmessungen
Schalttafel- und Schrankeinbau
29,5
172
34
29,5
Montageplatte
172
29 30
150
145
Montageplatte
2
F
244
266
244
266
R
C
2
Q
B
A
34
Seitenansicht (mit Schraubklemmen)
Seitenansicht (mit Steckklemmen)
Rückansicht
146 +2
245 + 1
255,8 ± 0,3
5 oder M4
5,4
6
13,2
105 ± 0,5
7,3
131,5 ± 0,3
Maße in mm
Schalttafelausschnitt
Bild 4-13
324
Maßbild eines 7UT612 für Schalttafel- und Schrankeinbau
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
4.15 Abmessungen
Schalttafelaufbau
165
144
10,5
45
46
60
9
1
280
320
344
150
29,5
266
31
260
15
30
16
71
Frontansicht
Bild 4-14
Maße in mm
Seitenansicht
Maßbild eines 7UT612 für Schalttafelaufbau
Temperaturmessgerät
58
48
105
25
98
116
90
3
45
61,8
3
16,5
Seitenansicht
3 Riegel (eingeschoben)
bei Schnappbefestigung
auf Normschiene
140
Frontansicht
Maße in mm
Bild 4-15
3 Riegel (herausgezogen)
bei Wandbefestigung
mit Schrauben
Riegelbohrung 4,2 mm
Maßbild des Temperaturmessgerätes 7XV5662–∗AD10–0000
n
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
325
4 Technische Daten
326
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A
Anhang
Der Anhang dient in erster Linie als Nachschlagewerk für den erfahreneren Benutzer.
Er enthält die Bestelldaten, Übersichts- und Anschlusspläne, Voreinstellungen, sowie
Tabellen mit allen Parametern und Informationen des Gerätes für seinen maximalen
Funktionsumfang.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.1
Bestelldaten und Zubehör
328
A.2
Übersichtspläne
333
A.3
Anschlussbeispiele
335
A.4
Zuordnung der Schutzfunktionen zu Schutzobjekten
346
A.5
Voreinstellungen
347
A.6
Protokollabhängige Funktionen
349
A.7
Parameterübersicht
350
A.8
Informationslisten
362
A.9
Messwertliste
379
327
A Anhang
A.1
Bestelldaten und Zubehör
7
Differentialschutz
7UT612
Nennstrom
IN = 1 A
IN = 5 A
_
8
9 10 11 12
_
13 14 15 16
A0
1
5
Hilfsspannung (Stromversorgung, Schaltschwelle der Binäreingaben)
DC 24 V bis 48 V, Schwelle Binäreingabe 17 V 2)
DC 60 V bis 125 V 1), Schwelle Binäreingabe 17 V 2)
DC 110 V bis 250 V 1), AC 115 bis 230 V, Schwelle Binäreingabe 73 V 2)
Gehäuse / Anzahl der Ein- und Ausgaben
BE: Binäreingänge, BA: Ausgangsrelais
Aufbaugehäuse mit Doppelstockklemmen, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Lifekontakt
Einbaugehäuse mit Steckklemmen, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Lifekontakt
Einbaugehäuse mit Schraubklemmen, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Lifekontakt
Regionspezifische Voreinstellungen/Funktionsausprägungen und Sprachvoreinstellungen
Region DE, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, Sprache deutsch (Sprache änderbar)
Region Welt, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, Sprache englisch, (Sprache änderbar)
Region US, 60/50 Hz, Sprache amerikanisch (Sprache änderbar)
Region Welt, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, Sprache spanisch (Sprache änderbar)
2
4
5
B
D
E
A
B
C
E
Systemschnittstelle: Funktionalität und Hardware (Port B)
keine Systemschnittstelle
IEC Protokoll, elektrisch RS232
IEC Protokoll, elektrisch RS485
IEC Protokoll, optisch 820 nm, ST–Stecker
Profibus FMS Slave, elektrisch RS485
Profibus FMS Slave, optisch, Einfachring, ST–Stecker
Profibus FMS Slave, optisch, Doppelring, ST–Stecker
weitere Schnittstellen siehe Zusatzangabe L
0
1
2
3
4
5
6
9
+ L 0
Zusatzangabe L
Profibus DP Slave, RS485
Profibus DP Slave, optisch 820 nm, Doppelring, ST–Stecker
Modbus, RS485
Modbus, optisch 820 nm, ST–Stecker
DNP, RS485
DNP, optisch 820 nm, ST–Stecker
A
B
D
E
G
H
DIGSI/Modem Schnittstelle / Temperaturmessgerät (Port C)
keine hintere DIGSI–Schnittstelle
DIGSI/Modem, elektrisch RS232
DIGSI/Modem / Temperaturmessgerät, elektrisch RS485
DIGSI/Modem / Temperaturmessgerät, optisch 820 nm, ST–Stecker
1
0
1
2
3
) die beiden Hilfsspannungsbereiche sind durch Steckbrücken ineinander überführbar
die BE-Schwellen sind pro Binäreingang durch Steckbrücken in 2 Stufen einstellbar
2)
siehe Seite A-3
328
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.1 Bestelldaten und Zubehör
7
Differentialschutz
7UT612
_
8
9 10 11 12
Funktionalität
Messung
Basismesswerte
Basismesswerte, Trafo–Monitoringfunktionen
(Anschluss an Temperaturmessgerät/Hotspot, Überlastfaktor)
_
13 14 15 16
A0
1
4
Differentialschutz + Grundfunktionen
Differentialschutz Transformator, Generator, Motor, Sammelschiene (87)
Überlastschutz nach IEC für eine Wicklung (49)
Lock out (86)
Überstromzeitschutz Phasen (50/51): I>, I>>, Ip (Inrushstabilisierung)
Überstromzeitschutz 3I0 (50N/51N): 3I0>, 3I0>>, 3I0p (Inrushstabilisierung)
Überstromzeitschutz Erde (50G/51G): IE>, IE>>, IEp (Inrushstabilisierung)
A
Differentialschutz + Grundfunktionen + Zusatzfunktionen
Restricted Earth Fault low impedance (87G)
Restricted Earth Fault high Impedance (87 G ohne Widerstand und Varistor), UMZ–1-phasig
Auslösekreisüberwachung (74TC)
Schieflastschutz (46)
Schalterversagerschutz (50BF)
Empfindlicher Überstromzeitschutz/Kesselschutz (64), UMZ–1-phasig
B
Bestellbeispiel:
7UT6121–4EA91–1AA0 +L0A
Differentialschutz
hier: Pos. 11 = 9 zeigt auf L0A, also Ausführung mit Profibus–Schnittstelle DP Slave, RS485
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
329
A Anhang
A.1.1
Zubehör
Temperaturmessgerät; Thermobox
Anpass-/
Mischwandler
Schnittstellenmodule
Für bis zu 6 Temperaturmesspunkte (max. 2 Geräte an 7UT612 anschließbar)
Benennung
Bestellnummer
Temperaturmessgerät, U H = 24 bis 60 V AC/DC
7XV5662–2AD10
Temperaturmessgerät, UH = 90 bis 240 V AC/DC
7XV5662–5AD10
Für einphasigen Sammelschienenschutz
Benennung
Bestellnummer
Anpass-/Mischwandler IN = 1 A
Anpass-/Mischwandler IN = 5 A
4AM5120–3DA00–0AN2
4AM5120–4DA00–0AN2
Austauschmodule für Schnittstellen
Benennung
Bestellnummer
RS232
C53207–A351–D641–1
RS485
C53207–A351–D642–1
LWL 820 nm
C53207–A351–D643–1
Profibus FMS RS485
C53207–A351–D603–1
Profibus FMS Doppelring
C53207–A351–D606–1
Profibus FMS Einfachring
C53207–A351–D609–1
Profibus DP RS485
C53207–A351–D611–1
Profibus DP Doppelring
C53207–A351–D613–1
Modbus RS485
C53207–A351–D621–1
Modbus 820 nm
C53207–A351–D623–1
DNP 3.0 RS485
C53207–A351–D631–1
DNP 3.0 820 nm
C53207–A351–D633–1
Abdeckkappe für Klemmentyp
Bestellnummer
Spannungsklemme 18-polig, Stromklemme 12-polig
C73334–A1–C31–1
Spannungsklemme 12-polig, Stromklemme 8-polig
C73334–A1–C32–1
Verbindungsbrücke für Klemmentyp
Bestellnummer
Spannungsklemme 18-polig, 12-polig
C73334–A1–C34–1
Stromklemme 12-polig, 8-polig
C73334–A1–C33–1
Abdeckkappen
Verbindungsbrücken
330
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.1 Bestelldaten und Zubehör
Buchsengehäuse
Buchsengehäuse
Bestellnummer
2-polig
C73334–A1–C35–1
3-polig
C73334–A1–C36–1
Benennung
Bestellnummer
Winkelschiene
C73165–A63–C200–3
Lithium-Batterie 3 V/1 Ah, Typ CR 1/2 AA
Bestellnummer
VARTA
6127 101 501
Winkelschiene
Pufferbatterie
Schnittstellenleitung
Bediensoftware
DIGSI® 4
Grafisches Auswerteprogramm SIGRA
Graphic Tools
DIGSI REMOTE 4
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Für die Kommunikation zwischen SIPROTEC–Gerät und PC bzw. Laptop wird eine
Schnittstellenleitung sowie die Bediensoftware DIGSI® 4 benötigt: Voraussetzung ist
MS–WINDOWS 95 oder MS–WINDOWS NT 4.
Schnittstellenleitung zwischen PC und SIPROTEC
Bestellnummer
Kabel mit 9-poliger Buchse/9-poligem Stecker
7XV5100–4
Software zur Projektierung und Bedienung von SIPROTEC® 4-Geräten
Schutzbedien- und Projektierungssoftware DIGSI® 4
Bestellnummer
DIGSI®
4, Basisversion mit Lizenz für 10 Rechner
7XS5400–0AA00
DIGSI®
4, Komplettversion mit allen Optionspaketen
7XS5402–0AA0
Software für die grafische Visualisierung, Analyse und Auswertung von Störschrieben
(Optionspaket für DIGSI® 4-Komplettversion)
Auswerteprogramm SIGRA ®
Bestellnummer
Vollversion mit Lizenz für 10 Rechner
7XS5410–0AA0
Software für die grafisch unterstützte Parametrierung von Kennlinien- bzw. Zonendiagrammen von Überstrom- bzw. Distanzschutzgeräten
(Optionspaket für DIGSI® 4-Komplettversion)
Graphic Tools 4
Bestellnummer
Vollversion mit Lizenz für 10 Rechner
7XS5430–0AA0
Software für die Fernbedienung von Schutzgeräten über Modem (und ggf. Sternkoppler) unter DIGSI® 4. Sprache: Deutsch (Optionspaket für DIGSI® 4-Komplettversion)
DIGSI REMOTE 4
Bestellnummer
Vollversion mit Lizenz für 10 Rechner
7XS5440–1AA0
331
A Anhang
SIMATIC CFC 4
Varistor
332
Software für die grafische Parametrierung von Verriegelungsbedingungen und Erstellung von erweiterten Funktionen
(Optionspaket für DIGSI® 4-Komplettversion)
SIMATIC CFC 4
Bestellnummer
Vollversion mit Lizenz für 10 Rechner
7XS5450–0AA0
zur Spannungsbegrenzung bei Hochimpedanz-Differentialschutz
Varistor
Bestellnummer
125 Veff; 600 A; 1S/S256
C53207–A401–D76–1
240 Veff; 600 A; 1S/S1088
C53207–A401–D77–1
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.2 Übersichtspläne
A.2
Übersichtspläne
A.2.1
Gehäuse für Schalttafel- und Schrankeinbau
7UT612∗–∗D/E
F14
F15
F16
F17
F18
IL1S1/I1
BA1
1 2
F6
3 2
IL2S1/I2
BA2
F7
1 2
F8
3 2
IL3S1/I3
I7
BA3
IL1S2/I4
BA4
F9
F10
F11
F12
F13
IL2S2/I5
IL3S2/I6
I8
BE1
BE2
BE3
F3
F4
F5
Lifekontakt
Stromversorgung
(~)
+
F1
-
F2
Serviceschnittstelle/
Temperaturmessgerät
C
Systemschnittstelle
B
Zeitsynchronisation
A
Pinbelegungen der
Schnittstellen siehe
Tabellen 3-8 und 3-9
im Abschnitt 3.2.1
Q1
Q2
Q3
Q4
Q5
Q6
Q7
Q8
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
Frontbedienschnittstelle
Erdung an der
Gehäuserückwand
Bild A-1
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Störschutzkondensatoren
an den Relaisausgängen,
Keramik, 4,7 nF, 250 V
Übersichtsplan 7UT612∗−∗D/E (Schalttafel und Schrankeinbau)
333
A Anhang
A.2.2
Gehäuse für Schalttafelaufbau
7UT612∗–∗B
48
32
47
31
46
IL1S1/I1
BA1
1 2
39
3 2
IL2S1/I2
BA2
54
1 2
38
3 2
IL3S1/I3
I7
BA3
IL1S2/I4
BA4
53
35
50
34
49
IL2S2/I5
IL3S2/I6
I8
BE1
BE2
52
36
51
Lifekontakt
Stromversorgung
(~)
+
10
-
11
BE3
Erdungsklemme (16)
Zeitsynchronisation
Serviceschnittstelle/
Temperaturmessgerät
C
Systemschnittstelle
B
Frontbedienschnittstelle
Erdung an der
Gehäuseseite
Bild A-2
334
2
17
3
18
4
19
1
IN SYNC
IN 12 V
COM SYNC
COMMON
IN 5 V
IN 24 V
Schirm
Pinbelegungen der
Schnittstellen siehe
Tabelle 3-8 im Abschnitt 3.2.1
15
30
14
29
13
28
12
27
9
24
8
23
7
22
6
21
Störschutzkondensatoren
an den Relaisausgängen,
Keramik, 4,7 nF, 250 V
Übersichtsplan 7UT612∗−∗B (Schalttafelaufbau)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.3 Anschlussbeispiele
A.3
Anschlussbeispiele
Seite 2
L1
L
K
K
L
Seite 1
L1
L2
L2
L3
L3
l
k
k
l
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
L1
Seite 2
L
K
K
L
L2
Seite 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
l
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Bild A-3
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Anschlussbeispiele 7UT612 für einen Dreiphasentransformator ohne (oben) oder
mit (unten) geerdetem Sternpunkt
335
A Anhang
L1
Seite 2 L
K
K
L
L2
Seite 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
K
k
L
l
Aufbaugehäuse
9
12
27
Einbaugehäuse Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Bild A-4
336
Anschlussbeispiel 7UT612 für einen Dreiphasentransformator mit Stromwandler in
der Sternpunktzuführung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.3 Anschlussbeispiele
Seite 2
L1
L
K
K
L
L2
Seite 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
Aufbaugehäuse
9
L
K
l
k
12
27
Einbaugehäuse Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Bild A-5
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Anschlussbeispiel 7UT612 für einen Dreiphasentransformator mit Sternpunktbildner und Stromwandler in der Sternpunktzuführung
337
A Anhang
L1
Seite 2
L
K
L
K
Seite 1
L1
L2
L2
L3
l
L3
k
K
k
L
l
Aufbaugehäuse
9
k
12
27
Einbaugehäuse Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL1S1
IL2S2
IL2S1
IL3S2
IL3S1
7UT612
Bild A-6
L1
Seite 2
Anschlussbeispiel 7UT612 für einen geerdeten Spartransformator mit Stromwandler in der Sternpunktzuführung
L
Seite 1
K
K
L
L3
l
L1
L3
k
K
k
L
l
Aufbaugehäuse
9
k
12
27
Einbaugehäuse Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Bild A-7
338
Anschlussbeispiel 7UT612 für eine Einphasentransformator mit Stromwandler in
der Sternpunktzuführung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.3 Anschlussbeispiele
L1
Seite 2
L
K
K
k
L
Seite 1
L1
l
L3
L3
l
k
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
I L1S2
I L2S2
I L3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Bild A-8
Anschlussbeispiel 7UT612 für eine Einphasentransformator mit nur einem Stromwandler (rechts)
Seite 2
L
K
K
L
Seite 1
L1
L2
L3
l
k
k
l
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
I L1S1
I L2S1
I L3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Bild A-9
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Anschlussbeispiel 7UT612 für einen Generator oder Motor
339
A Anhang
„Seite 2“
L
„Seite 1“
L
K
L1
K
L2
l
l
k
L3
k
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Bild A-10
340
Anschlussbeispiel 7UT612 als Querdifferentialschutz für einen Generator mit 2 Strängen pro Phase
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.3 Anschlussbeispiele
Seite 2
L1
L
K
K
L
L2
Seite 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
K
k
L
l
Aufbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
12
27
Einbaugehäuse Q7
Q8
IL1S2
IL2S2
IL3S2
I7
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
7UT612
Bild A-11
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Anschlussbeispiel 7UT612 für eine geerdete Querdrossel mit Stromwandler in der
Sternpunktzuführung
341
A Anhang
K
L
L1
L2
L3
k
K
l
k
V
L
R
l
Aufbaugehäuse
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
12
27
Einbaugehäuse Q7
Q8
IL1S2
IL2S2
IL3S2
I8
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Bild A-12
342
Anschlussbeispiel 7UT612 als Hochimpedanzdifferentialschutz für eine geerdete
Transformatorwicklung (dargestellt ist der Teilanschluss für den Hochimpedanzdifferentialschutz)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.3 Anschlussbeispiele
L1
Seite 2 L
K
K
K
L
L
L2
Seite 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
K
k
L
l
K
k
L
l
Aufbaugehäuse
9
k
l
V
R
12
27
6
21
Einbaugehäuse Q7
Q8
R7
R8
R1
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
l
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
I8
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Bild A-13
Anschlussbeispiel 7UT612 für einen Dreiphasentransformator mit Stromwandler in der Sternpunktzuführung,
zusätzlich Anschluss für Hochimpedanzdifferentialschutz
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
343
A Anhang
Abzweig 1
Abzweig 2
Abzweig 3
Abzweig 4
Abzweig 5
Abzweig 6
Abzweig 7
L1
L2
L3
K
k
K
k
K
k
K
k
K
k
K
k
K
k
L
l
L
l
L
l
L
l
L
l
L
l
L
l
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
15
Q1
30
Q2
14
Q3
29
Q4
13
Q5
28
Q6
I1
I2
I3
I4
I5
I6
I7
R1
9
R2
24
R3
8
R4
23
R5
7
R6
22
Q7
12
Q8
27
7UT612
Bild A-14
344
Anschlussbeispiel 7UT612 als einphasiger Sammelschienenschutz, dargestellt für L1
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.3 Anschlussbeispiele
Abzweig 1
Abzweig 2
Abzweig 7
L1
L2
L3
K
l
L
L1
K
k
L2
L3
MW
l
L
E
L1
K
k
L2
L3
k
l
L
E
L1
MW
L2
L3
E
MW
Aufbaugehäuse
Einbaugehäuse
15
Q1
30
Q2
14
Q3
29
Q4
13
Q5
28
Q6
Abzweig 1
Abzweig 2
Abzweig 3
I1
I2
I3
I4
I5
I6
I7
R1
9
R2
24
R3
8
R4
23
R5
7
R6
22
Q7
12
Q8
27
Abzweig 4
Abzweig 5
Abzweig 6
Abzweig 7
7UT612
Bild A-15
Anschlussbeispiel 7UT612 als Sammelschienenschutz mit Anschluss über externe Mischwandler (MW) —
Teildarstellung für Abzweige 1, 2 und 7
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
345
A Anhang
A.4
Zuordnung der Schutzfunktionen zu Schutzobjekten
Nicht jede in 7UT612 implementierte Schutzfunktion ist für jedes angedachte Schutzobjekt sinnvoll oder anwendbar. Tabelle A-1 zeigt, welche Schutzfunktionen für welche Schutzobjekte möglich sind. Ist ein Schutzobjekt konfiguriert (gemäß Abschnitt
2.1.1), sind nur die gemäß der Tabelle gültigen Schutzfunktionen möglich und einstellbar.
Tabelle A-1
Verwendung der Schutzfunktionen bei verschiedenen Schutzobjekten
2-WicklungsTrafo
EinphasenTrafo
Spartrafo
Generator/
Motor
Sammelsch.,
3-phasig
Sammelsch.,
1-phasig
Differentialschutz
X
X
X
X
X
X
Erdfehlerdifferentialschutz
X
—
X
X
—
—
Überstromzeitschutz
Phasen
X
X
X
X
X
—
Überstromzeitschutz
3I0
X
—
X
X
X
—
Überstromzeitschutz
Erde
X
X
X
X
X
X
Überstromzeitschutz
1-phasig
X
X
X
X
X
X
Schieflastschutz
X
—
X
X
X
—
Überlastschutz
IEC 60255–8
X
X
X
X
X
—
Überlastschutz
IEC 60354
X
X
X
X
X
—
Leistungsschalterversagerschutz
X
X
X
X
X
—
Messwertüberwachung
X
X
X
X
X
—
Auslösekreisüberwachung
X
X
X
X
X
X
Direkte Einkopplung 1
X
X
X
X
X
X
Direkte Einkopplung 2
X
X
X
X
X
X
Betriebsmesswerte
X
X
X
X
X
X
Schutzfunktion
Legende:
346
X Funktion anwendbar
— Funktion nicht anwendbar
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.5 Voreinstellungen
A.5
Voreinstellungen
Binäreingänge
Tabelle A-2
Voreingestellte Binäreingänge
Binäreingabe
Kurztext
FNr
Bemerkungen
BE1
>LED-Quittung
00005
Rückstellen der LED–Anzeigen,
H–aktiv
BE2
>Buchh. Meldung
00392
Buchholzschutz Meldung,
H–aktiv
BE3
—
—
keine Voreinstellung
Binärausgänge
Tabelle A-3
Voreingestellte Ausgangsrelais
Ausgangsrel.
Kurztext
FNr
Bemerkungen
BA1
Gerät AUS
00511
Gerät (allg.) Auslösekommando,
ungespeichert
BA2
Ger. Anregung
00501
Gerät (allgemein) Anregung,
ungespeichert
BA3
>Buchh. Meldung
00392
Buchholzschutz Meldung,
ungespeichert
BA4
Stör-Sammelmel.
Warn-Sammelmel.
00140
00160
Stör- und Warn-Sammelmeldungen,
ungespeichert
LED–Anzeigen
Tabelle A-4
Voreingestellte LED–Anzeigen
Leuchtdiode
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Kurztext
FNr
Bemerkungen
LED 1
Gerät AUS
00511
Gerät (allg.) Auslösekommando,
gespeichert
LED 2
Ger. Anregung
00501
Gerät (allgemein) Anregung,
gespeichert
LED 3
>Buchh. Meldung
00392
Buchholzschutz Meldung,
gespeichert
LED 4
—
—
keine Voreinstellung
LED 5
—
—
keine Voreinstellung
LED 6
Stör-Sammelmel.
Warn-Sammelmel.
00140
00160
Stör- und Warn-Sammelmeldungen,
ungespeichert
LED 7
Fehl. Projekt.
00311
Fehler bei der Projektierung oder
Parametrierung, ungespeichert
347
A Anhang
Vorgefertigte CFC–
Pläne
7UT612 enthält Arbeitsblätter mit vorgefertigten CFC–Plänen. Bild A-16 zeigt einen
Plan, der die Binäreingabe „!006SHUUH“ von Einzelmeldung (EM) in interne Einzelmeldung (IE) umwandelt. Nach Bild A-17 wird eine Wiedereinschaltverriegelung realisiert, die die Einschaltung des Leistungsschalters nach Auslösung des Gerätes bis
zur manuellen Quittierung verriegelt.
Irth‡‚…ÃHHTƒr……r
I@B
QG8 f7@6
Irth‡‚…
²
7PÃY
`Ã7P
"IN: Br…l‡Ã3HH²Tƒr……rÃ@H "
Bild A-16
CFC-Plan für Übertragungssperre
"IN: 3Rˆv‡‡ÃB6VTÃ@H "
"IN: Br…l‡Ã6VTÃ@H"
PS
PS
PS²Bh‡r
7PÃY
B B',
7PPGfUPf',B
0 ,
0
9
Bild A-17
348
"OUT: Br…l‡Ã@‡…HHTƒÃD@ "
,
V
QG8 f7@6
$²
`Ã7P
B
8PH
7PPGfUPfD8
QG8 f7@6
7‚‚yÁhpuÃD‡r %²
D@Ã7P
0 XÃPSDBDI
0
0 , , [ P
,
9
"OUT: B²6VTÃRˆv‡‡ÃD@ "
zusätzlich auf Auslöserelais rangieren!
CFC-Plan für Wiedereinschaltverriegelung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Ja
Ja
Nein. Nur über zusätzliche Ja
Serviceschnittstelle
Zählwerte
Störschreibung
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Schutzeinstellung von
Fern
Asynchron
zyklisch/Ereignis
4800 bis 38400
RS232
RS485
Lichtwellenleiter
Physikalischer Modus
Übertragungsmode
Baudrate
Typ
Temperaturmessgerät
7XV565
Ja
• Testmeldungen
erzeugen
• Meldemesswertsperre
Ja
Ja
Meldungen mit
Zeitstempel
Inbetriebsetzungshilfen
Über Protokoll;
DCF77/IRIG B;
Schnittstelle;
Binäreingabe
Über Protokoll;
DCF77/IRIG B;
Schnittstelle;
Binäreingabe
Zeitsynchronisation
Nein. Nur über zusätzliche
Serviceschnittstelle
Nein. Nur über zusätzliche
Serviceschnittstelle
Ja
Ja
DNP3.0
RS485
Lichtwellenleiter
RS485
Lichtwellenleiter
• Doppelring
• Einfachring
zyklisch/Ereignis
Asynchron
Nein
Nein
Ja
Über Protokoll;
DCF77/IRIG B;
Schnittstelle;
Binäreingabe
RS485
Lichtwellenleiter
zyklisch
Asynchron
Nein
Nein
Nein
Über DCF77/IRIG B;
Schnittstelle;
Binäreingabe
2400 bis 19200
• Doppelring
Nein. Nur über zusätzliche
Serviceschnittstelle
Nein. Nur über zusätzliche
Serviceschnittstelle
Ja
Ja
Modbus ASCII/RTU
Ja
Ja
Ja
Ja
Zusätzliche
Serviceschnittstelle
(optional)
RS485
Lichtwellenleiter
2400 bis 19200
zyklisch
Asynchron
Nein
Nein
Nein
Über DCF77/IRIG B;
Schnittstelle;
Binäreingabe
Ja
RS232
RS485
Lichtwellenleiter
2400 bis 38400
–
–
Ja
Ja
Ja
–
Vordefinierte “Benutzerde- Vordefinierte “Benutzerde- Vordefinierte “Benutzerde- Ja
finierte Meldungen” im CFC finierte Meldungen” im CFC finierte Meldungen” im CFC
Nein. Nur über zusätzliche
Serviceschnittstelle
Nein. Nur über zusätzliche
Serviceschnittstelle
Ja
Ja
Profibus DP
Bis zu 1,5 MBaud Bis zu 1,5 MBaud
zyklisch/Ereignis
Asynchron
Ja
Ja
Ja
Ja
Benutzerdefinierte MelJa
dungen und Schaltobjekte
Ja
Ja
Ja
Ja
Profibus FMS
Betriebsmesswerte
IEC 60870–5–103
A.6
Funktion ⇓
Protokoll →
A.6 Protokollabhängige Funktionen
Protokollabhängige Funktionen
349
A Anhang
A.7
Parameterübersicht
Anmerkungen:
Abhängig von Typ und Bestellvariante können Adressen fehlen oder abweichende Voreinstellungen haben.
In der folgenden Liste sind Einstellbereiche und Voreinstellungen für einen sekundären Nennstrom von IN = 1
A angegeben. Bei einem sekundären Nennstrom von IN = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren. Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlich die Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.
Adressen, an die ein „A“ angehängt ist, sind nur mittels DIGSI ® 4 unter „Weitere Parameter“ änderbar.
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
103
PARAMET.-UMSCH.
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
Parametergruppenumschaltung
105
SCHUTZOBJEKT
Dreiphasentrafo
Einphasentrafo
Spartrafo
Generator/Motor
Sammelschiene 3phasig
Sammelschiene 1phasig
Dreiphasentrafo
Schutzobjekt
106
ANZ. SEITEN
2
2
Seitenanzahl für mehrphasiges Schutzobj.
107
ANZ. ENDEN
3
4
5
6
7
7
Endenanzahl für 1phasige-Sammelschiene
108
I7-WANDLER
nicht zugeordnet
Seite 1
Seite 2
nicht zugeordnet
I7-Wandler, angeschlossen an
112
DIFF.SCHUTZ
nicht vorhanden
vorhanden
vorhanden
Differentialschutz
113
ERD.DIFF
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Erdfehlerdifferentialschutz
117
dynPAR.UMSCH.
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
dynamische Parameterumschaltung
120
U/AMZ PHASE
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
U/AMZ Phase
121
U/AMZ PHASE CHA
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
anwenderspezifische Anr.-Kennlinie
anwenderspezifische Rückfallkennlinie
UMZ ohne AMZ
U/AMZ Phase Charakteristik
122
U/AMZ 3I0
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
U/AMZ 3I0
123
U/AMZ 3I0 CHAR
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
anwenderspezifische Anr.-Kennlinie
anwenderspezifische Rückfallkennlinie
UMZ ohne AMZ
U/AMZ 3I0 Charakteristik
124
U/AMZ ERDE
nicht vorhanden
unempfindlicher Wandler I7
nicht vorhanden
U/AMZ Erde
125
U/AMZ ERDE CHAR
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
anwenderspezifische Anr.-Kennlinie
anwenderspezifische Rückfallkennlinie
UMZ ohne AMZ
U/AMZ Erde Charakteristik
350
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.7 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
127
UMZ 1-PHASIG
nicht vorhanden
unempfindlicher Wandler I7
empfindlicher Wandler I8
nicht vorhanden
UMZ 1-phasig
140
SCHIEFLAST
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Schieflastschutz
141
SCHIEFLAST CHAR
UMZ ohne AMZ
UMZ/AMZ: IEC Kennlinien
UMZ/AMZ: ANSI Kennlinien
UMZ ohne AMZ
Schieflastschutz Charakteristik
142
ÜBERLAST
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Überlastschutz
143
ÜBERLAST CHAR
klassisch
nach IEC354
klassisch
Überlastschutz Charakteristik
170
SCHALTERVERSAG.
nicht vorhanden
Seite 1
Seite 2
nicht vorhanden
Schalterversagerschutz
181
MESSWERTÜBERW.
nicht vorhanden
vorhanden
vorhanden
Messwertüberwachung
182
AUSKREISÜBERW.
nicht vorhanden
mit 2 Binäreingaben
mit 1 Binäreingabe
nicht vorhanden
Auslösekreisüberwachung
186
EINKOPPLUNG 1
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
Direkte Einkopplung 1
187
EINKOPPLUNG 2
nicht vorhanden
vorhanden
nicht vorhanden
Direkte Einkopplung 2
190
THERMOBOX
nicht vorhanden
Schnittstelle C
nicht vorhanden
Thermobox
191
THERMOBOX-ART
6 RTD Simplex
6 RTD HalbDuplex
12 RTD HalbDuplex
6 RTD Simplex
Thermobox-Anschlussart
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
201
STRNPKT->OBJ S1
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt Seite1 Richtung Schutzobj.
202
IN-PRI I-WDL S1
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler Seite 1
203
IN-SEK I-WDL S1
Anlagendaten 1
1A
5A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler Seite 1
206
STRNPKT->OBJ S2
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt Seite2 Richtung Schutzobj.
207
IN-PRI I-WDL S2
Anlagendaten 1
1..100000 A
2000 A
Prim. Nennstrom Stromwandler Seite 2
208
IN-SEK I-WDL S2
Anlagendaten 1
1A
5A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler Seite 2
211
STRNPKT->SS I1
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I1 Richtung Sammelschiene
212
IN-PRI WDL I1
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I1
213
IN-SEK WDL I1
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I1
214
STRNPKT->SS I2
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I2 Richtung Sammelschiene
215
IN-PRI WDL I2
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I2
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
351
A Anhang
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
216
IN-SEK WDL I2
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I2
217
STRNPKT->SS I3
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I3 Richtung Sammelschiene
218
IN-PRI WDL I3
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I3
219
IN-SEK WDL I3
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I3
221
STRNPKT->SS I4
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I4 Richtung Sammelschiene
222
IN-PRI WDL I4
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I4
223
IN-SEK WDL I4
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I4
224
STRNPKT->SS I5
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I5 Richtung Sammelschiene
225
IN-PRI WDL I5
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I5
226
IN-SEK WDL I5
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I5
227
STRNPKT->SS I6
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I6 Richtung Sammelschiene
228
IN-PRI WDL I6
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I6
229
IN-SEK WDL I6
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I6
230
ERDSEITE WDL I7
Anlagendaten 1
Klemme Q7
Klemme Q8
Klemme Q7
Erdungsseit. Anschluß des I7-Wandlers
an
231
STRNPKT->SS I7
Anlagendaten 1
Ja
Nein
Ja
I-Wdlsternpkt I7 Richtung Sammelschiene
232
IN-PRI WDL I7
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Prim. Nennstrom Stromwandler I7
233
IN-SEK WDL I7
Anlagendaten 1
1A
5A
0.1A
1A
Sek. Nennstrom Stromwandler I7
235
FAKTOR I8
Anlagendaten 1
1.0..300.0
60.0
Übersetzungsfaktor Prim./Sek. I8
240
UN WICKL S1
Anlagendaten 1
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Nennspannung der Seite 1 ist
241
STERNPUNKT S1
Anlagendaten 1
geerdet
isoliert
geerdet
Sternpunkt der Seite 1 ist
242
SCHALT.ART S1
Anlagendaten 1
Y
D
Z
Y
Schaltungsart der Seite 1 ist
243
UN WICKL S2
Anlagendaten 1
0.4..800.0 kV
11.0 kV
Nennspannung der Seite 2 ist
244
STERNPUNKT S2
Anlagendaten 1
geerdet
isoliert
geerdet
Sternpunkt der Seite 2 ist
245
SCHALT.ART S2
Anlagendaten 1
Y
D
Z
Y
Schaltungsart der Seite 2 ist
246
SCHALTGRUPPE S2
Anlagendaten 1
0..11
0
Schaltgruppe der Seite 2 ist
249
SN TRAFO
Anlagendaten 1
0.20..5000.00 MVA
38.10 MVA
Nennscheinleistung
251
UN GEN/MOTOR
Anlagendaten 1
0.4..800.0 kV
21.0 kV
Nennspannung
252
SN GEN/MOTOR
Anlagendaten 1
0.20..5000.00 MVA
70.00 MVA
Nennscheinleistung
261
UN SAMMELSCH.
Anlagendaten 1
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Nennspannung
352
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.7 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
265
IN-BTR PRIMÄR
Anlagendaten 1
1..100000 A
200 A
Betriebs-Nennstrom der Primär-Anlage
266
LEITERAUSWAHL
Anlagendaten 1
Leiter 1
Leiter 2
Leiter 3
Leiter 1
Leiterauswahl
270
NENNFREQUENZ
Anlagendaten 1
50 Hz
60 Hz
16 2/3 Hz
50 Hz
Nennfrequenz
271
PHASENFOLGE
Anlagendaten 1
L1 L2 L3
L1 L3 L2
L1 L2 L3
Phasenfolge
276
TEMP.EINHEIT
Anlagendaten 1
Grad Celsius
Grad Fahrenheit
Grad Celsius
Temperatureinheit
280A
T AUSKOM MIN.
Anlagendaten 1
0.01..32.00 s
0.15 s
Mindestdauer des Auskommandos
283
LS Seite 1 I>
Anlagendaten 1
0.04..1.00 A
0.04 A
Stromschwelle "LS Seite 1 eingeschaltet"
284
LS Seite 2 I>
Anlagendaten 1
0.04..1.00 A
0.04 A
Stromschwelle "LS Seite 2 eingeschaltet"
285
LS I7 I>
Anlagendaten 1
0.04..1.00 A
0.04 A
Stromschwelle I7 für "LS eingeschaltet"
302
AKTIVIERUNG
Parametergruppen- Parameter-Gruppe A
umschaltung
Parameter-Gruppe B
Parameter-Gruppe C
Parameter-Gruppe D
über Binäreingabe
über Protokoll
Parameter-Gruppe A
Aktivierung
401
FUNKTION
Störschreibung
Speichern mit Anregung
Speichern mit Schutz-AUS
Start bei Schutz-AUS
Speichern mit Anregung
Startbedingung f. Störwertspeicherung
403
T MAX
Störschreibung
0.30..5.00 s
1.00 s
Max.Länge pro Aufzeichnung T-max
404
T VOR
Störschreibung
0.05..0.50 s
0.10 s
Vorlaufzeit T-vor
405
T NACH
Störschreibung
0.05..0.50 s
0.10 s
Nachlaufzeit T-nach
406
T EXTERN
Störschreibung
0.10..5.00 s; ∞
0.50 s
Aufzeichnungszeit bei externem Start
1201
DIFF.SCHUTZ
Differentialschutz
Aus
Ein
Blockierung des Auslösekommandos
Aus
Differentialschutz
1205
KL-ERHÖH ANLAUF
Differentialschutz
Aus
Ein
Aus
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf
1206
INRUSH 2.HARM.
Differentialschutz
Aus
Ein
Ein
Inrush-Stabilis. mit 2. Harmonischer
1207
STAB n.HARM.
Differentialschutz
Aus
3. Harmonische
5. Harmonische
Aus
Stabilisierung mit n. Harmonischer
1208
DIFF-ÜBERW.
Differentialschutz
Aus
Ein
Ein
Differenzstromüberwachung
1210
I> FREIGABE
Differentialschutz
0.20..2.00 I/InO; 0
0.00 I/InO
Strom I> für Freigabe des AUS-Signals
1211A
DIFF m.IE1-MESS
Differentialschutz
Nein
Ja
Nein
Diff-Schutz mit gemess. Erdstrom Seite 1
1212A
DIFF m.IE2-MESS
Differentialschutz
Nein
Ja
Nein
Diff-Schutz mit gemess. Erdstrom Seite 2
1221
I-DIFF>
Differentialschutz
0.05..2.00 I/InO
0.20 I/InO
Ansprechwert der Auslösestufe IDIFF>
1226A
T I-DIFF>
Differentialschutz
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Zeitverzögerung der Auslösestufe IDIFF>
1231
I-DIFF>>
Differentialschutz
0.5..35.0 I/InO; ∞
7.5 I/InO
Ansprechwert der Auslösestufe IDIFF>>
1236A
T I-DIFF>>
Differentialschutz
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Zeitverzögerung der Auslösestufe
IDIFF>>
1241A
STEIGUNG 1
Differentialschutz
0.10..0.50
0.25
Steigung 1 der Auslösekennlinie
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
353
A Anhang
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
1242A
FUSSPUNKT 1
Differentialschutz
0.00..2.00 I/InO
0.00 I/InO
Fußpunkt für Steigung 1 der Auslösekennl
1243A
STEIGUNG 2
Differentialschutz
0.25..0.95
0.50
Steigung 2 der Auslösekennlinie
1244A
FUSSPUNKT 2
Differentialschutz
0.00..10.00 I/InO
2.50 I/InO
Fußpunkt für Steigung 2 der Auslösekennl
1251A
ANLAUF-STAB
Differentialschutz
0.00..2.00 I/InO
0.10 I/InO
Ansprechwert ISTAB für Anlauferkennung
1252A
ANLAUF-FAKTOR
Differentialschutz
1.0..2.0
1.0
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf
1253
Max.ANLAUFZEIT
Differentialschutz
0.0..180.0 s
5.0 s
Maximale Anlaufzeit
1256A
EXF-STAB
Differentialschutz
2.00..15.00 I/InO
4.00 I/InO
Ansprechwert ISTAB der Zusatzstabil.
1257A
T EXF-STAB
Differentialschutz
2..250 Per.; ∞
15 Per.
Zeitdauer der Zusatzstabil. ext. Fehler
1261
2. HARMONISCHE
Differentialschutz
10..80 %
15 %
Ansprechschwelle für die Blockierung
1262A
CROSSB. 2. HARM
Differentialschutz
2..1000 Per.; 0; ∞
3 Per.
Zeitdauer für CrossBlock 2.Harmon.
1271
n. HARMONISCHE
Differentialschutz
10..80 %
30 %
Ansprechschwelle für die Blockierung
1272A
CROSSB. n. HARM
Differentialschutz
2..1000 Per.; 0; ∞
0 Per.
Zeitdauer für CrossBlock n.Harmon.
1273A
IDIFFmax n.HM
Differentialschutz
0.5..20.0 I/InO
1.5 I/InO
Diff.strom für das Aufheben der Block.
1281
I-DIFF> ÜBERW.
Differentialschutz
0.15..0.80 I/InO
0.20 I/InO
Differentialstrom für die Überwachung
1282
T ÜBERW.
Differentialschutz
1..10 s
2s
Zeitverzögerung für die Blockierung
1301
ERD-DIFF.
Erdfehlerdifferentialschutz
Aus
Ein
Blockierung des Auslösekommandos
Aus
Erdfehlerdifferentialschutz
1311
I-EDS>
Erdfehlerdifferentialschutz
0.05..2.00 I / In
0.15 I / In
Ansprechwert des EDS
1312A
T I-EDS>
Erdfehlerdifferentialschutz
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Zeitverzögerung für das AUS-Kommando
1313A
STEIGUNG
Erdfehlerdifferentialschutz
0.00..0.95
0.00
Steigung Kennlinie I-EDS> = f(I-SUM)
1701
dynPAR.UMSCH.
dynamische Parameterumschaltung
Aus
Ein
Aus
dynamische Parameterumschaltung
1702
dynPAR.START Ph
dynamische Parameterumschaltung
Stromkriterium
LS-Position
Stromkriterium
Startbedingung für dyn. Paraumsch.
Phase
1703
dynPAR.START3I0
dynamische Parameterumschaltung
Stromkriterium
LS-Position
Stromkriterium
Startbedingung für dyn. Paraumsch. 3I0
1704
dynPAR.START E
dynamische Parameterumschaltung
Stromkriterium
LS-Position
Stromkriterium
Startbedingung für dyn. Paraumsch. Erde
1711
T UNTERBRECHUNG
dynamische Parameterumschaltung
0..21600 s
3600 s
Unterbrechungszeit
1712
T dynPAR. WIRK
dynamische Parameterumschaltung
1..21600 s
3600 s
Wirkzeit für dyn. Parameterumschaltung
1713
T dynPAR. RÜCK.
dynamische Parameterumschaltung
1..600 s; ∞
600 s
Schnellrückfallzeit
2001
U/AMZ PHASE
U/AMZ Phase
Ein
Aus
Aus
Überstromzeitschutz Phase
2002
RUSHSTAB. PHASE
U/AMZ Phase
Ein
Aus
Aus
Einschaltrush-Stabilisierung Phase
2008A
HAND-EIN PHASE
U/AMZ Phase
I>> unverzögert
I> unverzögert
Ip unverzögert
unwirksam
I>> unverzögert
Hand-Ein-Behandlung Phase
2011
I>>
U/AMZ Phase
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Anregestrom I>>
354
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.7 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2012
T I>>
U/AMZ Phase
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T I>>
2013
I>
U/AMZ Phase
0.10..35.00 A; ∞
1.00 A
Anregestrom I>
2014
T I>
U/AMZ Phase
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T I>
2021
Ip
U/AMZ Phase
0.10..4.00 A
1.00 A
Anregestrom Ip
2022
T Ip
U/AMZ Phase
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T Ip
2023
D Ip
U/AMZ Phase
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D Ip
2024
RÜCKFALL
U/AMZ Phase
sofort
Disk Emulation
Disk Emulation
Rückfallverhalten des AMZ
2025
KENNLINIE IEC
U/AMZ Phase
Invers
Stark invers
Extrem invers
Langzeit invers
Invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
2026
KENNLINIE ANSI
U/AMZ Phase
Very inverse
Inverse
Short inverse
Long inverse
Moderately inverse
Extremely inverse
Definite inverse
Very inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
2031
I/Ip Anr T/Tp
U/AMZ Phase
1.00..20.00 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Anregekennlinie I/Ip - TI/TIp
2032
I/Ip Rf T/Tp
U/AMZ Phase
0.05..0.95 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Rückfallkennlinie I/Ip - TI/TIp
2041
2.HARMON. PHASE
U/AMZ Phase
10..45 %
15 %
Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung
2042
I INR MAX PHASE
U/AMZ Phase
0.30..25.00 A
7.50 A
Maximaler Strom für Inrusherkennung
2043
CROSSBL. PHASE
U/AMZ Phase
Nein
Ja
Nein
Blockierung durch Crossblock-Funktion
2044
T CROSSBL PHASE
U/AMZ Phase
0.00..180.00 s
0.00 s
Blockierungszeit der Crossblock-Funktion
2111
I>>
U/AMZ Phase
0.10..35.00 A; ∞
10.00 A
Anregestrom I>>
2112
T I>>
U/AMZ Phase
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T I>>
2113
I>
U/AMZ Phase
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Anregestrom I>
2114
T I>
U/AMZ Phase
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Verzögerungszeit T I>
2121
Ip
U/AMZ Phase
0.10..4.00 A
1.50 A
Anregestrom Ip
2122
T Ip
U/AMZ Phase
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T Ip
2123
D Ip
U/AMZ Phase
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D Ip
2201
U/AMZ 3I0
U/AMZ 3I0
Ein
Aus
Aus
Überstromzeitschutz 3I0
2202
RUSHSTAB. 3I0
U/AMZ 3I0
Ein
Aus
Aus
Einschaltrush-Stabilisierung 3I0
2208A
HAND-EIN 3I0
U/AMZ 3I0
3I0>> unverzögert
3I0> unverzögert
3I0p unverzögert
unwirksam
3I0>> unverzögert
Hand-Ein-Behandlung 3I0
2211
3I0>>
U/AMZ 3I0
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Anregestrom 3I0>>
2212
T 3I0>>
U/AMZ 3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Verzögerungszeit T 3I0>>
2213
3I0>
U/AMZ 3I0
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Anregestrom 3I0>
2214
T 3I0>
U/AMZ 3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T 3I0>
2221
3I0p
U/AMZ 3I0
0.05..4.00 A
0.20 A
Anregestrom 3I0p
2222
T 3I0p
U/AMZ 3I0
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Zeitmultiplikator T 3I0p
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
355
A Anhang
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
2223
D 3I0p
U/AMZ 3I0
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D 3I0p
2224
RÜCKFALL
U/AMZ 3I0
sofort
Disk Emulation
Disk Emulation
Rückfallverhalten des AMZ
2225
KENNLINIE IEC
U/AMZ 3I0
Invers
Stark invers
Extrem invers
Langzeit invers
Invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
2226
KENNLINIE ANSI
U/AMZ 3I0
Very inverse
Inverse
Short inverse
Long inverse
Moderately inverse
Extremely inverse
Definite inverse
Very inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
2231
I/I0p AnrT/TI0p
U/AMZ 3I0
1.00..20.00 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Anregekennlinie 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p
2232
I/I0p Rf T/TI0p
U/AMZ 3I0
0.05..0.95 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Rückfallkennlinie 3I0/3I0p - T3I0/T3I0p
2241
2.HARMON. 3I0
U/AMZ 3I0
10..45 %
15 %
Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung
2242
I INR. MAX 3I0
U/AMZ 3I0
0.30..25.00 A
7.50 A
Maximaler Strom für Inrusherkennung
2311
3I0>>
U/AMZ 3I0
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Anregestrom 3I0>>
2312
T 3I0>>
U/AMZ 3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T 3I0>>
2313
3I0>
U/AMZ 3I0
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Anregestrom 3I0>
2314
T 3I0>
U/AMZ 3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Verzögerungszeit T 3I0>
2321
3I0p
U/AMZ 3I0
0.05..4.00 A
1.00 A
Anregestrom 3I0p
2322
T 3I0p
U/AMZ 3I0
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T 3I0p
2323
D 3I0p
U/AMZ 3I0
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D 3I0p
2401
U/AMZ ERDE
U/AMZ Erde
Ein
Aus
Aus
Überstromzeitschutz Erde
2402
RUSHSTAB. ERDE
U/AMZ Erde
Ein
Aus
Aus
Einschaltrush-Stabilisierung Erde
2408A
HAND-EIN ERDE
U/AMZ Erde
IE>> unverzögert
IE> unverzögert
IEp unverzögert
unwirksam
IE>> unverzögert
Hand-Ein-Behandlung Erde
2411
IE>>
U/AMZ Erde
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Anregestrom IE>>
2412
T IE>>
U/AMZ Erde
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Verzögerungszeit T IE>>
2413
IE>
U/AMZ Erde
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Anregestrom IE>
2414
T IE>
U/AMZ Erde
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T IE>
2421
IEp
U/AMZ Erde
0.05..4.00 A
0.20 A
Anregestrom IEp
2422
T IEp
U/AMZ Erde
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Zeitmultiplikator T IEp
2423
D IEp
U/AMZ Erde
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D IEp
2424
RÜCKFALL
U/AMZ Erde
sofort
Disk Emulation
Disk Emulation
Rückfallverhalten des AMZ
2425
KENNLINIE IEC
U/AMZ Erde
Invers
Stark invers
Extrem invers
Langzeit invers
Invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
356
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.7 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Very inverse
Erläuterung
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
2426
KENNLINIE ANSI
U/AMZ Erde
Very inverse
Inverse
Short inverse
Long inverse
Moderately inverse
Extremely inverse
Definite inverse
2431
I/IEp Anr T/TEp
U/AMZ Erde
1.00..20.00 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Anregekennlinie IE/IEp - TIE/TIEp
2432
I/IEp Rf T/TEp
U/AMZ Erde
0.05..0.95 I / Ip; ∞
0.01..999.00 TI / TIp
Rückfallkennlinie IE/IEp - TIE/TIEp
2441
2.HARMON. ERDE
U/AMZ Erde
10..45 %
15 %
Anteil 2.Harmonische für Inrusherkennung
2442
I INR. MAX ERDE
U/AMZ Erde
0.30..25.00 A
7.50 A
Maximaler Strom für Inrusherkennung
2511
IE>>
U/AMZ Erde
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Anregestrom IE>>
2512
T IE>>
U/AMZ Erde
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Verzögerungszeit T IE>>
2513
IE>
U/AMZ Erde
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Anregestrom IE>
2514
T IE>
U/AMZ Erde
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Verzögerungszeit T IE>
2521
IEp
U/AMZ Erde
0.05..4.00 A
1.00 A
Anregestrom IEp
2522
T IEp
U/AMZ Erde
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T IEp
2523
D IEp
U/AMZ Erde
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D IEp
2701
UMZ 1-PHASIG
UMZ 1-phasig
Aus
Ein
Aus
UMZ 1-phasig
2702
I>>
UMZ 1-phasig
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Anregstrom I>>
2703
I>>
UMZ 1-phasig
0.003..1.500 A; ∞
0.300 A
Anregstrom I>>
2704
T I>>
UMZ 1-phasig
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Verzögerungszeit T I>>
2705
I>
UMZ 1-phasig
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Anregstrom I>
2706
I>
UMZ 1-phasig
0.003..1.500 A; ∞
0.100 A
Anregstrom I>
2707
T I>
UMZ 1-phasig
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Verzögerungszeit T I>
4001
SCHIEFLAST
Schieflastschutz
Aus
Ein
Aus
Schieflastschutz
4002
I2>
Schieflastschutz
0.10..3.00 A
0.10 A
Anregestrom I2>
4003
T I2>
Schieflastschutz
0.00..60.00 s; ∞
1.50 s
Verzögerungszeit T I2>
4004
I2>>
Schieflastschutz
0.10..3.00 A
0.50 A
Anregestrom I2>>
4005
T I2>>
Schieflastschutz
0.00..60.00 s; ∞
1.50 s
Verzögerungszeit T I2>>
4006
KENNLINIE IEC
Schieflastschutz
Invers
Stark invers
Extrem invers
Extrem invers
AMZ Auslösekennlinien (IEC)
4007
KENNLINIE ANSI
Schieflastschutz
Extremely inverse
Inverse
Moderately inverse
Very inverse
Extremely inverse
AMZ Auslösekennlinien (ANSI)
4008
I2p
Schieflastschutz
0.10..2.00 A
0.90 A
Anregestrom I2p
4009
D I2p
Schieflastschutz
0.50..15.00; ∞
5.00
Zeitmultiplikator D I2p
4010
T I2p
Schieflastschutz
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Zeitmultiplikator T I2p
4011
RÜCKFALL
Schieflastschutz
sofort
Disk Emulation
sofort
Rückfallverhalten
4201
ÜBERLASTSCHUTZ
Überlastschutz
Aus
Ein
Nur Meldung
Aus
Überlastschutz
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
357
A Anhang
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
4202
K-FAKTOR
Überlastschutz
0.10..4.00
1.10
k-Faktor
4203
ZEITKONSTANTE
Überlastschutz
1.0..999.9 min
100.0 min
Zeitkonstante
4204
Θ WARN
Überlastschutz
50..100 %
90 %
Thermische Warnstufe
4205
I WARN
Überlastschutz
0.10..4.00 A
1.00 A
Stromwarnstufe
4207A
Kτ-FAKTOR
Überlastschutz
1.0..10.0
1.0
Kt-Zeitfaktor bei Motorstillstand
4208A
T NOTANLAUF
Überlastschutz
10..15000 s
100 s
Rückfallzeit nach Notanlauf
4209A
I MOTOR ANLAUF
Überlastschutz
0.60..10.00 A; ∞
∞A
Motoranlaufstrom (blk Überlastschutz)
4221
ÖLSENSOR AN RTD
Überlastschutz
1..6
1
Ölsensor ist angeschlossen an RTD
4222
HEIßPKT-WARNUNG
Überlastschutz
98..140 °C
98 °C
Heißpunkttemperatur für Warnmeldung
4223
HEIßPKT-WARNUNG
Überlastschutz
208..284 °F
208 °F
Heißpunkttemperatur für Warnmeldung
4224
HEIßPKT-ALARM
Überlastschutz
98..140 °C
108 °C
Heißpunkttemperatur für Alarmmeldung
4225
HEIßPKT-ALARM
Überlastschutz
208..284 °F
226 °F
Heißpunkttemperatur für Alarmmeldung
4226
ALTERUNG-WARNG
Überlastschutz
0.125..128.000
1.000
Grenze Alterungsrate für Warnmeldung
4227
ALTERUNG-ALARM
Überlastschutz
0.125..128.000
2.000
Grenze Alterungsrate für Alarmmeldung
4231
KÜHLMETHODE
Überlastschutz
ON (konvektive Ölkühlung)
OF (erzwungener Ölstrom)
OD (geführter Ölstrom)
ON (konvektive
Ölkühlung)
Kühlmethode
4232
Y-WINDUNGSEXP.
Überlastschutz
1.6..2.0
1.6
Y - Windungsexponent
4233
HGR I-GRADIENT
Überlastschutz
22..29
22
Hgr - Isolationstemperaturgradient
7001
SCHALTERVERSAG.
Schalterversagerschutz
Aus
Ein
Aus
Schalterversagerschutz
7004
KRITER. HIKO
Schalterversagerschutz
Aus
Ein
Aus
Automatische LS-Hilfskontakt-Auswertung
7005
T VERZ.
Schalterversagerschutz
0.06..60.00 s; ∞
0.25 s
Verzögerungszeit T
7110
FEHLERANZEIGE
Gerät
mit Anregung
mit Auskommando
mit Anregung
Fehleranzeige an den LED/LCD
7601
LEISTUNGBERECH.
Messwerte
mit Uparam
mit Umess
mit Uparam
Leistungsberechnung erfolgt
8101
SYMMETRIE
Messwertüberwachungen
Ein
Aus
Aus
Symmetrieüberwachung
8102
DREHFELD
Messwertüberwachungen
Ein
Aus
Aus
Drehfeldüberwachung
8111
SYM.IGRENZ S1
Messwertüberwachungen
0.10..1.00 A
0.50 A
Symmetrie Iph: Ansprechwert
8112
SYM.FAK. I S1
Messwertüberwachungen
0.10..0.90
0.50
Symmetrie Iph: Kennliniensteigerung
8121
SYM.IGRENZ S2
Messwertüberwachungen
0.10..1.00 A
0.50 A
Symmetrie Iph: Ansprechwert
8122
SYM.FAK. I S2
Messwertüberwachungen
0.10..0.90
0.50
Symmetrie Iph: Kennliniensteigerung
8201
AUSKREISÜBERW.
Auslösekreisüberwachung
Ein
Aus
Aus
Auslösekreisüberwachung
8601
EINKOPPLUNG 1
Direkte Einkopplun- Ein
gen
Aus
Aus
Direkte Einkopplung 1
8602
T DEK1 VERZ.
Direkte Einkopplun- 0.00..60.00 s; ∞
gen
1.00 s
Verzögerungszeit Direkte Eink.1
8701
EINKOPPLUNG 2
Direkte Einkopplun- Ein
gen
Aus
Aus
Direkte Einkopplung 2
358
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.7 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
8702
T DEK2 VERZ.
Direkte Einkopplun- 0.00..60.00 s; ∞
gen
1.00 s
Verzögerungszeit Direkte Eink.2
9011A
RTD 1 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
Pt 100 Ohm
RTD 1: Typ
9012A
RTD 1 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Öl
RTD 1: Einbauort
9013
RTD 1 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9014
RTD 1 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9015
RTD 1 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9016
RTD 1 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 1: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9021A
RTD 2 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 2: Typ
9022A
RTD 2 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 2: Einbauort
9023
RTD 2 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9024
RTD 2 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9025
RTD 2 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9026
RTD 2 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 2: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9031A
RTD 3 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 3: Typ
9032A
RTD 3 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 3: Einbauort
9033
RTD 3 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9034
RTD 3 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9035
RTD 3 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9036
RTD 3 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 3: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9041A
RTD 4 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 4: Typ
9042A
RTD 4 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 4: Einbauort
9043
RTD 4 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9044
RTD 4 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9045
RTD 4 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9046
RTD 4 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 4: Ansprechwert Temperaturstufe 2
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
359
A Anhang
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
9051A
RTD 5 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 5: Typ
9052A
RTD 5 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 5: Einbauort
9053
RTD 5 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9054
RTD 5 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9055
RTD 5 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9056
RTD 5 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 5: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9061A
RTD 6 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 6: Typ
9062A
RTD 6 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 6: Einbauort
9063
RTD 6 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9064
RTD 6 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9065
RTD 6 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9066
RTD 6 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 6: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9071A
RTD 7 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 7: Typ
9072A
RTD 7 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 7: Einbauort
9073
RTD 7 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9074
RTD 7 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9075
RTD 7 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9076
RTD 7 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 7: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9081A
RTD 8 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 8: Typ
9082A
RTD 8 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 8: Einbauort
9083
RTD 8 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9084
RTD 8 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9085
RTD 8 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9086
RTD 8 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 8: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9091A
RTD 9 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD 9: Typ
360
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.7 Parameterübersicht
Adr.
Parameter
Funktion
Einstellmöglichkeiten
Voreinstellung
Erläuterung
9092A
RTD 9 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD 9: Einbauort
9093
RTD 9 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9094
RTD 9 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9095
RTD 9 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9096
RTD 9 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 9: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9101A
RTD10 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD10: Typ
9102A
RTD10 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD10: Einbauort
9103
RTD10 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9104
RTD10 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9105
RTD10 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9106
RTD10 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD10: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9111A
RTD11 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD11: Typ
9112A
RTD11 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD11: Einbauort
9113
RTD11 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9114
RTD11 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9115
RTD11 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9116
RTD11 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD11: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9121A
RTD12 TYP
Thermobox
nicht angeschlossen
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
nicht angeschlossen
RTD12: Typ
9122A
RTD12 EINBAUORT
Thermobox
Öl
Umgebung
Windung
Lager
Andere
Andere
RTD12: Einbauort
9123
RTD12 STUFE 1
Thermobox
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9124
RTD12 STUFE 1
Thermobox
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 1
9125
RTD12 STUFE 2
Thermobox
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 2
9126
RTD12 STUFE 2
Thermobox
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD12: Ansprechwert Temperaturstufe 2
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
361
A Anhang
Funktion
Informationsart
Meldespeicher
EM_W
*
*
00004 >Störwertspeicherung starten
(>Störw. Start)
Störschreibung
EM
*
*
00005 >LED-Anzeigen zurückstellen (>LEDQuittung)
Gerät
EM
*
00007 >Parametergruppenwahl (Auswahl Bit
1) (>Param. Wahl1)
Parametergruppenumschaltung
EM
00008 >Parametergruppenwahl (Auswahl Bit
2) (>Param. Wahl2)
Parametergruppenumschaltung
00015 >Testbetrieb (>Testbetr.)
LED BE
REL
135
49
1
GA
*
LED BE
REL
135
50
1
GA
*
*
LED BE
REL
135
51
1
GA
EM
*
*
LED BE
REL
135
52
1
GA
Gerät
EM
*
*
LED BE
REL
135
53
1
GA
00016 >Melde- und Messwertsperre (>MMSperre)
Gerät
EM
*
*
LED BE
REL
135
54
1
GA
00051 Gerät bereit ("Live-Kontakt") (Gerät
bereit)
Gerät
AM
KG
*
LED
REL
135
81
1
GA
00052 Mindestens eine Schutzfkt. ist wirksam (SchutzWirk)
Gerät
IE
KG
*
LED
REL
176
18
1
GA
00055 Anlauf (Anlauf)
Gerät
AM
*
*
LED
REL
176
4
5
00056 Erstanlauf (Erstanlauf)
Gerät
AM
K
*
LED
REL
176
5
5
00060 LED-Anzeigen zurückgestellt (LEDQuittung)
Gerät
AM_W
K
*
LED
REL
176
19
1
00067 Wiederanlauf (Wiederanlauf)
Gerät
AM
K
*
LED
REL
135
97
1
00068 Störung Uhr (Störung Uhr)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
00069 Sommerzeit (Sommerzeit)
Gerät
AM
KG
*
LED
REL
00070 Neue Parameter laden (Parameter
laden)
Gerät
AM
KG
*
LED
REL
176
22
1
00071 Neue Parameter testen (Parametertest)
Gerät
AM
*
*
LED
REL
00072 Level-2-Parameter geändert (Level-2
Param.)
Gerät
AM
KG
*
LED
REL
00109 Netzfrequenz außerhalb des zul.
Bereichs (Freq. außerhalb)
Gerät
AM
KG
*
LED
REL
00110 Meldungen verloren (Meld.verloren)
Überwachungen
AM_W
K
*
LED
REL
135
130
1
00113 Marke verloren (Marke verloren)
Überwachungen
AM
K
*
LED
REL
135
136
1
GA
00125 Flattersperre hat angesprochen (Flattersperre)
Gerät
AM
KG
*
LED
REL
135
145
1
GA
00126 Schutz Ein/Aus (Systemschnittstelle)
(Schutz E/A)
Anlagendaten 2
IE
KG
*
LED
REL
362
M
M
Relais
GA-pflichtig
1
Flattersperre
48
Funktionstaste
135
Binäreingang
REL
LED
LED BE
Störschriebmarke
Data Unit
Gerät
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
00003 >Zeit synchronisieren (>Zeit synchron)
Rangierbarkeit
Typ
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
Informationslisten
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
A.8
GA
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
IEC 60870-5-103
REL
176
47
1
GA
00160 Warnungssammelmeldung (WarnSammelmel.)
Überwachungen
AM
*
*
LED
REL
176
46
1
GA
00161 Messwertüberwachung I, Sammelmel- Messwertüberwadung (Messw.-Überw.I)
chungen
AM
KG
*
LED
REL
00163 Störung Messwert Stromsymmetrie
(Störung Isymm)
Messwertüberwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
183
1
GA
00175 Störung Drehfeld I (Stör.Drehfeld I)
Messwertüberwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
191
1
GA
00177 HW-Störung: Batterie leer (Stör Batterie)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
193
1
GA
00181 HW-Störung: Messwerterfassung
(Störung Messw.)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
178
1
GA
00183 Störung Baugruppe 1 (Störung BG1)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
171
1
GA
00190 Störung Baugruppe 0 (Störung BG0)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
210
1
GA
00191 HW-Störung: Offset (Stör. Offset)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
00192 HW-Störung: IN-Brücke ungleich INPar. (IN falsch)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
169
1
GA
00193 HW-Störung: Keine Kalibrierdaten
vorh. (Stör. Kal.daten)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
181
1
GA
00198 Störung Modul Port B (Störung Modul
B)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
198
1
GA
00199 Störung Modul Port C (Störung Modul
C)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
199
1
GA
00203 Störwertspeicher gelöscht (Störw.
gelöscht)
Störschreibung
AM_W
K
*
LED
REL
135
203
1
00264 Störung Thermobox 1 (Stör. Th.Box 1)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
208
1
GA
00265 Störung Drehfeld I Seite 1
(Stör.Drehf.I S1)
Messwertüberwachungen
AM
KG
*
LED
REL
00266 Störung Drehfeld I Seite 2
(Stör.Drehf.I S2)
Messwertüberwachungen
AM
KG
*
LED
REL
00267 Störung Thermobox 2 (Stör. Th.Box 2)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
REL
135
209
1
GA
00272 Grenzwert d. LS-Betriebsstunden
überschr (Gw. BtrStdPrim>)
Grenzwerte für Statistik
AM
KG
*
LED
REL
135
229
1
GA
00311 Fehlerhafte Projektierung Schutz
(Fehl. Projekt.)
Anlagendaten 2
AM
K
*
LED
REL
00356 >Hand-Einschaltung (>Hand-EIN)
Anlagendaten 2
EM
*
*
LED BE
REL
150
6
1
GA
00390 >Zulässige Menge Gas in Öl überschritten (>Gas in Öl grö.)
Externe Trafomeldungen
EM
KG
*
LED BE
REL
00391 >Buchholzschutz: Warnsignal
(>Buchh. Warnung)
Externe Trafomeldungen
EM
KG
*
LED BE
REL
150
41
1
GA
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Flattersperre
LED
Relais
*
Funktionstaste
*
Binäreingang
AM
LED
Überwachungen
Störschriebmarke
00140 Störungssammelmeldung (Stör-Sammelmel.)
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
GA-pflichtig
Rangierbarkeit
Data Unit
Meldespeicher
Informationsnummer
Informationsart
Typ
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
363
A Anhang
Meldespeicher
GA-pflichtig
*
LED BE
REL
150
42
1
GA
00393 >Buchholzschutz: Kesselüberwachung (>Buchh. Kessel)
Externe Trafomeldungen
EM
KG
*
LED BE
REL
150
43
1
GA
00409 >Blockierung des LS-Betriebsstundenz. (>BtrStdPrim blk)
Statistik
EM
KG
*
LED BE
REL
00410 >LS1-Hilfskontakt 3polig Ein (>LS1
Pos.Ein 3p)
Anlagendaten 2
EM
kg
*
LED BE
REL
150
80
1
GA
00411 >LS1-Hilfskontakt 3polig Aus (>LS1
Pos.Aus 3p)
Anlagendaten 2
EM
kg
*
LED BE
REL
150
81
1
GA
00413 >LS2-Hilfskontakt 3polig Ein (>LS2
Pos.Ein 3p)
Anlagendaten 2
EM
kg
*
LED BE
REL
150
82
1
GA
00414 >LS2-Hilfskontakt 3polig Aus (>LS2
Pos.Aus 3p)
Anlagendaten 2
EM
kg
*
LED BE
REL
150
83
1
GA
00501 Anregung (Schutz) (Ger. Anregung)
Anlagendaten 2
AM
*
K
M
LED
REL
150
151
2
GA
00511 Geräte-Aus (allg.) (Gerät AUS)
Anlagendaten 2
AM
*
K
M
LED
REL
150
161
2
GA
00561 Hand-Einschalt-Erkennung (Impuls)
(Hand-EIN)
Anlagendaten 2
AM
K
*
LED
REL
150
211
1
00571 Störung Meßwert Stromsymmetrie
Seite 1 (Stör. Isymm S1)
Messwertüberwachungen
AM
KG
*
LED
REL
00572 Störung Meßwert Stromsymmetrie
Seite 2 (Stör. Isymm S2)
Messwertüberwachungen
AM
KG
*
LED
REL
00576 Abschaltstrom (primär) L1 Seite 1
(IL1S1:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
150
193
4
00577 Abschaltstrom (primär) L2 Seite 1
(IL2S1:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
150
194
4
00578 Abschaltstrom (primär) L3 Seite 1
(IL3S1:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
150
195
4
00579 Abschaltstrom (primär) L1 Seite 2
(IL1S2:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
150
190
4
00580 Abschaltstrom (primär) L2 Seite 2
(IL2S2:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
150
191
4
00581 Abschaltstrom (primär) L3 Seite 2
(IL3S2:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
150
192
4
00582 Abschaltstrom (primär) I1 (I1:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
00583 Abschaltstrom (primär) I2 (I2:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
00584 Abschaltstrom (primär) I3 (I3:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
00585 Abschaltstrom (primär) I4 (I4:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
00586 Abschaltstrom (primär) I5 (I5:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
00587 Abschaltstrom (primär) I6 (I6:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
00588 Abschaltstrom (primär) I7 (I7:)
Anlagendaten 2
AM
*
KG
364
Relais
Flattersperre
KG
Funktionstaste
EM
Binäreingang
Externe Trafomeldungen
LED
00392 >Buchholzschutz: Auslösemeldung
(>Buchh. Meldung)
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
Meldespeicher
IEC 60870-5-103
00889 Impulszähler Blindarbeit Wq (WqImp
=)
Energiezähler
IPZW
BE
133
56
20
5
01000 Anzahl der Auslösekommandos =
(AUSANZ.=)
Statistik
AM
01020 Betriebsstunden der Primäranlage
(BtrStd:)
Statistik
AM
01403 >Schalterversagerschutz blockieren
(>SVS block)
Schalterversagerschutz
EM
*
*
LED BE
REL
166
103
1
GA
01431 >Schalterversagerschutz von ext.
starten (>SVS Start)
Schalterversagerschutz
EM
KG
*
LED BE
REL
166
104
1
GA
01451 Schalterversagerschutz ist ausgeschaltet (SVS aus)
Schalterversagerschutz
AM
KG
*
LED
REL
166
151
1
GA
01452 Schalterversagerschutz ist blockiert
(SVS block)
Schalterversagerschutz
AM
KG
KG
LED
REL
166
152
1
GA
01453 Schalterversagerschutz ist wirksam
(SVS wirksam)
Schalterversagerschutz
AM
KG
*
LED
REL
166
153
1
GA
01456 Schalterversager: Anregung (int. AUS)
(SVS Anr intern)
Schalterversagerschutz
AM
*
KG
LED
REL
166
156
2
GA
01457 Schalterversager: Anregung (ext.
AUS) (SVS Anr extern)
Schalterversagerschutz
AM
*
KG
LED
REL
166
157
2
GA
01471 Schalterversager: AUS (SVS AUS)
Schalterversagerschutz
AM
*
K
LED
REL
166
171
2
GA
01480 Schalterversager: Auslösung (int.
AUS) (SVS AUS intern)
Schalterversagerschutz
AM
*
K
LED
REL
166
180
2
GA
01481 Schalterversager: Auslösung (ext.
AUS) (SVS AUS extern)
Schalterversagerschutz
AM
*
K
LED
REL
166
181
2
GA
01488 SVS-Feh: nicht bei diesem Schutzobj.
(SVS Feh Objekt)
Schalterversagerschutz
AM
K
*
LED
REL
01503 >Überlastschutz blockieren (>ULS
block)
Überlastschutz
EM
*
*
LED BE
REL
167
3
1
GA
01507 >Überlastschutz Notanlauf (>ULS Not- Überlastschutz
anlauf)
EM
KG
*
LED BE
REL
167
7
1
GA
01511 Überlastschutz ist ausgeschaltet (ULS
aus)
Überlastschutz
AM
KG
*
LED
REL
167
11
1
GA
01512 Überlastschutz ist blockiert (ULS
block)
Überlastschutz
AM
KG
KG
LED
REL
167
12
1
GA
01513 Überlastschutz ist wirksam (ULS wirksam)
Überlastschutz
AM
KG
*
LED
REL
167
13
1
GA
01515 Überlastschutz: Stromstufe (ULS War- Überlastschutz
nung I)
AM
KG
*
LED
REL
167
15
1
GA
01516 Überlastschutz: Thermische Warnstufe (ULS Warnung Θ)
AM
KG
*
LED
REL
167
16
1
GA
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Überlastschutz
M
GA-pflichtig
20
5
Data Unit
55
Flattersperre
133
Relais
BE
Funktionstaste
IPZW
Binäreingang
Energiezähler
LED
00888 Impulszähler Wirkarbeit Wp (WpImp
=)
Störschriebmarke
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
365
A Anhang
Meldespeicher
GA-pflichtig
1
GA
LED
REL
167
21
2
GA
*
LED
REL
167
41
1
GA
KG
*
LED
REL
167
42
2
GA
AM
KG
*
LED
REL
167
43
1
GA
Überlastschutz
AM
KG
*
LED
REL
167
44
1
GA
01545 Überlast-Feh: Temperatur-Aufnahme
fehlt (ULS Feh kein Θ)
Überlastschutz
AM
K
*
LED
REL
01549 Überlast-Feh: nicht bei diesem
Schutzobj (ULS Feh Objekt)
Überlastschutz
AM
K
*
LED
REL
01704 >U/AMZ Blockierung U/AMZ Phasen
(>U/AMZ Ph blk)
U/AMZ Phase
EM
*
*
LED BE
REL
01714 >U/AMZ Blockierung U/AMZ Erde
(>U/AMZ E blk)
U/AMZ Erde
EM
*
*
LED BE
REL
01721 >U/AMZ Blockierung Stufe I>> (>U/
AMZ I>> blk)
U/AMZ Phase
EM
*
*
LED BE
REL
60
1
1
GA
01722 >U/AMZ Blockierung Stufe I> (>U/
AMZ I> blk)
U/AMZ Phase
EM
*
*
LED BE
REL
60
2
1
GA
01723 >U/AMZ Blockierung Stufe Ip (>U/
AMZ Ip blk)
U/AMZ Phase
EM
*
*
LED BE
REL
60
3
1
GA
01724 >U/AMZ Blockierung Stufe IE>> (>U/
AMZ IE>> blk)
U/AMZ Erde
EM
*
*
LED BE
REL
60
4
1
GA
01725 >U/AMZ Blockierung Stufe IE> (>U/
AMZ IE> blk)
U/AMZ Erde
EM
*
*
LED BE
REL
60
5
1
GA
01726 >U/AMZ Blockierung Stufe IEp (>U/
AMZ IEp blk)
U/AMZ Erde
EM
*
*
LED BE
REL
60
6
1
GA
01730 >dyn. Parameterumschaltung blockieren (>dynPar blk)
dynamische Parameterumschaltung
EM
*
*
LED BE
REL
01731 >dyn. Parumsch. Schnellrückf. blokkieren (>dynPar kurzblk)
dynamische Parameterumschaltung
EM
KG
KG
LED BE
REL
60
243
1
GA
01741 >U/AMZ Blockierung U/AMZ 3I0 (>U/
AMZ 3I0 blk)
U/AMZ 3I0
EM
*
*
LED BE
REL
01742 >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>> (>U/
AMZ 3I0>>blk)
U/AMZ 3I0
EM
*
*
LED BE
REL
60
9
1
GA
01743 >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0> (>U/
AMZ 3I0> blk)
U/AMZ 3I0
EM
*
*
LED BE
REL
60
10
1
GA
01744 >U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p (>U/
AMZ 3I0p blk)
U/AMZ 3I0
EM
*
*
LED BE
REL
60
11
1
GA
*
01521 Überlastschutz: Auskommando (ULS
AUS)
Überlastschutz
AM
*
KG
01541 Überlastschutz: Heißpunkt Warnung
(ULS Heißp.WARN)
Überlastschutz
AM
KG
01542 Überlastschutz: Heißpunkt Alarm
(ULS Heißp.ALARM)
Überlastschutz
AM
01543 Überlastschutz: Alterungsrate Warnung (ULS Alter. WARN)
Überlastschutz
01544 Überlastschutz: Alterungsrate Alarm
(ULS Alter.ALARM)
366
M
Relais
Flattersperre
17
KG
Funktionstaste
167
AM
Binäreingang
REL
Überlastschutz
LED
LED
01517 Überlastschutz: Anregung Auslösestufe (ULS Anregung Θ)
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
Meldespeicher
GA-pflichtig
LED
REL
60
151
1
GA
01749 U/AMZ 3I0 ist blockiert (U/AMZ 3I0
blk)
U/AMZ 3I0
AM
KG
KG
LED
REL
60
152
1
GA
01750 U/AMZ 3I0 ist wirksam (U/AMZ 3I0
wrk)
U/AMZ 3I0
AM
KG
*
LED
REL
60
153
1
GA
01751 U/AMZ Phasen ist ausgeschaltet (U/
AMZ Ph aus)
U/AMZ Phase
AM
KG
*
LED
REL
60
21
1
GA
01752 U/AMZ Phasen ist blockiert (U/AMZ
Ph blk)
U/AMZ Phase
AM
KG
KG
LED
REL
60
22
1
GA
01753 U/AMZ Phasen ist wirksam (U/AMZ
Ph wrk)
U/AMZ Phase
AM
KG
*
LED
REL
60
23
1
GA
01756 U/AMZ Erde ist ausgeschaltet (U/AMZ
E aus)
U/AMZ Erde
AM
KG
*
LED
REL
60
26
1
GA
01757 U/AMZ Erde ist blockiert (U/AMZ E
blk)
U/AMZ Erde
AM
KG
KG
LED
REL
60
27
1
GA
01758 U/AMZ Erde ist wirksam (U/AMZ E
wrk)
U/AMZ Erde
AM
KG
*
LED
REL
60
28
1
GA
01761 U/AMZ Generalanregung (U/AMZ GAnr)
U/AMZ Allgemein
AM
*
KG
LED
REL
60
69
2
GA
01762 U/AMZ Anregung Phase L1 (U/AMZ
Anr L1)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
M
LED
REL
60
112
2
GA
01763 U/AMZ Anregung Phase L2 (U/AMZ
Anr L2)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
M
LED
REL
60
113
2
GA
01764 U/AMZ Anregung Phase L3 (U/AMZ
Anr L3)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
M
LED
REL
60
114
2
GA
01765 U/AMZ Anregung Erde (U/AMZ Anr E)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
M
LED
REL
60
67
2
GA
01766 U/AMZ Anregung 3I0 (U/AMZ Anr 3I0)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
M
LED
REL
60
154
2
GA
01791 U/AMZ Generalauslösung (U/AMZ GAUS)
U/AMZ Allgemein
AM
*
K
M
LED
REL
60
68
2
GA
01800 U/AMZ Anregung Stufe I>> (U/AMZ
I>> Anr)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
60
75
2
GA
01804 U/AMZ Zeit d. Stufe I>> abgelaufen
(U/AMZ TI>> Abl)
U/AMZ Phase
AM
*
*
LED
REL
60
49
2
GA
01805 U/AMZ Auslösung Stufe I>> (U/AMZ
I>> AUS)
U/AMZ Phase
AM
*
K
LED
REL
60
70
2
GA
01810 U/AMZ Anregung Stufe I> (U/AMZ I>
Anr)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
60
76
2
GA
01814 U/AMZ Zeit der Stufe I> abgelaufen
(U/AMZ TI> Abl)
U/AMZ Phase
AM
*
*
LED
REL
60
53
2
GA
01815 U/AMZ Auslösung Stufe I> (U/AMZ I>
AUS)
U/AMZ Phase
AM
*
K
LED
REL
60
71
2
GA
01820 U/AMZ Anregung Stufe Ip (U/AMZ Ip
Anr)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
60
77
2
GA
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Flattersperre
*
Relais
KG
Funktionstaste
AM
Binäreingang
U/AMZ 3I0
LED
01748 U/AMZ 3I0 ist ausgeschaltet (U/AMZ
3I0 aus)
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
367
A Anhang
IEC 60870-5-103
LED
REL
60
57
2
GA
01825 U/AMZ Auslösung Stufe Ip (U/AMZ Ip
AUS)
U/AMZ Phase
AM
*
K
LED
REL
60
58
2
GA
01831 U/AMZ Anregung Stufe IE>> (U/AMZ
IE>> Anr)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
LED
REL
60
59
2
GA
01832 U/AMZ Zeit der Stufe IE>> abgelaufen
(U/AMZ TIE>> Abl)
U/AMZ Erde
AM
*
*
LED
REL
60
60
2
GA
01833 U/AMZ Auslösung Stufe IE>> (U/AMZ
IE>> AUS)
U/AMZ Erde
AM
*
K
LED
REL
60
61
2
GA
01834 U/AMZ Anregung Stufe IE> (U/AMZ
IE> Anr)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
LED
REL
60
62
2
GA
01835 U/AMZ Zeit der Stufe IE> abgelaufen
(U/AMZ TIE> Abl)
U/AMZ Erde
AM
*
*
LED
REL
60
63
2
GA
01836 U/AMZ Auslösung Stufe IE> (U/AMZ
IE> AUS)
U/AMZ Erde
AM
*
K
LED
REL
60
72
2
GA
01837 U/AMZ Anregung Stufe IEp (U/AMZ
IEp Anr)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
LED
REL
60
64
2
GA
01838 U/AMZ Zeit der Stufe IEp abgelaufen
(U/AMZ TIEp Abl)
U/AMZ Erde
AM
*
*
LED
REL
60
65
2
GA
01839 U/AMZ Auslösung Stufe IEp (U/AMZ
IEp AUS)
U/AMZ Erde
AM
*
K
LED
REL
60
66
2
GA
01843 U/AMZ Inrush-Crossblockierung (U/
AMZ CrossBlk)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
01851 U/AMZ Blockierung Stufe I> (U/AMZ
I> blk)
U/AMZ Phase
AM
KG
KG
LED
REL
60
105
1
GA
01852 U/AMZ Blockierung Stufe I>> (U/AMZ
I>> blk)
U/AMZ Phase
AM
KG
KG
LED
REL
60
106
1
GA
01853 U/AMZ Blockierung Stufe IE> (U/AMZ
IE> blk)
U/AMZ Erde
AM
KG
KG
LED
REL
60
107
1
GA
01854 U/AMZ Blockierung Stufe IE>> (U/
AMZ IE>> blk)
U/AMZ Erde
AM
KG
KG
LED
REL
60
108
1
GA
01855 U/AMZ Blockierung Stufe Ip (U/AMZ
Ip blk)
U/AMZ Phase
AM
KG
KG
LED
REL
60
109
1
GA
01856 U/AMZ Blockierung Stufe IEp (U/AMZ
IEp blk)
U/AMZ Erde
AM
KG
KG
LED
REL
60
110
1
GA
01857 U/AMZ Blockierung Stufe 3I0> (U/
AMZ 3I0> blk)
U/AMZ 3I0
AM
KG
KG
LED
REL
60
159
1
GA
01858 U/AMZ Blockierung Stufe 3I0>> (U/
AMZ 3I0>> blk)
U/AMZ 3I0
AM
KG
KG
LED
REL
60
155
1
GA
01859 U/AMZ Blockierung Stufe 3I0p (U/
AMZ 3I0p blk)
U/AMZ 3I0
AM
KG
KG
LED
REL
60
163
1
GA
01860 U/AMZ Ph.Feh: nicht bei diesem
Schutzobj (U/AMZ Ph FehObj)
U/AMZ Phase
AM
K
*
LED
REL
368
Relais
Flattersperre
*
Funktionstaste
*
Binäreingang
AM
LED
U/AMZ Phase
Störschriebmarke
01824 U/AMZ Zeit der Stufe Ip abgelaufen
(U/AMZ TIp Abl)
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
GA-pflichtig
Rangierbarkeit
Data Unit
Meldespeicher
Informationsnummer
Informationsart
Typ
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
IEC 60870-5-103
REL
01901 U/AMZ Anregung Stufe 3I0>> (U/AMZ
3I0>> Anr)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
LED
REL
60
156
2
GA
01902 U/AMZ Zeit der Stufe 3I0>> abgelaufen (U/AMZ T3I0>>Abl)
U/AMZ 3I0
AM
*
*
LED
REL
60
157
2
GA
01903 U/AMZ Auslösung Stufe 3I0>> (U/
AMZ 3I0>> AUS)
U/AMZ 3I0
AM
*
K
LED
REL
60
158
2
GA
01904 U/AMZ Anregung Stufe 3I0> (U/AMZ
3I0> Anr)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
LED
REL
60
160
2
GA
01905 U/AMZ Zeit der Stufe 3I0> abgelaufen
(U/AMZ T3I0> Abl)
U/AMZ 3I0
AM
*
*
LED
REL
60
161
2
GA
01906 U/AMZ Auslösung Stufe 3I0> (U/AMZ
3I0> AUS)
U/AMZ 3I0
AM
*
K
LED
REL
60
162
2
GA
01907 U/AMZ Anregung Stufe 3I0p (U/AMZ
3I0p Anr)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
LED
REL
60
164
2
GA
01908 U/AMZ Zeit der Stufe 3I0p abgelaufen
(U/AMZ T3I0p Abl)
U/AMZ 3I0
AM
*
*
LED
REL
60
165
2
GA
01909 U/AMZ Auslösung Stufe 3I0p (U/AMZ
3I0p AUS)
U/AMZ 3I0
AM
*
K
LED
REL
60
166
2
GA
01994 dyn. Parameterumsch. ist ausgeschal- dynamische Paratet (dynPar aus)
meterumschaltung
AM
KG
*
LED
REL
60
244
1
GA
01995 dyn. Parameterumschaltung ist blokkiert (dynPar blk)
dynamische Parameterumschaltung
AM
KG
KG
LED
REL
60
245
1
GA
01996 dyn. Parameterumschaltung ist wirksam (dynPar wirksam)
dynamische Parameterumschaltung
AM
KG
*
LED
REL
60
246
1
GA
01998 dyn. Parameterumschalt. Phase ist
aktiv (dynPar Ph aktiv)
dynamische Parameterumschaltung
AM
KG
KG
LED
REL
60
248
1
GA
01999 dyn. Parameterumschalt. 3I0 ist aktiv
(dynPar 3I0aktiv)
dynamische Parameterumschaltung
AM
KG
KG
LED
REL
60
249
1
GA
02000 dyn. Parameterumschalt. Erde ist
aktiv (dynPar E aktiv)
dynamische Parameterumschaltung
AM
KG
KG
LED
REL
60
250
1
GA
04523 >Blockierung der Direkten Einkopplung 1 (>Eink1 block)
Direkte Einkopplungen
EM
*
*
LED BE
REL
04526 >Einkopplung eines externen Kommandos 1 (>Einkoppl. 1)
Direkte Einkopplungen
EM
KG
*
LED BE
REL
51
126
1
GA
04531 Einkopplung 1 ist ausgeschaltet
(Eink1 aus)
Direkte Einkopplungen
AM
KG
*
LED
REL
51
131
1
GA
04532 Einkopplung 1 ist blockiert (Eink1
block)
Direkte Einkopplungen
AM
KG
KG
LED
REL
51
132
1
GA
04533 Einkopplung 1 ist wirksam (Eink1 wirk- Direkte Einkopplunsam)
gen
AM
KG
*
LED
REL
51
133
1
GA
04536 Anregung Einkopplung 1 (Eink1 Anregung)
AM
*
KG
LED
REL
51
136
2
GA
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Direkte Einkopplungen
Flattersperre
LED
Relais
*
Funktionstaste
K
Binäreingang
AM
LED
U/AMZ 3I0
Störschriebmarke
01861 U/AMZ 3I0Feh: nicht bei diesem
Schutzobj (U/AMZ I0 FehObj)
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
GA-pflichtig
Rangierbarkeit
Data Unit
Meldespeicher
Informationsnummer
Informationsart
Typ
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
369
A Anhang
Funktion
Informationsart
Meldespeicher
Rangierbarkeit
04537 Auslösung Einkopplung 1 (Eink1 AUS)
Direkte Einkopplungen
AM
*
K
LED
REL
04543 >Blockierung der Direkten Einkopplung 2 (>Eink2 block)
Direkte Einkopplungen
EM
*
*
LED BE
REL
04546 >Einkopplung eines externen Kommandos 2 (>Einkoppl. 2)
Direkte Einkopplungen
EM
KG
*
LED BE
04551 Einkopplung 2 ist ausgeschaltet
(Eink2 aus)
Direkte Einkopplungen
AM
KG
*
04552 Einkopplung 2 ist blockiert (Eink2
block)
Direkte Einkopplungen
AM
KG
04553 Einkopplung 2 ist wirksam (Eink2 wirk- Direkte Einkopplunsam)
gen
AM
04556 Anregung Einkopplung 2 (Eink2 Anregung)
Direkte Einkopplungen
04557 Auslösung Einkopplung 2 (Eink2 AUS)
Data Unit
GA-pflichtig
REL
51
146
1
GA
LED
REL
51
151
1
GA
KG
LED
REL
51
152
1
GA
KG
*
LED
REL
51
153
1
GA
AM
*
KG
LED
REL
51
156
2
GA
Direkte Einkopplungen
AM
*
K
LED
REL
51
157
2
GA
05143 >Schieflastschutz blockieren (>SLS
block)
Schieflastschutz
EM
*
*
LED BE
REL
70
126
1
GA
05145 >Drehfeldumschaltung (>Drehfeldumsch.)
Anlagendaten 1
EM
KG
*
LED BE
REL
71
34
1
GA
05147 Drehfeld L1 L2 L3 (Drehfeld L1L2L3)
Anlagendaten 1
AM
KG
*
LED
REL
70
128
1
GA
05148 Drehfeld L1 L3 L2 (Drehfeld L1L3L2)
Anlagendaten 1
AM
KG
*
LED
REL
70
129
1
GA
05151 Schieflastschutz ist ausgeschaltet
(SLS aus)
Schieflastschutz
AM
KG
*
LED
REL
70
131
1
GA
05152 Schieflastschutz ist blockiert (SLS
block)
Schieflastschutz
AM
KG
KG
LED
REL
70
132
1
GA
05153 Schieflastschutz ist wirksam (SLS
wirksam)
Schieflastschutz
AM
KG
*
LED
REL
70
133
1
GA
05159 Schieflastschutz Anregung I2>> (SLS
I2>> Anr)
Schieflastschutz
AM
*
KG
LED
REL
70
138
2
GA
05165 Schieflastschutz Anregung I2> (SLS
I2> Anr)
Schieflastschutz
AM
*
KG
LED
REL
70
150
2
GA
05166 Schieflastschutz Anregung I2p (SLS
I2p Anr)
Schieflastschutz
AM
*
KG
LED
REL
70
141
2
GA
05170 Schieflastschutz Auslösung (SLS
AUS)
Schieflastschutz
AM
*
K
LED
REL
70
149
2
GA
05172 Schiefl.Feh: nicht bei diesem Schutzobj. (SLS Feh Objekt)
Schieflastschutz
AM
K
*
LED
REL
05603 >Differentialschutz blockieren (>Diff
block)
Differentialschutz
EM
*
*
LED BE
REL
05615 Differentialschutz ist ausgeschaltet
(Diff aus)
Differentialschutz
AM
KG
*
LED
REL
75
15
1
GA
05616 Differentialschutz ist blockiert (Diff
block)
Differentialschutz
AM
KG
LED
REL
75
16
1
GA
370
KG
M
Relais
Flattersperre
GA
Funktionstaste
2
Binäreingang
137
LED
51
Störschriebmarke
Informationsnummer
IEC 60870-5-103
Typ
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
Meldespeicher
GA-pflichtig
75
31
2
GA
LED
REL
75
44
2
GA
KG
LED
REL
75
45
2
GA
*
KG
LED
REL
75
46
2
GA
AM
*
KG
LED
REL
75
47
2
GA
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
48
2
GA
05649 Diff: Blockierung durch n.Harmon. L3
(Diff n.Harm L3)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
49
2
GA
05651 Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh
L1 (Diff ext.Feh L1)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
51
2
GA
05652 Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh
L2 (Diff ext.Feh L2)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
52
2
GA
05653 Diff: Zusatzstab. stromstar. ext. Feh
L3 (Diff ext.Feh L3)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
53
2
GA
05657 Diff: Crossblock 2.Harmonische (DiffCrosBlk 2HM)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
05658 Diff: Crossblock n.Harmonische (DiffCrosBlk nHM)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
05662 Diff: Block. durch Diffstromüberw. L1
(DiffStromÜb. L1)
Differentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
75
62
2
GA
05663 Diff: Block. durch Diffstromüberw. L2
(DiffStromÜb. L2)
Differentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
75
63
2
GA
05664 Diff: Block. durch Diffstromüberw. L3
(DiffStromÜb. L3)
Differentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
75
64
2
GA
05666 Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf)
L1 (Diff KL-Erh. L1)
Differentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
05667 Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf)
L2 (Diff KL-Erh. L2)
Differentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
05668 Diff: Ansprechwerterhöhung (Anlauf)
L3 (Diff KL-Erh. L3)
Differentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
05670 Diff: Strom-Freigabe der Auslösung
(Diff I-Freigabe)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
05671 Diff: Auslösung (Diff AUS)
Differentialschutz
AM
*
*
LED
REL
176
68
2
05672 Diff: Auslösung L1 (Diff AUS L1)
Differentialschutz
AM
*
*
LED
REL
176
86
2
05617 Differentialschutz ist wirksam (Diff
wirksam)
Differentialschutz
AM
KG
*
LED
REL
05620 Diff: Wandlerfehlanpassung zu groß/
klein (Diff Wdl-FehAnp)
Differentialschutz
AM
K
*
LED
REL
05631 Diff: Generalanregung (Diff G-Anr)
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
05644 Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L1
(Diff 2.Harm L1)
Differentialschutz
AM
*
KG
05645 Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L2
(Diff 2.Harm L2)
Differentialschutz
AM
*
05646 Diff: Blockierung durch 2.Harmon. L3
(Diff 2.Harm L3)
Differentialschutz
AM
05647 Diff: Blockierung durch n.Harmon. L1
(Diff n.Harm L1)
Differentialschutz
05648 Diff: Blockierung durch n.Harmon. L2
(Diff n.Harm L2)
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
M
Flattersperre
REL
Relais
GA
Funktionstaste
1
Binäreingang
17
LED
75
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
371
A Anhang
Rangierbarkeit
IEC 60870-5-103
REL
176
87
2
05674 Diff: Auslösung L3 (Diff AUS L3)
Differentialschutz
AM
*
*
LED
REL
176
88
2
05681 Diff: IDIFF> L1 (ohne Verzögerungszeit) (Diff> L1 (o.VZ))
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
81
2
GA
05682 Diff: IDIFF> L2 (ohne Verzögerungszeit) (Diff> L2 (o.VZ))
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
82
2
GA
05683 Diff: IDIFF> L3 (ohne Verzögerungszeit) (Diff> L3 (o.VZ))
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
83
2
GA
05684 Diff: IDIFF>> L1 (ohne Verzögerungszeit) (Diff>> L1(o.VZ))
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
84
2
GA
05685 Diff: IDIFF>> L2 (ohne Verzögerungszeit) (Diff>> L2(o.VZ))
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
85
2
GA
05686 Diff: IDIFF>> L3 (ohne Verzögerungszeit) (Diff>> L3(o.VZ))
Differentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
75
86
2
GA
05691 Diff: Auslösung Stufe IDIFF> (Diff>
AUS)
Differentialschutz
AM
*
K
M
LED
REL
75
91
2
GA
05692 Diff: Auslösung Stufe IDIFF>> (Diff>>
AUS)
Differentialschutz
AM
*
K
M
LED
REL
75
92
2
GA
05701 Diff-Strom L1 bei AUS o.VZ (Grundschw.) (IDiffL1:)
Differentialschutz
AM
*
KG
75
101
4
05702 Diff-Strom L2 bei AUS o.VZ (Grundschw.) (IDiffL2:)
Differentialschutz
AM
*
KG
75
102
4
05703 Diff-Strom L3 bei AUS o.VZ (Grundschw.) (IDiffL3:)
Differentialschutz
AM
*
KG
75
103
4
05704 Stab-Strom L1 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw) (IStabL1:)
Differentialschutz
AM
*
KG
75
104
4
05705 Stab-Strom L2 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw) (IStabL2:)
Differentialschutz
AM
*
KG
75
105
4
05706 Stab-Strom L3 bei AUS o.VZ(Gleichrichtw) (IStabL3:)
Differentialschutz
AM
*
KG
75
106
4
05803 >Erddiff. blockieren (>EDS block)
Erdfehlerdifferentialschutz
EM
*
*
LED BE
REL
05811 Erddiff. ist ausgeschaltet (EDS aus)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
KG
*
LED
REL
76
11
1
GA
05812 Erddiff. ist blockiert (EDS block)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
KG
KG
LED
REL
76
12
1
GA
05813 Erddiff. ist wirksam (EDS wirksam)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
KG
*
LED
REL
76
13
1
GA
05816 Erddiff.: EDS> (ohne Verzögerungszeit) (EDS> (o.VZ))
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
*
KG
LED
REL
76
16
2
GA
05817 Erddiff.: Anregung (EDS Anr)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
*
KG
M
LED
REL
76
17
2
GA
05821 Erddiff.: Auslösung (EDS AUS)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
*
K
M
LED
REL
176
89
2
372
Relais
GA-pflichtig
LED
Flattersperre
*
Funktionstaste
*
Binäreingang
AM
LED
Differentialschutz
Störschriebmarke
05673 Diff: Auslösung L2 (Diff AUS L2)
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Data Unit
Meldespeicher
Informationsnummer
Informationsart
Typ
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
Meldespeicher
26
4
05827 Erddiff.: Winkelmaß S bei AUS o.VZ
(EDS S:)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
*
KG
76
27
4
05830 Erddiff.Feh: ohne Strnpkt.Wandlerzuord (EDS Feh o.S-Wdl)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
K
*
LED
REL
05835 Erddiff.Feh: nicht bei diesem Schutzobj. (EDS Feh Objekt)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
K
*
LED
REL
05836 Erddiff.Feh: Wandl.fehlanp zu groß/
klein (EDS Wdl-FehAnp)
Erdfehlerdifferentialschutz
AM
K
*
LED
REL
05951 >UMZ-1phasig blockieren (>UMZ-1ph
block)
UMZ 1-phasig
EM
*
*
LED BE
REL
05952 >UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>
(>UMZ-1phI> blk)
UMZ 1-phasig
EM
*
*
LED BE
REL
05953 >UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>>
(>UMZ-1phI>> blk)
UMZ 1-phasig
EM
*
*
LED BE
REL
05961 UMZ-1phasig ist ausgeschaltet (UMZ1ph aus)
UMZ 1-phasig
AM
KG
*
LED
REL
76
161
1
GA
05962 UMZ-1phasig ist blockiert (UMZ-1ph
block)
UMZ 1-phasig
AM
KG
KG
LED
REL
76
162
1
GA
05963 UMZ-1phasig ist wirksam (UMZ-1ph
wirksam)
UMZ 1-phasig
AM
KG
*
LED
REL
76
163
1
GA
05966 UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>
(UMZ-1phI> blk)
UMZ 1-phasig
AM
KG
KG
LED
REL
76
166
1
GA
05967 UMZ-1phasig Blockierung Stufe I>>
(UMZ-1phI>> blk)
UMZ 1-phasig
AM
KG
KG
LED
REL
76
167
1
GA
05971 UMZ-1phasig Generalanregung
(UMZ-1ph G-Anr)
UMZ 1-phasig
AM
*
KG
LED
REL
76
171
2
GA
05972 UMZ-1phasig Generalauslösung
(UMZ-1ph G-AUS)
UMZ 1-phasig
AM
*
K
LED
REL
76
172
2
GA
05974 UMZ-1phasig Anregung Stufe I>
(UMZ-1phI> Anr)
UMZ 1-phasig
AM
*
KG
LED
REL
76
174
2
GA
05975 UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>
(UMZ-1phI> AUS)
UMZ 1-phasig
AM
*
K
LED
REL
76
175
2
GA
05977 UMZ-1phasig Anregung Stufe I>>
(UMZ-1phI>> Anr)
UMZ 1-phasig
AM
*
KG
LED
REL
76
177
2
GA
05979 UMZ-1phasig Auslösung Stufe I>>
(UMZ-1phI>> AUS)
UMZ 1-phasig
AM
*
K
LED
REL
76
179
2
GA
05980 UMZ-1phasig Anregestrom (UMZ-1ph
I:)
UMZ 1-phasig
AM
*
KG
76
180
4
06851 >Auslösekreisüberw. blockieren
(>AKU block)
Auslösekreisüberwachung
EM
*
*
LED BE
REL
06852 >KR-Hilfskontakt für Auslösekreisüberw. (>AKU Kdo.Rel.)
Auslösekreisüberwachung
EM
KG
*
LED BE
REL
170
51
1
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
M
M
GA-pflichtig
76
Flattersperre
KG
Relais
*
Funktionstaste
AM
Binäreingang
Erdfehlerdifferentialschutz
LED
05826 Erddiff.: Auslösegröße D bei AUS
o.VZ (EDS D:)
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
GA
373
A Anhang
Meldespeicher
GA-pflichtig
*
LED BE
REL
170
52
1
GA
06861 Auslösekreisüberw. ist ausgeschaltet
(AKU aus)
Auslösekreisüberwachung
AM
KG
*
LED
REL
170
53
1
GA
06862 Auslösekreisüberw. ist blockiert (AKU
block)
Auslösekreisüberwachung
AM
KG
KG
LED
REL
153
16
1
GA
06863 Auslösekreisüberw. ist wirksam (AKU
wirksam)
Auslösekreisüberwachung
AM
KG
*
LED
REL
153
17
1
GA
06864 Auslösekreisüb. unwirk., da BE n.
rang. (AKU Rang.Fehler)
Auslösekreisüberwachung
AM
KG
*
LED
REL
170
54
1
GA
06865 Störung Auslösekreis (Störung Auskr.)
Auslösekreisüberwachung
AM
KG
*
LED
REL
170
55
1
GA
07551 U/AMZ Inrush Anregung Stufe I> (U/
AMZ I> Inrush)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
60
80
2
GA
07552 U/AMZ Inrush Anregung Stufe IE> (U/
AMZ IE>Inrush)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
LED
REL
60
81
2
GA
07553 U/AMZ Inrush Anregung Stufe Ip (U/
AMZ Ip Inrush)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
60
82
2
GA
07554 U/AMZ Inrush Anregung Stufe IEp (U/
AMZ IEpInrush)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
LED
REL
60
83
2
GA
07564 U/AMZ Inrush Anregung Erde (U/AMZ
InrAnr E)
U/AMZ Erde
AM
*
KG
LED
REL
60
88
2
GA
07565 U/AMZ Inrush Anregung Phase L1 (U/ U/AMZ Phase
AMZ InrAnr L1)
AM
*
KG
LED
REL
60
89
2
GA
07566 U/AMZ Inrush Anregung Phase L2 (U/ U/AMZ Phase
AMZ InrAnr L2)
AM
*
KG
LED
REL
60
90
2
GA
07567 U/AMZ Inrush Anregung Phase L3 (U/ U/AMZ Phase
AMZ InrAnr L3)
AM
*
KG
LED
REL
60
91
2
GA
07568 U/AMZ Inrush Anregung 3I0 (U/AMZ
InrAnr3I0)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
LED
REL
60
95
2
GA
07569 U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0>
(U/AMZ 3I0> Inr.)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
LED
REL
60
96
2
GA
07570 U/AMZ Inrush Anregung Stufe 3I0p
(U/AMZ 3I0p Inr.)
U/AMZ 3I0
AM
*
KG
LED
REL
60
97
2
GA
07571 >U/AMZ Phase Inrushstab. blockieren (>U/AMZPhInr blk)
U/AMZ Phase
EM
KG
KG
LED BE
REL
60
98
1
GA
07572 >U/AMZ 3I0 Inrushstab. blockieren
(>U/AMZI0Inr blk)
U/AMZ 3I0
EM
KG
KG
LED BE
REL
60
99
1
GA
07573 >U/AMZ Erde Inrushstab. blockieren
(>U/AMZ EInr blk)
U/AMZ Erde
EM
KG
KG
LED BE
REL
60
100
1
GA
07581 U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L1
(U/AMZ InrErk L1)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
07582 U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L2
(U/AMZ InrErk L2)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
374
Relais
Flattersperre
KG
Funktionstaste
EM
Binäreingang
Auslösekreisüberwachung
LED
06853 >LS-Hilfskontakt für Auslösekreisüberw. (>AKU LS)
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
07583 U/AMZ Erkennung Inrush in Phase L3
(U/AMZ InrErk L3)
U/AMZ Phase
AM
*
KG
LED
REL
14101 RTD Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14111 RTD 1 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 1 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14112 RTD 1 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 1 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14113 RTD 1 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 1 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14121 RTD 2 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 2 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14122 RTD 2 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 2 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14123 RTD 2 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 2 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14131 RTD 3 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 3 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14132 RTD 3 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 3 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14133 RTD 3 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 3 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14141 RTD 4 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 4 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14142 RTD 4 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 4 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14143 RTD 4 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 4 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14151 RTD 5 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 5 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14152 RTD 5 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 5 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14153 RTD 5 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 5 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14161 RTD 6 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 6 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14162 RTD 6 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 6 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14163 RTD 6 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 6 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14171 RTD 7 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 7 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14172 RTD 7 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 7 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
GA-pflichtig
Data Unit
Informationsnummer
Typ
IEC 60870-5-103
Flattersperre
Relais
Funktionstaste
Binäreingang
Rangierbarkeit
LED
Meldespeicher
Störschriebmarke
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
375
A Anhang
14173 RTD 7 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 7 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14181 RTD 8 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 8 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14182 RTD 8 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 8 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14183 RTD 8 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 8 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14191 RTD 9 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD 9 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14192 RTD 9 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD 9 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14193 RTD 9 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD 9 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14201 RTD10 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD10 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14202 RTD10 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD10 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14203 RTD10 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD10 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14211 RTD11 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD11 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14212 RTD11 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD11 Anr. St.1)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14213 RTD11 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD11 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14221 RTD12 Störung (Drahtbruch/Kurzschluss) (RTD12 Störung)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
14222 RTD12 Temperaturstufe 1 angeregt
(RTD12 Anr. St.1)
Ther mobox
AM
KG
*
LED
REL
14223 RTD12 Temperaturstufe 2 angeregt
(RTD12 Anr. St.2)
Thermobox
AM
KG
*
LED
REL
30607 Summe Primär-Abschaltströme L1
Seite 1 (ΣIL1S1:)
Statistik
AM
30608 Summe Primär-Abschaltströme L2
Seite 1 (ΣIL2S1:)
Statistik
AM
30609 Summe Primär-Abschaltströme L3
Seite 1 (ΣIL3S1:)
Statistik
AM
30610 Summe Primär-Abschaltströme L1
Seite 2 (ΣIL1S2:)
Statistik
AM
30611 Summe Primär-Abschaltströme L2
Seite 2 (ΣIL2S2:)
Statistik
AM
30612 Summe Primär-Abschaltströme L3
Seite 2 (ΣIL3S2:)
Statistik
AM
376
GA-pflichtig
Data Unit
Informationsnummer
Typ
IEC 60870-5-103
Flattersperre
Relais
Funktionstaste
Binäreingang
Rangierbarkeit
LED
Meldespeicher
Störschriebmarke
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.8 Informationslisten
Meldespeicher
GA-pflichtig
AM
30622 Summe der Primär-Abschaltströme I3
(ΣI3:)
Statistik
AM
30623 Summe der Primär-Abschaltströme I4
(ΣI4:)
Statistik
AM
30624 Summe der Primär-Abschaltströme I5
(ΣI5:)
Statistik
AM
30625 Summe der Primär-Abschaltströme I6
(ΣI6:)
Statistik
AM
30626 Summe der Primär-Abschaltströme I7
(ΣI7:)
Statistik
AM
>Licht an (Gerätedisplay) (>Licht an)
Gerät
EM
KG
*
LED BE
>Quittierung des Geräte-AUS (>QuittGAUS)
Anlagendaten 2
IE
*
*
LED BE
Anstoß Teststörschrieb (Markierung)
(Stw. Start)
Störschreibung
IE
KG
*
LED
REL
Entriegelung der MM-Sperre über BE
(EntrMMSp)
Gerät
IE
*
*
LED
REL
Hardwaretestmodus (HWTestMod)
Gerät
IE
KG
*
LED
REL
Melde- und Messwertsperre (MMSperre)
Gerät
IE
KG
*
LED
REL
176
20
1
GA
Parametergruppe A (P-Gruppe A)
Parametergruppenumschaltung
IE
KG
*
LED
REL
176
23
1
GA
Parametergruppe B (P-Gruppe B)
Parametergruppenumschaltung
IE
KG
*
LED
REL
176
24
1
GA
Parametergruppe C (P-Gruppe C)
Parametergruppenumschaltung
IE
KG
*
LED
REL
176
25
1
GA
Parametergruppe D (P-Gruppe D)
Parametergruppenumschaltung
IE
KG
*
LED
REL
176
26
1
GA
Quittierungspflichtiges Geräte-AUS
(G-AUSQuitt)
Anlagendaten 2
IE
*
*
LED
REL
Schalthoheit (Sch.Hoheit)
Schalthoheit und
Schaltmodus
IE
KG
*
LED
101
85
1
GA
Schaltmodus Fern (SchModFern)
Schalthoheit und
Schaltmodus
IE
KG
*
LED
Schaltmodus Ort (Sch.ModOrt)
Schalthoheit und
Schaltmodus
IE
KG
*
LED
101
86
1
GA
Schwellwert 1 (Schwelle 1)
Schwellwertumschalter
IE
KG
*
LED BE
Störung FMS LWL 1 (Stör FMS 1)
Überwachungen
AM
KG
*
LED
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Flattersperre
Statistik
Relais
30621 Summe der Primär-Abschaltströme I2
(ΣI2:)
Funktionstaste
AM
Binäreingang
Statistik
LED
30620 Summe der Primär-Abschaltströme I1
(ΣI1:)
Störschriebmarke
Data Unit
IEC 60870-5-103
Informationsnummer
Rangierbarkeit
Typ
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
REL
FK
T
FK
T
REL
REL FS
REL
377
A Anhang
378
KG
*
LED
REL
Störung Systemschnittstelle (Stör
SysSS)
Überwachungen
IE
KG
*
LED
REL
Testbetrieb (Testbetr.)
Gerät
IE
KG
*
LED
REL
Uhrzeitsynchronisierung (Uhr-Sync)
Gerät
IE_W
*
*
LED
REL
GA-pflichtig
AM
Data Unit
Überwachungen
Informationsnummer
Störung FMS LWL 2 (Stör FMS 2)
Typ
IEC 60870-5-103
Flattersperre
Relais
Funktionstaste
Binäreingang
Rangierbarkeit
LED
Meldespeicher
Störschriebmarke
Informationsart
Erdschlußmeldung KOM/
GEH
Funktion
Störfallmeldung KOM/GEH
Bedeutung
Betriebsmeldung KOM/GEH
FNr.
176
21
1
GA
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.9 Messwertliste
Funktion
IEC 60870-5-103
ASB
GB
00645 Messwert S (Scheinleistung) (S =)
Messwerte
CFC
ASB
GB
00721 Messwert IL1 Seite 1 (IL1S1=)
Messwerte
134
139
priv
9
1
CFC
ASB
GB
00722 Messwert IL2 Seite 1 (IL2S1=)
Messwerte
134
139
priv
9
5
CFC
ASB
GB
00723 Messwert IL3 Seite 1 (IL3S1=)
Messwerte
134
139
priv
9
3
CFC
ASB
GB
00724 Messwert IL1 Seite 2 (IL1S2=)
Messwerte
134
139
priv
9
2
CFC
ASB
GB
00725 Messwert IL2 Seite 2 (IL2S2=)
Messwerte
134
139
priv
9
6
CFC
ASB
GB
00726 Messwert IL3 Seite 2 (IL3S2=)
Messwerte
134
139
priv
9
4
CFC
ASB
GB
00801 Überlastschutz: Betriebstemperatur (Θ /Θaus
=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
00802 Überlastschutz: Betriebstemperatur L1 (Θ /
ΘausL1=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
00803 Überlastschutz: Betriebstemperatur L2 (Θ /
ΘausL2=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
00804 Überlastschutz: Betriebstemperatur L3 (Θ /
ΘausL3=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01060 Überlastschutz: Temp. Schenkel 1 (Θ Skl1 =)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01061 Überlastschutz: Temp. Schenkel 2 (Θ Skl2 =)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01062 Überlastschutz: Temp. Schenkel 3 (Θ Skl3 =)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01063 Überlastschutz: Alterungsrate L (Altrate=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01066 Überlast: Lastreserve K bis Warnung (ResWARN=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01067 Überlast: Lastreserve K bis Alarm (ResALARM=)
Thermische
Messwerte
CFC
ASB
GB
01068 Temperatur an RTD 1 (Θ RTD 1 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
1
CFC
ASB
GB
01069 Temperatur an RTD 2 (Θ RTD 2 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
2
CFC
ASB
GB
01070 Temperatur an RTD 3 (Θ RTD 3 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
3
CFC
ASB
GB
01071 Temperatur an RTD 4 (Θ RTD 4 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
4
CFC
ASB
GB
01072 Temperatur an RTD 5 (Θ RTD 5 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
5
CFC
ASB
GB
01073 Temperatur an RTD 6 (Θ RTD 6 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
6
CFC
ASB
GB
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Position
CFC
Data Unit
Messwerte
Kompatibilitaet
00644 Messwert f (Frequenz) (f =)
Funktionstyp
Grundbild
Rangierbarkeit
Abzweigsteuerbild
Bedeutung
CFC
FNr.
Messwertliste
Informationsnummer
A.9
379
A Anhang
Position
CFC
Abzweigsteuerbild
Grundbild
Rangierbarkeit
Data Unit
IEC 60870-5-103
Kompatibilitaet
Funktion
Informationsnummer
Bedeutung
Funktionstyp
FNr.
01074 Temperatur an RTD 7 (Θ RTD 7 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
7
CFC
ASB
GB
01075 Temperatur an RTD 8 (Θ RTD 8 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
8
CFC
ASB
GB
01076 Temperatur an RTD 9 (Θ RTD 9 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
9
CFC
ASB
GB
01077 Temperatur an RTD10 (Θ RTD10 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
10
CFC
ASB
GB
01078 Temperatur an RTD11 (Θ RTD11 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
11
CFC
ASB
GB
01079 Temperatur an RTD12 (Θ RTD12 =)
Thermische
Messwerte
134
146
priv
9
12
CFC
ASB
GB
07740 Phasenlage IL1 Seite 1 (ϕIL1S1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
07741 Phasenlage IL2 Seite 1 (ϕIL2S1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
07742 IDiffL1 (in I/InO) = (IDiffL1=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
07743 IDiffL2 (in I/InO) = (IDiffL2=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
07744 IDiffL3 (in I/InO) = (IDiffL3=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
07745 IStabL1 (in I/InO) = (IStabL1=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
07746 IStabL2 (in I/InO) = (IStabL2=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
07747 IStabL3 (in I/InO) = (IStabL3=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
07749 Phasenlage IL3 Seite 1 (ϕIL3S1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
07750 Phasenlage IL1 Seite 2 (ϕIL1S2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
07759 Phasenlage IL2 Seite 2 (ϕIL2S2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
07760 Phasenlage IL3 Seite 2 (ϕIL3S2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30633 Phasenlage I1 (ϕI1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30634 Phasenlage I2 (ϕI2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30635 Phasenlage I3 (ϕI3=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30636 Phasenlage I4 (ϕI4=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30637 Phasenlage I5 (ϕI5=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30638 Phasenlage I6 (ϕI6=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30639 Phasenlage I7 (ϕI7=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30640 Messwert 3I0 (Nullsystem) Seite 1 (3I0S1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30641 Messwert I1 (Mitsystem) Seite 1 (I1S1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30642 Messwert I2 (Gegensystem) Seite 1 (I2S1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30643 Messwert 3I0 (Nullsystem) Seite 2 (3I0S2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30644 Messwert I1 (Mitsystem) Seite 2 (I1S2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
380
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
A.9 Messwertliste
Funktion
IEC 60870-5-103
Grundbild
ASB
GB
30646 Messwert I1 (I1=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30647 Messwert I2 (I2=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30648 Messwert I3 (I3=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30649 Messwert I4 (I4=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30650 Messwert I5 (I5=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30651 Messwert I6 (I6=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30652 Messwert I7 (I7=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30653 Messwert I8 (I8=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
30654 IDiff EDS (in I/InO) (IDiffEDS=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
30655 IStab EDS (in I/InO) (IStabEDS=)
Diff- und StabMesswerte
CFC
ASB
GB
30656 Messwert U (gemessen über I7/I8) (Umess=)
Messwerte
CFC
ASB
GB
CFC
ASB
GB
oberer Grenzwert für LS-BtrStdZähler (BtrStd>)
Position
CFC
Data Unit
Messwerte
Kompatibilitaet
30645 Messwert I2 (Gegensystem) Seite 2 (I2S2=)
Funktionstyp
Abzweigsteuerbild
Rangierbarkeit
CFC
Bedeutung
Informationsnummer
FNr.
n
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
381
A Anhang
382
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Index
A
Abdeckkappen 286
Abhängiger Überstromzeitschutz 76, 99
Ablauf im Befehlspfad 188
Abmessungen 280
Abtastung 160
AMZ-Schutz 76, 99
Anlagendaten 1 20
Anlagendaten 2 32
Anlauf 38, 108, 132
Anpassung der Hardware 203
Anregelogik 169
Anschlussbeispiele 291
Anschlussvarianten 199
Ansprechwerterhöhung bei Anlauf 38, 108
Anwenderdefinierbare Funktionen 10, 279
Anwenderspezifizierbare Kennlinie 86, 91
Anwendungsbereiche 5
Anzeige von Messwerten 177
Ausgangsrelais 173, 247
Auslösekennlinie
Differentialschutz 39, 256
Erdfehlerdifferentialschutz 69, 261
Schieflastschutz (ANSI) 265
Schieflastschutz (IEC) 264
Überlastschutz 274
Überstromzeitschutz (ANSI) 265, 266
Überstromzeitschutz (IEC) 264
Auslösekreisüberwachung 161, 200
Auslöselogik 170
B
Batterie 159, 279, 287
Bedienschnittstelle 4, 248
Bediensoftware DIGSI® 4 287
Befehlsablauf 188
Befehlsbearbeitung 187
Befehlsquittierung 192
Befehlstypen 187
Bestelldaten 284
Betriebsmeldungen 175
Betriebsmessung 177, 278
Betriebsmesswerte 178, 278
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Binärausgänge 3, 173, 247
Binäreingänge 3, 247
Buchsengehäuse 287
C
CFC 10, 279, 288
Copyright ii
D
DCF77 279
Demontage des Gerätes 205
Differentialschutz 33, 256
für Drosseln 48, 49
für Erdfehler 64, 261
für Generatoren 48, 259
für Kleinstsammelschienen 50
für Längsdrosseln 48, 259
für Leitungen 50, 260
für Motoren 48, 259
für Querdrosseln 49, 259
für Sammelschienen 50, 52, 260
für Transformatoren 42, 257
Differentialschutzmesswerte 179
DIGSI REMOTE 4 287
Direktauslösung 156, 276
Direkte Einkopplungen 156, 276
Disk-Emulation 78, 100, 125
Drehfeld 20, 161
Drehfeldüberwachung 161
Drosseln 15, 22, 48, 49, 259
Druckauslöser 156
Dynamische Ansprechwertumschaltung 108, 270
E
Einphasentransformatoren 15, 46
Einphasiger Differentialschutz 52
Einphasiger Überstromzeitschutz 113, 271
Einsatzbedingungen 254
Einschaltstabilisierung 37, 79, 101
Einschaltstrom 37, 79, 101
383
Index
Einstellgruppen 30
Definition 30
Umschaltung 200
Einstellkonsistenz 166, 225
Einstellmöglichkeiten s. Parameterübersicht 306
Elektrische Prüfungen 251
EMV–Prüfungen 252
Erdfehlerdifferentialschutz 64, 261
Ersatzteile 204
Externe Auslösung 156, 276
Externe Einkopplungen 156, 276
F
Fehlerreaktionen 164
Feuchtebeanspruchung 254
Fragen i
Frontelemente 3
Funktionssteuerung 169
Funktionsumfang 7, 14
I
IBS-Tool 179
Inbetriebsetzung 220
Informationslisten 318
IRIG B 279
Isolationsprüfungen 251
K
Kesselschutz 117, 121
Kleinstsammelschienen 15, 22, 50
Klimabeanspruchungen 254
Knoten 15, 22, 260
Kommandoabhängige Meldungen 171
Kommandodauer 27
Kommunikationsschnittstellen 248
Konfigurationsfehler 166, 225
Konformitätserklärung i
Konsistenz der Einstellungen 166, 225
Konstruktive Ausführungen 254
Kurze Leitungen 15, 22, 50, 260
G
Gefahr (Definition) ii
Generalabfrage 176
Generalanregung 169
Generalauslösung 170
Generatoren 15, 22, 48, 259
Gestelleinbau 197
Gleichspannung 246
Grafisches Auswerteprogramm SIGRA 287
Graphic Tools 287
Grenzwerte 180
Gültigkeitsbereich des Handbuchs i
L
Längsdrosseln 15, 22, 48, 259
LC–Display 3
LED 3
Leistungsschalterhilfskontakte 108, 152, 161, 200,
227
Leistungsschalterversagerschutz 151, 226, 276
Leistungsschalterzustand 27, 108
Leitungen 15, 22, 50, 260
M
H
Hand-Einschaltung 79, 101
Hardware-Anpassungen 203
Hardware-Struktur 2
Hardware-Überwachungen 159
Heißpunktberechnung 133, 275
Hilfskontakte des Leistungsschalters 108, 152,
161, 200, 227
Hilfsspannung 203, 246
Hilfsspannungsüberwachung 159
Hinweis (Definition) ii
Hochimpedanz-Differentialschutz 115, 118
Hochimpedanzprinzip 115
384
Mechanische Prüfungen 253
Meldeverarbeitung 173
Messwerte 177
Messwertliste 335
Messwertüberwachungen 160
Mischwandler 52
Modemschnittstelle 248
Montage 196
auf Schalttafel 198
in Gestell 197
in Schalttafel 196
in Schrank 197
Motoren 15, 22, 48, 259
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Index
N
Nennfrequenz 20
Nennströme 23, 24, 25, 26, 246
Nennströme, Änderung 203, 209
Notanlauf 132, 139
P
Parameternamen iii
Parameterübersicht 306
Parameterzustände iii
Parametrierfehler 166, 225
Phasenfolge 20, 161
Protokollabhängige Funktionen 305
Pufferbatterie 159, 279, 287
Q
Qualifiziertes Personal (Definition) ii
Querdifferentialschutz 48
Querdrosseln 15, 22, 49, 259
R
Relative Alterung 136
RTD 17, 143
Rückfallzeitkennlinie
anwenderdefiniert 16, 88
Schieflastschutz (ANSI) 267
Überstromzeitschutz (ANSI) 267, 268
Rückwärtige Verriegelung 81
Rushstabilisierung 37, 79, 101
Rushstrom 37, 79, 101
S
Sammelmeldungen 165
Sammelschienen 15, 22, 23, 50, 52, 260
Sammelschienenschutz 50, 52, 81
Schalterversagerschutz 151, 226, 276
Schaltfehlerschutz 189
Schaltstatistik 171, 176
Schalttafelaufbau 198
Schalttafeleinbau 196
Schaltzeichen iii
Schieflastschutz 123, 272
Schnellauslösung bei stromstarken Fehlern 37
Schnittstellenleitung 287
Schnittstellenmodule 211, 286
Schrankeinbau 197
Schwing- und Schockbeanspruchung 253
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Serielle Schnittstellen 4
Serviceschnittstelle 4, 248
Signalbegriffe ii
SIGRA 287
Software-Überwachungen 160
Spannungsmessung 177
Spartransformatoren 15, 46
Speicherbausteine 159
Spontane Anzeigen 169, 175
Spontane Meldungen 176
Stabilisierung
Differentialschutz 34
Erdfehlerdifferentialschutz 67
mit Harmonischen 37, 79, 101
mit Widerstand 115
Strom- 34
Zusatz- 36
Standardverriegelung 190
Statistik 171, 176, 279
Sternpunktbehandlung 21, 26, 42, 46, 47
Sternpunktbildner 15, 44, 45, 49, 64
Steuertasten 3
Störfallmeldungen 175, 278
Störwertspeicherung 181, 278
Stromfreigabe für Auslösung 51, 56
Stromstabilisierung 34
Stromstaffelung 83
Stromsymmetrie 160
Stromversorgung 4, 246
Stromwandleranforderungen 246
Stromwandlerdaten 23, 25, 26, 27, 118
Symbolik in Zeichnungen iii
Symmetrieüberwachung 160
Systemschnittstelle 4, 249
T
Temperaturbereiche 254
Temperatureinheit 20
Testbetrieb 221
Test-Messschrieb 241
Thermische Differentialgleichung 131
Thermische Grenzwerte 143
Thermische Messwerte 179
Thermische Zeitkonstante 131
Thermischer Überlastschutz 131, 273
Thermisches Abbild 131, 273
Thermobox 17, 143, 248, 275, 286
Transformatoren 15, 20, 42, 257
Einphasentransformatoren 15, 46
mit getrennten Wicklungen 15
Spartransformatoren 15, 46
Transformatormeldungen 156, 276
Typografische Konventionen iii
385
Index
U
Überlastschutz 131, 273
Übersichtspläne 289
Überstromzeitschutz 73, 262
dynamische Ansprechwertumschaltung 108,
270
einphasiger 113, 271
für Erdstrom 97, 269
für Nullstrom 73, 262
für Phasenströme 73, 262
für Sternpunktstrom 97, 269
Übertragung von Messwerten 177
Übertragungssperre 221
Überwachung des Differentialstromes 51, 56
Überwachungen der Messgrößen 160
Überwachungsfunktionen 159, 277
Umschaltung von Einstellgruppen 200
UMZ-Schutz 73, 97
Unabhängiger Überstromzeitschutz 73, 97
V
Verbindungsbrücken 286
Voreinstellungen 303
Vorsicht (Definition) ii
W
Warnung (Definition) ii
Watchdog 160
Wechselspannung 247
Weitere Unterstützung i
Widerstandsstabilisierung 115
Wiedereinschaltverriegelung 170
Winkelschiene 287
Z
Zeitsynchronisation 279
Zeitsynchronisationsschnittstelle 4, 251
Zielgruppe des Handbuches i
Zifferntasten 3
Zubehör 286
Zusammenbau des Gerätes 215
Zusatzstabilisierung bei außenliegendem Fehler 36
n
386
7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
Korrekturen
An
Von
Siemens AG
Name:
Abt. PTD PA D DM
D-13623 Berlin
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7UT612 Handbuch
C53000–G1100–C148–1
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