sterowniczymi zabezpieczenie generatora z funkcjami ... · w przypadku, gdy żadna z oferowanych...

Relion® Seria 630

Zabezpieczenie generatora z funkcjamisterowniczymiREG630Przewodnik po produkcie

Spis treści

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

2. Obszar zastosowań........................................................3

3. Wstępne konfiguracje.....................................................7

4. Funkcje zabezpieczeniowe...........................................12

5. Sterowanie...................................................................13

6. Pomiary........................................................................13

7. Rejestrator zakłóceń.....................................................13

8. Log zdarzeń.................................................................13

9. Raport zakłóceń...........................................................13

10. Monitorowanie wyłącznika...........................................14

11. Nadzór obwodu wyłączania.........................................14

12. Samokontrola..............................................................14

13. Nadzór uszkodzenia bezpiecznika...............................14

14. Nadzór obwodu prądowego........................................14

15. Kontrola dostępu.........................................................14

16. Wejścia i wyjścia..........................................................14

17. Komunikacja...............................................................16

18. Dane techniczne..........................................................17

19. Interfejs użytkownika na przednim panelu....................56

20. Metody montażu.........................................................56

21. Wybór i dane zamówieniowe.......................................58

22. Akcesoria....................................................................60

24. Narzędzia....................................................................61

25. Rozwiązania wspierane przez ABB..............................62

26. Schemat zacisków......................................................64

27. Odniesienie.................................................................66

28. Kody funkcji i symbole.................................................67

29. Historia edycji dokumentu...........................................70

Zrzeczenie się

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

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

© Copyright 2015 ABB.

Wszelkie prawa zastrzeżone.

Znaki handlowe

ABB i Relion są zastrzeżonymi znakami handlowymi ABB Group. Wszystkie inne marki i nazwy produktów wymienionych w tym dokumencie są znakami handlowymi

lub zastrzeżonymi znakami handlowymi ich odpowiednich właścicieli.

Zabezpieczenie generatora z funkcjami sterowniczymi 1MRS757913 BREG630 Wersja produktu: 1.3

2 ABB

1. OpisREG630 jest wszechstronnym urządzeniem do zarządzaniageneratorem z funkcjami zabezpieczeniowymi, sterowniczymi,pomiarowymi oraz z możliwością monitorowania działaniamałych i średnich generatorów. REG630 jest urządzeniem

należącym do rodziny produktów ABB serii Relion® orazczęścią serii 630 produktów zabezpieczeniowych isterujących, które cechuje skalowalność funkcjonalna imożliwość elastycznej konfiguracji.

Wspierane protokoły komunikacyjne wraz z IEC 61850zapewniają możliwość bezpośredniego połączenia zprzemysłowym systemem automatyki.

2. Obszar zastosowańREG630 zapewnia główne funkcje zabezpieczeniowe dlageneratorów oraz zespołów generatora z transformatorem jak

na przykład generatory: małej i średniej mocy, dieslowe,gazowe, hydroelektryczne, mikrogeneracji ciepła i energii(CHP) oraz elektrowni parowych.

Konfiguracja wstępna stworzona dla REG630 może zostaćwykorzystana "jak jest" lub w prosty sposób dostosowana lubrozbudowana o dowolnie wybrane funkcje za pomocą,których urządzenie zarządzające generatorem może zostać wsatysfakcjonujący sposób dostosowane do specyficznychwymagań danego obszaru zastosowań.

Zabezpieczenie generatora z funkcjami sterowniczymi 1MRS757913 BREG630 Wersja produktu: 1.3 Wydany: 2015-04-30

Rewizja: B

ABB 3

3U Uo

REU615Std. conf. A

ANSI IEC

47O-/59 U2>/3U>

47U+/27 U1

81 f,df/dt

81LSH UFLS/R

3U

3I

Io

3U

3I

3I

REF630Konf. wstępna n

ANSI IEC

25 SYNC

27 3U<

50P/51P 3I>>>

51BF/51NBF 3I>/Io>BF

51N-1/51N-2 Io>/Io>>

51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59 3U>

Io

RET630Konf. wstępna n

ANSI IEC

87T 3ΔI>T

Strona 27 3U<

WN 46 I2>

49T 3I >T

50P/51P 3I>>>


51N-1/51N-2 Io>/Io>>

51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59 3U>

87NL dIoLo>

Strona 46 I2>

nn 50P/51P 3I>>>

51P-1/51P-2 3I>/3I>>

3I

Io

Io

3I

3U

REG630Konf. wstępna A

ANSI IEC

27 3U<

32R/32O P>→32U PG/M

49T/G 3Ith>T/G


51P-1/51P-2 3I>/3I>>

51V I(U)>

59 3U>

59G Uo>

60 FUSEF

67N-1/67N-2 Io>→/Io>>→81U/81O/81R f/Δf/Δt

87G/87M 3dl>G/M

3I

Io

Io

3I

3U

REG630Konf. wstępna A

ANSI IEC

27 3U<

32R/32O P> →32U P< →40 X<

46G/46M I2>G/M

49T/G 3Ith>T/G


51P-1/51P-2 3I>/3I>>

51V I(U)>

59 3U>

59G Uo>

60 FUSEF

67N-1/67N-2 Io>→/Io>>→81U/81O/81R f/Δf/Δt

87G/87M 3dl>G/M

U12

GUID-95FFD0DD-9A1E-422D-A6F2-0603158D0DBA V1 PL

Rysunek 1. Przykład zastosowania dla generatora z silnikiem wysokoprężnym/gazogeneratora z wstępną konfiguracją A

Kilka zespołów generatora połączonych równolegle, przyczym każdy zespół jest oddzielnie uziemiony. Prąd zwarciadoziemnego osiąga małe wartości, typowo wynosi 3–5 A.


4 ABB

3I

3I

Io

3I

Io

EXC.AVR

Ufn

REK510

Uo

3U

3U

Io

RET630Konf. wstępna n

ANSI IEC

46 I2>


51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59 3U>

59G Uo>

67N-1 Io>→87T 3ΔI>T

REG630Konf. wstępna n

ANSI IEC

21GT Z

27 3U<

27/59THD ΔU03f>/Uo>

32R/32O P>→40 X<

49T/G 3Ith>T/G


51N-1 Io>

51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59 3U>

59G Uo>

60 FUSEF

64R Io>R

81U/81R f

3I

3I

Io

3I

Io

EXC.AVR

Ufn

REK510

Uo

3U

3U

REF630Konf. wstępna n

ANSI IEC

25 SYNC

27/47U+ 3U

50N/51N Io>>>

50P/51P 3I>>>


51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59/47O- 3U>/U2>

59G Uo>

60 FUSEF

67N-1/67N-2 Io>→/Io>>→68 3I2f>


ANSI IEC

32R/32O P>→40 X<

46G/46M I2>G/M


51N-1/51N-2 Io>/Io>>

51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59 3U>

59G Uo>

81U/81R fT

U12

3I

Io

Uo


ANSI IEC

21GT Z

27 3U<

27/59THD ΔU03f>/Uo>

32R/32O P>→49T/G 3Ith>T/G


51P-1/51P-2 3I>/3I>>

59 3U>

59G Uo>

60 FUSEF

64R Io>R

GUID-42A3A43D-4F62-4541-AB39-D662B21769AB V1 PL

Rysunek 3. Średniej wielkości generator połączony blokowo z transformatorem

Zabezpieczenie zostało wdrożone w dwóch terminalachREG630 z przekaźnikami zabezpieczającymi generator i wjednym terminalu REF30 z polem zasilającym. Jeden terminalREG630 odpowiada za zabezpieczenie samego generatora, a

drugi REG630 za zabezpieczenie transformatora mocy zdostępną funkcją zabezpieczenia różnicowegotransformatora, podczas gdy REF630 zabezpiecza polezasilające i steruje nim.


6 ABB

3. Wstępne konfiguracjeSeria urządzeń 630 jest oferowana z opcjonalnymi,wykonanymi fabrycznie konfiguracjami wstępnymi dla różnychobszarów zastosowań. Konfiguracja wstępna wymagamniejszego nakładu pracy oraz przyczynia się do szybszegouruchomienia urządzenia. Konfiguracja wstępna obejmujedomyślnie typową funkcjonalność charakterystyczną dladanego obszaru zastosowania. Każda konfiguracja wstępnaumożliwia proste dostosowanie przy wykorzystaniu programuProtection and Control IED Manager PCM600. Poprzezdostosowanie wstępnej konfiguracji, urządzenie może zostaćprzystosowane do określonego obszaru zastosowań.

Adaptacja konfiguracji wstępnej może obejmować dodanielub usunięcie zabezpieczenia, funkcji sterującej czy innejfunkcji zgodnie z wymaganiami specyficznego obszaruzastosowań. Możliwa jest także zmiana także ustawień

parametrów, konfiguracji domyślnych alarmów oraz ustawieńnagrywania zdarzeń, włączając w to teksty wyświetlane naHMI, konfigurację diod LED, przycisków funkcyjnych orazprzystosowanie domyślnego schematu jednokreskowego.

Dodatkowo, adaptacja konfiguracji wstępnej obejmuję zawszekonfigurację komunikacji zgodnie z funkcjonalnościąurządzenia. Konfiguracja komunikacji wykonywana jest zapomocą funkcji konfiguracji komunikacji w programiePCM600.

W przypadku, gdy żadna z oferowanych konfiguracjiwstępnych nie spełnia oczekiwań przeznaczonego obszaruzastosowań, urządzenie z serii 630 może zostać zamówionebez wstępnej konfiguracji. W takim przypadku urządzeniemusi zostać skonfigurowane od podstaw.


ABB 7

MCS 3IMCS 3I

2×

3I

3I

Io

3dl>G/M87G/87M

P<32U

1×2×X<40

2×P>

32R/32O

1×2×

Io>→67N-1

Io>→67N-2

3U

UWAGI

Funkcja opcjonalna

Funkcje domyślnie niewłączone w konfiguracji wstępnej, możliwość włączenia na późniejszym etapie

Liczba domyślnie włączonych funkcji

Wartość obliczonaIo/Uo

2×

Liczba funkcji domyślnie niewłączonych w konfiguracji wstępnej, możliwość włączenia na późniejszym etapie

1×

3U<27

2×

Io

∆Io

MONITOROWANIE WARUNKÓW PRACY I NADZÓR

1 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 01 0 1 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 01 1 0 0 1 1 1 0 1 1 0 1 01 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 0 01 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 01 0 1 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 01 1 0 0 1 1 1 0 1 1 0 1 01 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 0 0

ORAND

ZABEZPIECZENIE GENERATORA Z FUNKCJAMI STEROWNICZYMIDla bezpośredniego połączenia z zespołem generatora

WSTĘPNA KONFIGURACJA

ZABEZPIECZENIE LOKALNY INTERFEJS HMI *)

REG630

KOMUNIKACJA

Protokoły: IEC 61850-8-1 IEC 60870-5-103 DNP3

Interfejsy: Ethernet: TX (RJ45), FX (LC) Szeregowe: Szeregowe światłowodowe (ST), Szeregowy światłowód z tworzywa sztucznego (złącze zatrzaskowe)

DOSTĘPNE RÓWNIEŻ

- 5 × programowalny przycisk w LHMI- Rejestratory zakłóceń i usterek- Samokontrola terminalu - Lokalny/zdalny przycisk w LHMI- Rejestrator cykliczny- Zarządzanie użytkownikami- WebHMI

3I

FUSEF60

UU

Uo

A

*) Interfejs LHMI jest dostępny w wersji stałej lub wyjmowalnej.

I→O94

CBCMCBCM

POMIAR

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Pomiar składowych prądu/napięcia- Nadzór nad wartością limitu- Pomiar RTD/mA (opcjonalnie)

Typy interfejsów analogowych B

Przekładnik prądowy 7

Przekładnik napięciowy 3

EE

TCSTCM

STEROWANIE I WSKAZANIA 1)

Obiekt Sterow.2)

CB 2

DC8

ES1) Porównaj dostępność wejść/wyjść binarnych

z dokumentacją techniczną2) Funkcja sterowania i wskazywania dla obiektu

podstawowego

SYNC25

OPTSOPTM

3Ith>T/G49T/G

MAPMAP

Q>→, 3U<32Q, 27

3I>>>50P/51P

3I2f>68

U1>47O+

2×

U2>47O-

2×

Io>51N-1

Io>>51N-2

16×

3I>→67-1

3I>>→67-2

2×

U/f>24

Z>>50N/51N

U1<47U+

2×

Io>R64R

3dlHi>G/M87GH/87MH

dIoHi>87NH

3dI>T87T

dUo(3H)>/Uo(3H)<27/59THD

VS78V

U51V

2×

Uo>59G

2× 1×

df/dt>81R

f>81O

f<81U

3U>59

2×

2×

2×

2×

2×

2×2×

3I>51P-1

I2>G/M46G/46M

2×3I>/Io>BF

51BF/51NBF

1× 1×

3I>>51P-2

1×1×

1× 1×

2× 1×

1×1×

1× 1×

2×3×

GUID-73E671D3-F46A-4778-8A7E-03AAED8AAACA V1 PL

Rysunek 4. Przegląd funkcji dla konfiguracji wstępnej A


8 ABB

3I

3I

Io

3U

Uo

MONITOROWANIE WARUNKÓW PRACY I NADZÓR

1 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 01 0 1 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 01 1 0 0 1 1 1 0 1 1 0 1 01 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 0 01 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 01 0 1 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 01 1 0 0 1 1 1 0 1 1 0 1 01 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 0 0

ORAND

ZABEZPIECZENIE GENERATORA Z FUNKCJAMI STEROWNICZYMIPusta konfiguracja

WSTĘPNA KONFIGURACJA

ZABEZPIECZENIE LOKALNY INTERFEJS HMI *)

REG630

UWAGI

Funkcja opcjonalna

Całkowita liczba funkcji

3×

KOMUNIKACJA

Protokoły: IEC 61850-8-1 IEC 60870-5-103 DNP3

Interfejsy: Ethernet: TX (RJ45), FX (LC) Szeregowe: Szeregowe światłowodowe (ST), Szeregowy światłowód z tworzywa sztucznego (złącze zatrzaskowe)

DOSTĘPNE RÓWNIEŻ

- 5 × programowalny przycisk w LHMI- Rejestratory zakłóceń i usterek- Samokontrola terminalu - Lokalny/zdalny przycisk w LHMI- Rejestrator cykliczny- Zarządzanie użytkownikami- WebHMI

n

*) Interfejs LHMI jest dostępny w wersji stałej lub wyjmowalnej.

MAPMAP

I→O94

CBCMCBCM

UU

FUSEF60

MCS 3IMCS 3I

POMIAR

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Pomiar składowych prądu/napięcia- Nadzór nad wartością limitu- Pomiar RTD/mA (opcjonalnie)

Typy interfejsów analogowych A B C

Przekładnik prądowy 5 71) 8

Przekładnik napięciowy 4 3 2

1) Jedno z dostępnych wejść prądowych transformatora jest czułe (0,1 / 0,5 A)

Q>→, 3U<32Q, 27

3I>>>50P/51P

3I>51P-1

3I2f>68

P>32R/32O

df/dt>81R

f>81O

f<81U

3U<27

EE

3×

U1>47O+

2×U2>47O-

2×

Io>51N-1

Io>>51N-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

2×

2×

16×

2×

TCSTCM

3×2×

STEROWANIE I WSKAZANIA 1)

Obiekt Sterow.2)

CB 2

DC8

ES1) Porównaj dostępność wejść/wyjść binarnych

z dokumentacją techniczną2) Funkcja sterowania i wskazywania dla obiektu

podstawowego

SYNC25

OPTSOPTM

2×

3I>→67-1

3I>>→67-2

Io>→67N-1

Io>→67N-2

2× 2×

4× 4× 4×

U/f>24

X<40

Z>>50N/51N

U1<47U+

2×3Ith>T/G

49T/G

Io>R64R

3dl>G/M87G/87M

3dlHi>G/M87GH/87MH

dIoHi>87NH

3dI>T87T

dUo(3H)>/Uo(3H)<27/59THD

P<32U

I2>G/M46G/46M

VS78V

U>51P-2

3U>59

Uo>59G

2× 3×2×I(U)>51V

2×

Io

Io

∆Io

GUID-21213F0B-B9FF-4310-9561-24A39E51157B V1 PL

Rysunek 5. Przegląd funkcji dla konfiguracji wstępnej n

Tabela 1. Opcje zamówienia wstępnej konfiguracji REG630

Opis Konfiguracja wstępna

Konfiguracja wstępna A dla generatora A

Liczba dostępnych instancji n


ABB 9

Tabela 2. Funkcje wykorzystane w konfiguracjach wstępnych

Opis A n

Zabezpieczenie

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopień niski 1 1

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopień wysoki 1 2

Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopień bezzwłoczny - 1

Zabezpieczenie nadprądowe zależne od napięcia 2 2

Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopień niski - 2

Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe, stopień wysoki - 1

Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień niski - 1

Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień niski - 1

Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień bezzwłoczny - 1

Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień niski 1 2

Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, stopień wysoki 1 1

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojana wykorzystujące trzecią harmoniczną - 1

Zabezpieczenie przed wysokoimpedancyjnym ograniczonym zwarciem doziemnym - 1

Zabezpieczenie od zwarć doziemnych wirnika - 1

Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej dla maszyn 2 2

Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe, dwie stałe czasowe 1 1

Trójfazowa detekcja prądu rozruchowego - 1

Zabezpieczenie różnicowe obu uzwojeń transformatora - 1

Wysokoimpedancyjne lub strumieniowe zabezpieczenie różnicowe dla maszyn - 1

Stabilizowane zabezpieczenie różnicowe maszyn 1 1

Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe 2 2

Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe 2 2

Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej zgodnej - 2

Zabezpieczenie podnapięciowe składowej zgodnej - 2

Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej przeciwnej - 2

Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej zerowej 2 3

Kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe z pomiarem mocy biernej - 2

Oddawanie mocy/Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe 2 3

Zabezpieczenie podmocowe 2 3

Zabezpieczenie gradientu częstotliwości 2 4

Zabezpieczenie nadczęstotliwościowe 2 4

Zabezpieczenie podczęstotliwościowe 2 4

Funkcja przetrzymywania niskiego napięcia - 3

Zabezpieczenie od przewzbudzenia - 2

Zabezpieczenie od zmiany wektora napięcia - 1

Trójfazowe zabezpieczenie od niedowzbudzenia 2 2


10 ABB

Tabela 2. Funkcje wykorzystane w konfiguracjach wstępnych, kontynuowane

Opis A n

Trójfazowe zabezpieczenie podimpedancyjne - 2

Lokalna rezerwa wyłącznikowa (LRW) 1 2

Logika wyłączania 1 2

Wielofunkcyjne zabezpieczenie analogowe - 16

Sterowanie

Sterowanie polem rozdzielni 1 1

Interfejs blokujący 3 10

Sterowanie wyłącznikiem/odłącznikiem 3 10

Wyłącznik zwarciowy 1 2

Odłącznik 2 8

Interfejs przełącznika Zdalny/Lokalny - 1

Kontrola synchronizmu - 1

Ogólne operacje I/O

Sterowanie jednobitowe (8 sygnałów) - 5

Wskazanie dwubitowe - 15

Wskazanie jednobitowe - 64

Rodzajowa wartość zmierzona - 15

Logiczny rotacyjny przełącznik wyboru funkcji oraz prezentacja na poziomie interfejsu LHMI - 10

Miniaturowy przełącznik wyboru - 10

Licznik impulsów do pomiaru energii - 4

Licznik zdarzeń - 1

Monitorowanie i nadzór

Licznik czasu działania dla maszyn i urządzeń - 1

Monitorowanie warunków pracy wyłącznika 1 2

Nadzór uszkodzenia bezpiecznika 1 1

Nadzór obwodu prądowego - 2

Nadzór obwodu otwierania 2 3

Nadzór baterii stacji - 1

Monitorowanie energii 1 1

Nadzór granic mierzonych wartości - 40

Pomiary

Pomiar prądów trójfazowych 1 2

Pomiar napięć trójfazowych (fazowych) - 2

Pomiar napięć trójfazowych (międzyfazowych) 1 2

Pomiar prądu zerowego 1 1

Pomiar napięcia zerowego 1 1

Monitorowanie mocy: P, Q, S, wsp. mocy oraz częstotliwości 1 1

Pomiar składowych prądów 1 1


ABB 11

Tabela 2. Funkcje wykorzystane w konfiguracjach wstępnych, kontynuowane

Opis A n

Pomiar składowych napięć 1 1

Funkcja rejestratora zakłóceń

Kanały analogowe 1-10 (próbek) 1 1

Kanały analogowe 11-20 (próbek) - 1

Kanały analogowe 21-30 (wart. obliczone) - 1

Kanały analogowe 31-40 (wart. obliczone) - 1

Kanały binarne 1-16 1 1

Kanały binarne 17–32 1 1



Komunikacja stacji (GOOSE)

Odbieranie sygnałów binarnych - 10

Odbieranie sygnałów dwubitowych - 32

Odbieranie sygnałów blokowania - 59

Odbieranie sygnałów całkowitoliczbowych - 32

Odbieranie wartości zmierzonej - 60

Odbieranie sygnałów jednobitowych - 64

n = całkowita liczba dostępnych instancji danej funkcji, niezależnie od wybranej wstępnej konfiguracji1, 2,... = liczba ujętych funkcji

4. Funkcje zabezpieczenioweREG630 zapewnia szeroką funkcjonalność zabezpieczeniowądla generatorów synchronicznych, chroniącą od skutkówawarii wewnętrznych jak i niekorzystnych warunkówzewnętrznych systemów. Urządzenie do zarządzaniageneratorem posiada funkcje zabezpieczeniowebezkierunkowe, kierunkowe nadprądowe orazziemnozwarciowe, funkcje zabezpieczeniowe nad- ipodnapięciowe oraz specjalne funkcje do zabezpieczaniageneratorów, takie jak zabezpieczenie nadprądowesterowane napięciowo, zabezpieczanie od oddawania mocyoraz kierunkowe nadmocowe, zabezpieczenie różnicowe,zabezpieczenie od niedowzbudzenia i przewzbudzenia,ograniczone zabezpieczenie ziemnozwarciowe oparte opomiar wysokiej impedancji, zabezpieczeniepodimpedancyjne (zabezpieczenie zapasowe linii),zabezpieczenie przeciążeniowe, zabezpieczenie od składowejprzeciwnej, zabezpieczenie częstotliwościowe orazzabezpieczenie podmocowe. Funkcja zabezpieczeniowa odzwarcia doziemnego wirnika jest wykorzystywana zoddzielnym dołączonym urządzeniem do wprowadzaniaczęstotliwości napięcia.

REG630 zawiera zabezpieczenie od zwarcia doziemnegostojana oparte na pomiarze trzeciej harmonicznej, które możebyć wykorzystane jako funkcja dodatkowa. Zabezpieczenieróżnicowe transformatora dwuuzwojeniowego jest dodatkowąfunkcją stosowaną w blokach generator-transformator.

Funkcja przetrzymywania niskiego napięcia, zabezpieczeniepodnapięciowe z pomiarem mocy biernej, zabezpieczenie odzmiany wektora napięcia mogą być stosowane dozapewnienia stabilności i niezawodności sieci, a tym samymdo uniknięcia awarii sieci. Funkcja przetrzymywania niskiegonapięcia umożliwia monitorowanie rozproszonegowytwarzania energii w trakcie niskiego napięcia lubprzetrzymywania zwarcia w celu określenia czy i kiedy należyodłączyć się od sieci. Zabezpieczenie podnapięciowe zpomiarem mocy biernej (QU) może być wykorzystane wpunkcie podłączenia do sieci rozproszonych urządzeńgenerujących energię elektryczną. Zabezpieczenie od zmianywektora napięcia wykrywa przejście do pracy wyspowej sieci.Stale mierzy ono czas trwania cyklu napięcia. W przypadkuprzejścia do pracy wyspowej sieci czas trwania zmierzonegocyklu napięcia skraca się lub wydłuża w porównaniu dopoprzedniego, tj. zmierzony cykl napięcia zmienia się wczasie.


12 ABB

5. SterowanieUrządzenie zawiera funkcje do sterowania lokalnego orazzdalnego. Urządzenie zapewnia dowolnie konfigurowalnewejścia i wyjścia binarne oraz układy logiczne służące doustalania sterowania polem i funkcji blokujących dlawyłączników i rozłączników silnikowych Urządzenie wspierapojedynczy i podwójny układ szyn zbiorczych stacji. Ilośćsterowalnej aparatury pierwotnej zależy od ilości dostępnychwejść i wyjść w wybranej konfiguracji. Opróczkonwencjonalnych przewodowych połączeń sygnalizujących,wykorzystywane są wiadomości GOOSE zgodne z IEC61850-8-1, które mogą być wykorzystywane do wymienianiasygnałów pomiędzy urządzeniami w celu uzyskaniawymaganego blokowania.

Dodatkowo, urządzenie zawiera funkcję kontrolisynchronizacji, która zapewnia, że napięcie, kąt fazowy iczęstotliwość po obu stronach otwartego wyłącznikaspełniają warunki bezpiecznego podłączenia generatora dosieci.

6. PomiaryUrządzenie jest przystosowane do ciągłego pomiaru prądówfazowych, składowych symetrycznych prądu oraz prąduzerowego. Urządzenie także posiada możliwość pomiarunapięć fazowych i międzyfazowych, składowychsymetrycznych napięcia oraz napięcia zerowego. Ponadto,urządzenie monitoruje moc czynną, bierną, współczynnikmocy, wartość zapotrzebowanie na moc w wstępnieustawionej przez użytkownika ramie czasowej jak równieżcałkowity przepływ energii biernej i czynnej w obu kierunkach.Obliczane są także: częstotliwość linii, przekroczenietemperatury ochranianego obiektu oraz wartośćniezrównoważenia fazowego wyrażona jako stosunkuskładowej przeciwnej do składowej zgodnej prądu.Gromadzone oraz uśrednione obliczone dane wykorzystujądostępną pamięć nieulotną urządzenia. Wartości obliczone sątakże otrzymywane z funkcji zabezpieczeniowych imonitorujących warunki pracy urządzenia.

Mierzone wartości są dostępne lokalnie poprzez interfejsużytkownika na przednim panelu urządzenia lub zdalniepoprzez interfejs komunikacyjny. Wartości mogą być takżedostępne lokalnie lub zdalnie przy użyciu interfejsuużytkownika opartego na przeglądarce internetowej.

7. Rejestrator zakłóceńUrządzenie jest dostarczane z rejestratorem zakłóceńmającym do dyspozycji do 40 kanałów analogowych i 64kanałów binarnych. Kanały analogowe mogą być ustawionedo nagrywania przebiegów zmierzonych napięć i prądów.Kanały analogowe mogą być także ustawione na wyzwalaniefunkcji rejestrującej, kiedy mierzona wartość spadnie lubprzekroczy ustawioną wartość. Kanały sygnałów binarnychmogą zostać ustawione do wyzwalania rejestracji wprzypadku wystąpienia zbocza narastającego lub

opadającego. Kanały binarne są domyślne ustawione donagrywania sygnałów zewnętrznych i wewnętrznychurządzenia, na przykład wystąpienie sygnału wzbudzenia lubzadziałania funkcji zabezpieczeniowej, wystąpieniazewnętrznego sygnału sterującego lub blokowania. Sygnałybinarne urządzenia, takie jak pobudzenie zabezpieczenia,sygnał zadziałania lub zewnętrzny sygnał sterującywystępujący na wejściu binarnym, mogą zostać wykorzystanedo wyzwolenia nagrywania. Dodatkowo, ustawieniarejestratora zakłóceń zawierają czasy wyzwalania przed i powystąpieniu awarii.

Rejestrator zakłóceń może przechowywać do 100 nagrań.Liczba nagrań może zmieniać się w zależności od długościnagrań oraz ilości dołączonych sygnałów. Rejestratorzakłóceń steruje diodami LED Startu i Zadziałania, któreznajdują się na przednim panelu interfejsu użytkownika.Działanie diod LED jest w pełni konfigurowalne, gdzie jednolub kilka kryteriów może powodować aktywację, na przykładstart lub wyzwolenie danej funkcji zabezpieczeniowej.

Zarejestrowane informacje są przechowywane w pamięcinieulotnej oraz mogą zostać wysłane do późniejszej analizytechnicznej.

8. Log zdarzeńUrządzenie posiada możliwość logowania zdarzeń, którawłącza zapisywanie informacji o zdarzeniach. Log zdarzeńmoże zostać skonfigurowany do zapisywania informacjizgodnie z kryteriami zdefiniowanymi przez użytkownika orazsygnałami urządzenia. W celu zebrania informacji owystępującym ciągu zdarzeń (ang. sequence-of-events, SoE),urządzenie zawiera pamięć nieulotną o pojemności do 1000zdarzeń wraz ze stemplami czasu i zdefiniowanymi przezużytkownika komunikatami zdarzeń. Pamięć nieulotnaprzechowuje dane także w przypadku utraty zasilaniapomocniczego przez urządzenie. Rejestr zdarzeń ułatwiaszczegółową analizę (przed i po) awarii zasilania i zakłóceniu.

Informacje o występującym ciągu zdarzeń mogą byćdostępne lokalnie poprzez interfejs użytkownika na paneluurządzenia lub zdalnie poprzez interfejs komunikacyjny.Informacje mogą być dodatkowo dostępne lokalnie lubzdalnie przy użyciu interfejsu użytkownika opartego naprzeglądarce internetowej.

Zapisywanie zdarzeń komunikacyjnych jest zależne odwykorzystywanego protokołu komunikacyjnego oraz inżynieriikomunikacji. Zdarzenia komunikacyjne są automatyczniewysyłane do automatyki stacji oraz systemu SCADA, jeślidokonano wymaganej do tego konfiguracji komunikacji.

9. Raport zakłóceńRaport zakłóceń zawiera informacje, które zostały zebrane wtrakcie sytuacji awaryjnej. Raport zawiera ogólne informacjetakie jak czas nagrywania, czas przed zwarciem, czas pozwarciu. Dodatkowo, raport zawiera wartości sygnałów i kąty


ABB 13

fazowe przed uszkodzeniem oraz wartości i kąty w chwiliwyzwolenia zabezpieczenia. Raporty zakłóceń są domyślnieprzechowywane w pamięci nieulotnej. Numery raportówzakłóceń mogą być dostępne poprzez panel interfejsuużytkownika. Bardziej wszechstronny raport zakłóceń wraz zprzebiegami dostępny jest w programie PCM600.

10. Monitorowanie wyłącznikaFunkcje terminalu IED dotyczące monitorowania stanuwyłącznika monitorują w sposób ciągły wydajność i stanwyłącznika. Monitoring obejmuje czas naciągania sprężyny,ciśnienie gazu SF6, czas otwierania, licznik zadziałań,obliczoną zgromadzoną energię, przewidywany czaseksploatacji wyłącznika oraz czas bezczynności wyłącznikazwarciowego.

Funkcje monitorowania dostarczają informacje na temathistorii eksploatacji wyłącznika, która może być wykorzystanado planowania prewencyjnej konserwacji wyłącznika.

11. Nadzór obwodu wyłączaniaUkład nadzoru obwodu otwierania (ang. trip circuitsupervision, TCS) monitoruje ciągłą dostępność i możliwośćzadziałania obwodu wyłączania zwarcia. Możliwe jest takżemonitorowanie pozycji wyłącznika tzn. czy jest otwarty, czyzamknięty za pomocą funkcji monitorowania otwartegoobwodu. Także wykrywa utratę napięcia sterującegowyłącznikiem.

12. SamokontrolaUrządzenie posiada wbudowany system samokontroli, któryciągle monitoruje stan sprzętu oraz działanie oprogramowaniaurządzenia. Operator zostaje zaalarmowany w przypadkiwykrycia awarii lub wadliwego działania.

Zdarzenia samokontroli są zapisywane na wewnętrznej liściezdarzeń, która może być dostępna lokalnie poprzez interfejsużytkownika na przednim panelu. Dostęp do wykazu zdarzeńmożna uzyskać również przy użyciu interfejsu użytkownikaopartego na przeglądarce internetowej lub programu PCM600.

13. Nadzór uszkodzenia bezpiecznikaFunkcja nadzoru uszkodzenia bezpiecznika wykrywauszkodzenia między obwodem pomiarowym napięcia aurządzeniem. Awarie te wykrywane są przez algorytm opartyna składowych przeciwnych lub algorytm napięcia trójkątnegoi prądu trójkątnego. Po wykryciu awarii funkcja nadzoruuszkodzenia bezpiecznika aktywuje alarm i zapobieganiezamierzonemu działaniu napięciowych funkcjizabezpieczeń.

14. Nadzór obwodu prądowegoNadzór obwodu prądowego jest wykorzystywany dowykrywania stanów awaryjnych w obwodach wtórnychprzekładnika prądowego. W trakcie wykrycia uszkodzenia

funkcja nadzoru prądu także aktywuje alarm na diodach LEDoraz blokuje pewne funkcje zabezpieczeniowe w celuuniknięcia niezmierzonego zadziałania. Funkcja nadzoruobwodu prądowego oblicza sumę prądów fazowych orazporównuje wynik ze zmierzonym sygnałem prądu odniesieniapochodzącym z przekładnika prądowego ze zrównoważonymrdzeniem lub innego zestawu przekładników prądowych.

15. Kontrola dostępuW celu ochrony urządzenia przed nieautoryzowanymdostępem oraz utrzymania integralności informacji,urządzenie posiada system autoryzacji oraz zarządzaniaużytkownikami. Administrator może ustawić indywidualnehasło dla każdego użytkownika urządzenia, wykorzystującnarzędzie zarządzania użytkownikami urządzenia w programieProtection and Control IED Manager narzędzia PCM600.Dodatkowo nazwy użytkowników powiązane są z jedną lubwiększą liczbą z dostępnych czterech grup użytkowników:Operator systemu, Inżynier zabezpieczeń, Projektant,Administrator. Przynależność do danej grupy użytkownikówwłącza odpowiednio indywidualnie dla każdego użytkownikamożliwość wykorzystywania urządzenia zgodnie z profilemgrupy.

16. Wejścia i wyjściaUrządzenie może zostać wyposażone w trzy różnekombinacje wejść napięciowych i prądowych. Dostępne opcjeto pięć wejść prądowych i cztery wejścia napięciowe, siedemwejść prądowych i trzy wejścia napięciowe, osiem wejśćprądowych i dwa wejścia napięciowe.

Wejście prądu fazowego przeznaczone jest dlaznamionowych prądów wtórnych przekładnika 1/5 A. Wariantz pięcioma i czterema wejściami napięciowymi posiada jednowejście o zakresie znamionowym 0,1/0,5 A, które może byćprzykładowo wykorzystane do ochrony ziemnozwarciowejstojana.

Urządzenia posiada wejścia napięciowe przeznaczone dlanapięć fazowych lub międzyfazowych oraz wejście napięciazerowego, dla których zakresy znamionowe wynoszące 100V,110V oraz 120V. Wartości znamionowe dla wejść prądowychi napięciowych są wybierane w oprogramowaniu.

Dodatkowe moduły RTD/mA umożliwiają pomiar do ośmiusygnałów analogowych oraz posiadają cztery wyjściaprądowe (mA). Wejście RTD/mA z podłączonym czujnikiemRTD może być wykorzystane do pomiaru temperaturyuzwojeń stojana, rozszerzając w ten sposób funkcjonalnośćzabezpieczenia przeciążeniowego i zapobiegającwcześniejszemu starzeniu się uzwojeń. Ponadto, wejścia RTD/mA mogą zostać wykorzystane do pomiaru temperaturypowietrza otoczenia, medium chłodzącego lub łożysk.Wejścia RTD/mA mogą zostać wykorzystana do nadzorusygnałów analogowych w mA doprowadzanych zzewnętrznych przetworników. Wejścia RTD/mA mogą być


14 ABB

także alternatywnie wykorzystane jako wejścia rezystancyjnelub jako wejścia napięciowych przetworników pomiarowych.Moduł RTD/mA włącza użycie uniwersalnej analogowej funkcjizabezpieczeniowej. Funkcje zabezpieczeniowe mogą byćwykorzystane do wyłączania oraz alarmowania w oparciu odane pomiarowe z RTD/mA lub wartości analogowe zwiadomości GOOSE. Wyjście prądowe (mA) może byćwykorzystane do przesyłania dowolnie przeskalowanychdanych pomiarowych lub obliczonych wartości analogowychdo innego urządzenia z wejściem prądowym (mA).

Wariant urządzenia 6U o rozszerzonej skalowalnościprzeznaczony jest do zoptymalizowania okapturzonych

rozdzielnic dla średnich napięć, w których często wymaganesą dodatkowe wejścia i wyjścia binarne.

Wszystkie wejściowe i wyjściowe styki binarne posiadająmożliwość dowolnej konfiguracji za pomocą matrycysygnałów, która jest funkcją konfiguracyjną w programiePCM600.

Przejrzyj tabele przeglądu wejść i wyjść, informacje dotyczącewyboru i zamówienia urządzenia oraz schemat zacisków wcelu uzyskania dodatkowych informacji na temat dostępnychwejść i wyjść.

Tabela 3. Konfiguracja wejścia analogowego

Konfiguracja wejściaanalogowego

CT (1/5 A) Czułe wejście CT (0,1/0,5 A) VT Wejścia RTD/mA

Wyjścia mA

AA 4 1 4 - -

AB 7 - 3 - -

AC 8 - 2 - -

BA 4 1 4 8 4

BB 7 - 3 8 4

BC 8 - 2 8 4

Tabela 4. Opcje wejść/wyjść binarnych dla wariantów 4U

Opcje wejść/wyjść binarnych Konfiguracja wejścia binarnego BI BO

Domyślnie AA 14 9

Dostępne z opcjonalnym modułem wejść/wyjśćbinarnych

AB 23 18

Dostępne z dwoma opcjonalnymi modułamiwejść/wyjść binarnych1)

AC 32 27

1) Nie możliwe, jeśli jest wybrany moduł RTD/mA

Tabela 5. Opcje wejść/wyjść binarnych dla wariantów 6U

Opcje wejść/wyjść binarnych Konfiguracja wejścia binarnego BI BO

Domyślnie AA 14 9

Dostępne z opcjonalnym modułem wejść/wyjśćbinarnych

AB 23 18

Dostępne z dwoma opcjonalnymi modułamiwejść/wyjść binarnych

AC 32 27

Dostępne z trzema opcjonalnymi modułamiwejść/wyjść binarnych

AD 41 36

Dostępne z czterema opcjonalnymi modułamiwejść/wyjść binarnych1)

AE 50 45

1) Niemożliwe, jeśli wybrano moduł RTD/mA


ABB 15

17. KomunikacjaUrządzenie wspiera standard automatyki stacyjnej IEC 61850wraz z komunikacją poziomą GOOSE jak równieżpowszechnie stosowane protokoły DNP3 (TCP/IP) i IEC60870-5-103. Wszystkie informacje o przebiegu procesu orazfunkcje sterujące dostępne są poprzez te właśnie protokoły.

Pliki z zapisami zakłóceń są dostępne poprzez protokoły IEC61850 oraz IEC 60870-5-103. Zarejestrowane zakłóceniamogą być dostępne dla dowolnej aplikacji korzystającej zsieci Ethernet w standardowym formacie plików COMTRADE.Urządzenie może wysłać sygnały dwustanowe do innegourządzenia (co nazywa się komunikacją poziomą) poprzezprotokół IEC 61850-8-1 z funkcją GOOSE (ang. GenericObject Oriented Substation Event). Komunikaty binarneGOOSE mogą być przykładowo wykorzystane do realizacjizabezpieczeń oraz w schematach zabezpieczeń bazującychna blokowaniu. Urządzenie spełnia określone w normie IEC61850 wymagania dotyczące wydajności komunikacji GOOSEdla funkcji awaryjnego wyłączania w stacjachelektroenergetycznych. Dodatkowo urządzenie wspierawysyłanie i odbieranie wartości analogowych poprzezkomunikaty GOOSE. Wiadomości analogowe GOOSEpozwalają na szybkie przesyłanie wartości analogowych pomagistrali stacji, umożliwiając w ten sposób np.współdzielenie przez różne urządzenia różnych informacjiwejściowych np. z wejść RTD takich jak temperaturaotoczenia. Urządzenie współdziała z innymi urządzeniami,narzędziami, systemami zgodnymi z normą IEC 61850 orazjednocześnie raportuje zdarzenia do klientów zgodnie z IEC61850. W systemach wykorzystujących protokół DNP3 na

TCP/IP, zdarzenia mogą być wysyłane do czterech różnychurządzeń nadrzędnych. W systemach wykorzystującychprotokół IEC 60870-5-103 urządzenie może być podłączonedo jednego urządzenia nadrzędnego pracującego w sieci otopologi gwiazdy.

Wszystkie złącza komunikacyjne, z wyjątkiem portu z przodupanelu, umieszczone są w zintegrowanym module dokomunikacji optycznej. Urządzenie może być dołączone dosieci komunikacyjnej bazującej na Ethernecie poprzez złączeRJ-45 (10/100BASE-TX) lub złącze do światłowoduwielomodowego LC (100BASE-FX).

Protokół IEC 60870-5-103 jest dostępny poprzez optycznyport szeregowy z możliwością wykorzystania szklanegowłókna (złącze ST z kołnierzem bagnetowym) lub włóknaplastikowego (złącze zatrzaskowe).

Urządzenie obsługuje następujące metody synchronizacjiczasu z rozdzielczością stempla czasowego 1 ms:

Oparte na łączności Ethernet• SNTP (simple network time protocol)• DNP3

Ze specjalnym okablowaniem do synchronizacji czasu• IRIG-B (Grupa oprzyrządowania międzyzakresowego –

Format kodowania czasu w wersji B)

Komunikacja szeregowa IEC 60870-5-103 zapewnia stempelczasowy o rozdzielczości 10 ms.

Tabela 6. Wspierane interfejsy i alternatywne protokoły komunikacyjne

Interfejs/Protokół1) Ethernet100BASE-TX RJ-45

Ethernet100BASE-FX LC

Szeregowy zatrzaskowy Szeregowy ST

IEC 61850 ● ●

DNP3 ● ●

IEC 60870-5-103 ● ●● = Wspierany 1) Proszę odwołać się do rozdziału dotyczącego wyboru urządzenia i danych zamówieniowych w celu uzyskania dodatkowych informacji.


16 ABB

18. Dane techniczne

Tabela 7. Wymiary

Opis Wartość

Szerokość 220 mm

Wysokość 177 mm (4U)265,9 mm (6U)

Głębokość 249,5 mm

Waga opakowania 6,2 kg (4U)5,5 kg (6U)1)

Waga LHMI 1,0 kg (4U)

1) Bez LHMI

Tabela 8. Zasilanie

Opis 600PSM02 600PSM03

Nominalna wartość Uaux 100, 110, 120, 220, 240 V AC, 50 i 60 Hz 48, 60, 110, 125 V DC

110, 125, 220, 250 V DC

Wahania Uaux 85...110% Un (85...264 V AC) 80...120% Un (38.4...150 V DC)

80...120% Un (88...300 V DC)

Maksymalna obciążalność zasilaniapomocniczego

35 W

Tętnienia w obwodzie napięcia pomocniczegoDC

Maksymalnie 15% wartości V DC (przy częstotliwości 100 Hz)

Maksymalny czas przerwy zasilaniapomocniczego DC bez resetu urządzenia

50 ms dla Uaux

Wejście źródła zasilania powinno byćzabezpieczone zewnętrznym miniaturowymwyłącznikiem nadprądowym.

Na przykład typ S282 UC-K.Maksymalne znamionowe obciążenie napięcia zasilania pomocniczego wynosi 35 Watów. Wzależności od wykorzystywanego napięcia, wybierz dostosowany MCB oparty naodpowiednim prądzie. Typ S282 UC-K posiada prąd znamionowy 0,75 A przy zasilaniu 400 VAC.


ABB 17

Tabela 9. Wejścia zasilające

Opis Wartość

Częstotliwość znamionowa 50/60 Hz

Zakres pracy Częstotliwość znamionowa ± 5 Hz

Prąd wejściowy Prąd znamionowy, In 0,1/0,5 A1) 1/5 A2)

Wytrzymałość termiczna:

• Ciągle 4 A 20 A

• dla 1 s 100 A 500 A

• dla 10 s 25 A 100 A

Wytrzymałość dla prądów dynamicznych:

• Wartość dla półokresu 250 A 1250 A

Impedancja wejściowa

Tabela 11. Wejścia RTD

Opis Wartość

Wejścia RTD Wspierany czujniki RTD 100 Ω platynowy TCR 0,00385 (DIN 43760)

250 Ω platynowy TCR 0,00385

100 Ω niklowy TCR 0,00618 (DIN 43760)

120 Ω niklowy TCR 0,00618

10 Ω miedziany TCR 0,00427

Wspierany zakres rezystancji 0…10 kΩ

Maksymalna rezystancja doprowadzeń(pomiar trójprzewodowy)

100 Ω platynowy 25 Ω na doprowadzenie

250 Ω platynowy 25 Ω na doprowadzenie

100 Ω niklowy 25 Ω na doprowadzenie

120 Ω niklowy 25 Ω na doprowadzenie

10 Ω miedziany 2,5 Ω na doprowadzenie

Rezystancja 25 Ω na doprowadzenie

Izolacja 4 kV Wejścia do wszystkich wyjśćoraz uziemienie ochronne

RTD / prąd pomiaru rezystancji Maksymalnie 0,275 mA rms

Dokładność działania / temperatura • ±1°C Czujniki Pt i Ni dla zakresówpomiarowych temperaturyotoczenia od -40°C do200°C oraz -40°C do 70°C

• ±2°C Czujnik CU do pomiarutemperatury pomieszczeniaw zakresie od -40°C do200°C

• ±4°C Czujnik CU dla temperaturyotoczenia od -40°C do 70°C

• ±5°C Od -40°C do -100ºC zakresupomiarowego

Dokładność zadziałania / Rezystancja ±2,5 Ω Zakres 0...400 Ω

±1,25% Zakres od 400 Ω do 10 kΩ

Odpowiedź czasowa < Czas filtrowania +350 ms

Wejścia mA Wspierane zakresy prądowe -20...+20 mA

Impedancja wejścia prądowego 100 Ω ±0,1%

Dokładność zadziałania ± 0,1% ± 20 ppm na °C pełnej skali Temperatura otoczenia-40°C...70°C

Wejścianapięciowe

Wspierane zakresy napięciowe -10 V DC...+10 V DC

Dokładność zadziałania ± 0,1% ± 40 ppm na °C pełnej skali Temperatura otoczenia-40°C...70°C


ABB 19

Tabela 12. Wyjścia sygnałowe oraz wyjście IRF

IRF przełączenie styku przekaźnika - typ sygnału wyjściowego przekaźnika

Opis Wartość

Napięcie znamionowe 250 V AC/DC

Obciążalność prądowa długotrwała styku 5 A

Obciążalność 3,0 s 10 A

Obciążalność 0,5 s 15 A

Zdolność wyłączeniowa dla stałej czasowej obwodu sterowniczego L/R

Tabela 16. Interfejs Ethernet

Interfejs Ethernet Protokół Kabel Prędkość transmisji

LAN1 (X1) Protokół TCP/IP Kabel światłowodowy za złączemLC lub ekranowana skrętkadwuparowa CAT 5e lub lepsza

100 MBits/s

Tabela 17. Światłowodowe łącze komunikacyjne LAN (X1)

Długość fali Typ włókna Złącze Dopuszczalna droga tłumienia1) Odległość

1300 nm MM 62,5/125 μm lubMM 50/125 μm oszklanym rdzeniuwłókna

LC

Tabela 23. Testy klimatyczne

Opis Typ testowanej wartości Odniesienie

Test w warunkach suchych i ciepłych(wilgotność < 50%)

• 96 h przy +55ºC• 16 h przy +85ºC

IEC 60068-2-2

Test w niskich temperaturach • 96 h przy -25ºC• 16 h przy -40ºC

IEC 60068-2-1

Test w warunkach wilgotnych i ciepłych,cykliczny

• 6 cykli przy +25…55°C, Rh >93% IEC 60068-2-30

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

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


22 ABB

Tabela 24. Testy kompatybilności elektromagnetyczne (EC)


100 kHz i 1 MHz test serii zakłóceń IEC 61000-4-18, poziom 3IEC 60255-22-1

• Zaburzenia wspólne – asymetryczne (ang.common mode)

2,5 kV

• Zaburzenia różnicowe – symetryczne (ang.differential mode)

1,0 kV

Test serii zakłóceń 3 MHz, 10 MHz i 30 MHz IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, klasa III


2,5 kV

Test na wyładowania elektrostatyczne IEC 61000-4-2, poziom 4IEC 60255-22-2IEEE C37.90.3.2001

• Wyładowanie dotykowe 8 kV

• Wyładowanie w powietrzu 15 kV

Test radiozakłóceń (RFI)

• Zaburzenia wspólne przewodzone 10 V (rms), f=150 kHz...80 MHz IEC 61000-4-6, poziom 3IEC 60255-22-6

• Promieniowanie, modulowane impulsowo 10 V/m (rms), f=900 MHz ENV 50204IEC 60255-22-3

• Promieniowanie, modulowane amplitudowo 10 V/m (rms), f=80...2700 MHz IEC 61000-4-3, poziom 3IEC 60255-22-3

Test na szybkozmienne stany przejściowe IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4, klasa A

• Wszystkie porty 4 kV

Test odporności udarowej IEC 61000-4-5, poziom 3/2IEC 60255-22-5

• Komunikacja 1 kV fazowe

• Wejścia binarne, wejścia napięciowe 2 kV faza-ziemia1 kV międzyprzewodowo

• Inne porty 4 kV fazowe, 2 kV międzyfazowe

Pola magnetyczne o częstotliwości sieciowej(50Hz):

IEC 61000-4-8

• 1...3 s 1000 A/m

• Ciągle 300 A/m

Test odporności na impulsowe poleelektromagnetyczne

1000 A/m6,4/16 µs

IEC 61000-4-9

Odporność na oscylacje tłumione polamagnetycznego

IEC 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 stanów nieustalonych/s

Test odporności częstotliwości sieciowej Tylko wejścia binarne IEC 60255-22-7, klasa AIEC 61000-4-16


300 V rms


ABB 23

Tabela 24. Testy kompatybilności elektromagnetyczne (EC), kontynuowane


• Zaburzenia różnicowe – symetryczne (ang.differential mode)

150 V rms

Zaburzenia wspólne asymetryczneprzewodzone

15 Hz...150 kHzPoziom testy 3 (10/1/10 V rms)

IEC 61000-4-16

Zapady i zaniki napięcia 30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11

Testy emisyjności elektromagnetycznej EN 55011, klasa AIEC 60255-25

• Przewodzone, emisja RF (zaciski sieciowe)

0,15...0,50 MHz < 79 dB(μV) quasi-szczytowa< 66 dB(μV) średnia

0,5...30 MHz < 73 dB(μV) quasi-szczytowa< 60 dB(μV) średnia

• Emisja promieniowania częstotliwościradiowej

30...230 MHz < 40 dB (μV/m) quasi-szczytowe, zmierzone wodl. 10 m

230...1000 MHz < 47 dB (μV/m) quasi-szczytowe, zmierzone wodl. 10 m

Tabela 25. Test izolacji


Testy dielektryczne IEC 60255-5IEC 60255-27

• Test napięciowy 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, komunikacja

Test napięcia impulsowego IEC 60255-5IEC 60255-27

• Test napięciowy 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, komunikacja

Pomiar rezystancji izolacji IEC 60255-5IEC 60255-27

• Rezystancja izolacji >100 MΩ, 500 V DC

Rezystancja połączenia wyrównawczego IEC 60255-27

• Rezystancja

Tabela 27. Bezpieczeństwo użytkowania produktu

Opis Odniesienie

Dyrektywa niskonapięciowa LV 2006/95/EC

Standard EN 60255-27 (2005)EN 60255-1 (2009)

Tabela 28. Zgodność kompatybilności elektromagnetycznej (EMC)

Opis Odniesienie

Dyrektywa EMC 2004/108/EC

Standard EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)

Tabela 29. Zgodność z RoHS

Opis

Zgodne z dyrektywą RoHS 2002/95/EC


ABB 25

Funkcje zabezpieczeniowe

Tabela 30. Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (PHxPTOC)

Charakterystyka Wartość

Dokładność zadziałania Przy częstotliwości f = fn

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

PHHPTOCiPHIPTOC

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

Czas uruchomienia 1)2) PHIPTOC:IFault = 2 × nastawa WartośćstartowaIFault = 10 × nastawa Wartośćstartowa

Typowo 17 ms (±5 ms) Typowo 10 ms (±5 ms)

PHHPTOC:IFault = 2 × nastawa Wartośćstartowa

Typowo 19 ms (±5 ms)

PHLPTOC:IFault = 2 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu < 45 ms

Współczynnik resetu Typowo 0,96

Czas opóźnienia < 30 ms

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

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

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

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

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


26 ABB

Tabela 31. Trójfazowe bezkierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (PHxPTOC), nastawy główne

Parametr Funkcja Wartość (Zakres) Krok

Wartość startowa PHLPTOC 0,05...5,00 pu 0.01

PHHPTOC 0,10...40,00 pu 0.01

PHIPTOC 0,10...40,00 pu 0.01

Mnożnik czasu PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHLPTOC 0,04...200,00 s 0.01

PHHPTOC 0,02...200,00 s 0.01

PHIPTOC 0,02...200,00 s 0.01

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

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

PHIPTOC Czas niezależny

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

Tabela 32. Zabezpieczenie nadprądowe zależne od napięcia (PHPVOC)



Prąd: ±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In

Napięcie: ±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × Un

Czas uruchomienia 1)2) Typowo 20 ms (±10 ms)

Czas resetu

Tabela 33. Zabezpieczenie nadprądowe zależne od napięcia (PHPVOC), główne nastawy


Wartość startowa PHPVOC 0,05...5,00 pu 0.01

Wartość startowa dolna PHPVOC 0,05...1,00 pu 0.01

Monożnik wartości startowej PHPVOC 0.8...10.0 0.1

Górny limit napięcia PHPVOC 0,01...1,00 pu 0.01

Dolny limit napięcia PHPVOC 0,01...1,00 pu 0.01

Mnożnik czasu PHPVOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHPVOC 0,04...200,00 s 0.01

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


Tabela 34. Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe(DPHxPDOC)



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

DPHHPDOC Prąd:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In (przy zakresie prądu od 0,01do 10 × In)±5,0% ustawionej wartości (dla prądów z zakresu 10 do 40 x In)Napięcie:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × UnKąt przesunięcia fazowego:±2°

Czas uruchomienia1)2) IFault = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu < 40 ms




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

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

1) Tryb pomiaru = domyślnie (zależnie od stopnia), prąd przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz, prąd ziemnozwarciowy w jednej fazie o częstotliwości znamionowej wprowadzony zlosowego kąta fazowego; wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów

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


28 ABB

Tabela 35. Trójfazowe kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (DPHxPDOC), nastawy główne


Wartość startowa DPHLPDOC 0,05...5,00 pu 0.01

DPHHPDOC 0,05...500 pu 0.01

Mnożnik czasu DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania DPHxPDOC 0,04...200,00 s 0.01

Tryb kierunkowy DPHxPDOC 1 = Bezkierunkowe2 = Na przód3 = Wsteczny

Charakterystyka kąta. DPHxPDOC -179...180° 1

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

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

1) W celu uzyskania dodatkowych informacji należy zapoznać się z tabelą charakterystyki zadziałania

Tabela 36. Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% ustawionej wartości lub ±0,001 × In

EFHPTOCiEFIPTOC

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

Czas uruchomienia 1)2) EFIPTOC:IFault = 2 × nastawa Wartośćstartowa


EFHPTOC:IFault = 2 × nastawa Wartośćstartowa


EFLPTOC:IFault = 2 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu < 45 ms





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

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



ABB 29

Tabela 37. Bezkierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (EFxPTOC), nastawy główne


Wartość startowa EFLPTOC 0,010...5,000 pu 0.005

EFHPTOC 0,10...40,00 pu 0.01

EFIPTOC 0,10...40,00 pu 0.01

Mnożnik czasu EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania EFLPTOC 0,04...200,00 s 0.01

EFHPTOC 0,02...200,00 s 0.01

EFIPTOC 0,02...200,00 s 0.01

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

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

EFIPTOC Czas niezależny



30 ABB

Tabela 38. Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (DEFxPDEF)



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

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

Czas uruchomienia 1)2) DEFHPDEF i DEFLPTDEF:IFault = 2 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu Typowo 40 ms





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

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



ABB 31

Tabela 39. Kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe (DEFxPDEF), nastawy główne


Wartość startowa DEFLPDEF 0,010...5,000 pu 0.005

DEFHPDEF 0,10...40,00 pu 0.01

Tryb kierunkowy DEFLPDEF i DEFHPDEF 1=Bezkierunkowy2=Do przodu3=Do tyłu

Mnożnik czasu DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania DEFLPDEF 0,06...200,00 s 0.01

DEFHPDEF 0,06...200,00 s 0.01

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

DEFHPDEF Czas niezależny lub zależnyTyp krzywej: 1, 3, 5, 15, 17

Tryb zadziałania DEFLPDEF i DEFHPDEF 1=Kąt fazowy2=IoSin3=IoCos4=Kąt fazowy 805=Kąt fazowy 88

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

Tabela 40. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe stojana wykorzystujące trzecią harmoniczną (H3EFPSEF)


Dokładność zadziałania Przy częstotliwości f = fn±5% ustawionej wartości lub ±0,004 × Un


Czas resetu

Tabela 42. Zabezpieczenie przed wysokoimpedancyjnym ograniczonym zwarciem doziemnym (HREFPDIF)



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

Czas uruchomienia1)2) IFault = 2,0 x nastawa WartośćzadziałaniaIFault = 10,0 x nastawa Wartośćzadziałania

Typowo 22 ms (±5 ms)Typowo 15 ms (±5 ms)

Czas resetu < 60 ms




1) Prąd przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz

2) Zawiera opóźnienie sygnału styku wyjściowego

Tabela 43. Zabezpieczenie przed wysokoimpedancyjnym ograniczonym zwarciem doziemnym (HREFPDIF), nastawy główne


Wartość zadziałania HREFPDIF 0,5...50,0% 0.1

Minimalny czas zadziałania HREFPDIF 0,020...300,000 s 0.001

Tabela 44. Zabezpieczenie od zwarć doziemnych wirnika (MREFPTOC)




Czas uruchomienia1)2) Typowo 25 ms (±15 ms)

Czas resetu

Tabela 46. Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej dla maszyn (MNSPTOC)




Czas uruchomienia1)2) IFault = 5,0 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu < 70 ms




Dokładność czasu zadziałania w trybie zależnym ±5,0% teoretycznej wartości lub ±30 ms 3)

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

1) Składowa przeciwna prądu przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz

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

Tabela 47. Zabezpieczenie nadprądowe składowej przeciwnej dla maszyn (MNSPTOC), główne nastawy


Wartość startowa MNSPTOC 0,01...0,50 pu 0.01

Typ krzywej zadziałania MNSPTOC ANSI Niezależna czasowoIEC Niezależna czasowoKrzywa Zależna AKrzywa Zależna B

-

Opóźnienie zadziałania MNSPTOC 0,10...120,00 s 0.01

Czas chłodzenia MNSPTOC 5...7200 s 1

Tabela 48. Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe cieplne z modelem dwuwykładniczym (T2PTTR)



Pomiar prądu: ±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × Inn (przyzakresie prądu od 0,01 do 4,00 × In)

Dokładność czasu zadziałania1) ±2,0% or ±1000 ms

1) Prąd przeciążeniowy > 1,2 × Temperatura stopnia działania Prąd odniesienia > 0,50 pu

Tabela 49. Trójfazowe zabezpieczenie przeciążeniowe cieplne z modelem dwuwykładniczym (T2PTTR), główne nastawy


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

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

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

Współczynnik obciążenia p T2PTTR 0.00...1.00 0.01

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

Prąd odniesienia T2PTTR 0,05...4,00 pu 0.01


34 ABB

Tabela 50. Trójfazowy detektor rozruchu (INRPHAR)


Dokładność zadziałania przy częstotliwości f = fn

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

Czas resetu +35 ms / -0 ms


Dokładność czasu zadziałania +30 ms / -0 ms

Tabela 51. Trójfazowy detektor prądu rozruchu (INRPHAR), główne nastawy


Wartość startowa (Stosunekdrugiej do pierwszej harmocznejprowadzący do ograniczania)

INRPHAR 5...100% 1

Opóźnienie zadziałania INRPHAR 0,02...60,00 s 0.001

Tabela 52. Zabezpieczenie różnicowe transformatora dwuuzwojeniowego (TR2PTDF)




Czas zadziałania1)2) Stopień niski stabilizowaneStopień wysoki bezzwłoczny


Czas resetu < 30 ms




1) Prąd różnicowy przed zwarciem = 0,0 × In, fn = 50 Hz Wprowadzony prąd różnicowy = 2,0 × ustawiona wartość zadziałania

2) Zawiera wartość opóźnienia styku wyjściowego oraz fn = 50 Hz


ABB 35

Tabela 53. Zabezpieczenie różnicowe transformatora dla transformatorów dwuuzwojeniowych (TR2PTDF), główne nastawy


Tryb blokowania TR2PTDF 2.h & 5.h i przebiegPrzebieg2. harmoniczna i przebieg5. harmoniczna i przebieg

-

Górna wartość zadziałania TR2PTDF 500...3000% 10

Dolna wartość zadziałania TR2PTDF 5...50% 1

Nachylenie sekcji 2 TR2PTDF 10...50% 1

Koniec sekcji 2 TR2PTDF 100...500% 1

Wartość startowa dla 2harmonicznej

TR2PTDF 7...20% 1

Wartość startowa dla 5harmonicznej

TR2PTDF 10...50% 1

Typ uzwojenia 1 TR2PTDF YYNDZZN

-

Typ uzwojenia 2 TR2PTDF YYNDZZN

-

Eliminacja skł. zerowej prądu TR2PTDF Nie wyeliminowanyUzwojenie 1Uzwojenie 2Uzwojenie 1 i 2

-

Numer zegara TR2PTDF Numer zegara 0Numer zegara 1Numer zegara 2Numer zegara 4Numer zegara 5Numer zegara 6Numer zegara 7Numer zegara 8Numer zegara 10Numer zegara 11

-

Tabela 54. Wysokoimpedancyjne lub strumieniowe zabezpieczenie różnicowe dla maszyn (MHZPDIF)


Dokładność zadziałania ±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × In


Czas resetu < 65 ms



Dokładność czasu zadziałania w trybie niezależnym ±1,0% wartości ustawionej z ±20 ms

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



36 ABB

Tabela 55. Wysokoimpedancyjne lub strumieniowe zabezpieczenie różnicowe dla maszyn (MHZPDIF), główne nastawy


Wartość zadziałania MHZPDIF 0,5...50,0% 0.1

Minimalny czas zadziałania MHZPDIF 0,02...300,00 s 0.01

Tabela 56. Stabilizowane zabezpieczenie różnicowe maszyn (MPDIF)



±3% ustawionej wartości lub ±0,002 × In

Czas zadziałania 1)2) Stopień niskistabilizowany Stopieńwysoki bezzwłoczny3)


Czas resetu < 40 ms



1) Fn = 50 Hz, wynik opiera się na rozkładzie statystycznym 1000 pomiarów2) Zawiera wartość opóźnienia szybkiego styku wyjściowego mocy3) Ifault = 2 × Górna wartość zadziałania

Tabela 57. Stabilizowane zabezpieczenie różnicowe maszyn (MPDIF), nastawy główne


Typ połączenia CT MPDIF 1...2 1

Górna wartość zadziałania MPDIF 100...1000% 1

Dolna wartość zadziałania MPDIF 5...30% 1

Nachylenie sekcji 2 MPDIF 10,0...50,0% 0.1

Koniec sekcji 1 MPDIF 0...100% 1

Koniec sekcji 2 MPDIF 100...300% 1

Tabela 58. Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe (PHPTOV)



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

Czas uruchomienia1)2) UFault = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu < 40 ms

Współczynnik resetu W zależności od nastawy Histereza względna





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

2) Zawiera opóźnienie sygnału styku wyjściowego3) Maksymalna Wartość startowa = 1,20 × Un, Wartość startowa mnoży się w przedziale od 1,10 do 20,00


ABB 37

Tabela 59. Trójfazowe zabezpieczenie nadnapięciowe (PHPTOV), nastawy główne


Wartość startowa PHPTOV 0,05...1,60 pu 0.01

Mnożnik czasu PHPTOV 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHPTOV 0,40...300,000 s 0.10

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


Tabela 60. Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe (PHPTUV)






Czas resetu < 40 ms

Współczynnik resetu W zależności od nastawy Histereza względna





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

2) Zawiera opóźnienie sygnału styku wyjściowego3) Minimalna wartość startowa = 0,50 × Un, Wartość startowa mnoży się w przedziale od 0,90 do 0,20

Tabela 61. Trójfazowe zabezpieczenie podnapięciowe (PHPTOV), nastawy główne


Wartość startowa PHPTUV 0,05...1,20 pu 0.01

Mnożnik czasu PHPTUV 0.05...15.00 0.01

Opóźnienie zadziałania PHPTUV 0,040...300,000 s 0.010

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



38 ABB

Tabela 62. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej zgodnej (PSPTOV)




Czas uruchomienia1)2) UFault = 1,1 × nastawa WartośćstartowaUFault = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa

Typowo 29 ms (±15 ms) Typowo 24 ms (±15 ms)

Czas resetu < 40 ms





1) Składowa zgodna napięcia przed zwarciem = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, przekroczenie wartości składowej zgodnej napięcia wprowadzonej z losowego kąta fazowego


Tabela 63. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej zgodnej (PSPTOV), nastawy główne


Wartość startowa PSPTOV 0,800...1,600 pu 0,001

Opóźnienie zadziałania PSPTOV 0,040...120,000 s 0,001

Tabela 64. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej zgodnej (PSPTUV)






Czas resetu < 40 ms





1) Składowa zgodna napięcia przed zwarciem = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, obniżona wartość składowej zgodnej napięcia wprowadzonej z losowego kąta fazowego


Tabela 65. Zabezpieczenie podnapięciowe składowej zgodnej (PSPTUV), nastawy główne


Wartość startowa PSPTUV 0,010...1,200 pu 0.001

Opóźnienie zadziałania PSPTUV 0,040...120,000 s 0.001

Wartość blokowania napięciowego PSPTUV 0,01...1,0 pu 0.01


ABB 39

Tabela 66. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej przeciwnej (NSPTOV)




Czas uruchomienia1)2) UFault = 1,1 × nastawa WartośćstartowaUFault = 2,0 × nastawa Wartośćstartowa


Czas resetu < 40 ms





1) Składowa przeciwna napięcia przed zwarciem = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, przekroczenie wartości składowej przeciwnej napięcia wprowadzonej z losowego kąta fazowego


Tabela 67. Zabezpieczenie nadnapięciowe składowej przeciwnej (NSPTOV), nastawy główne


Wartość startowa NSPTOV 0,010...1,000 pu 0.001

Opóźnienie zadziałania NSPTOV 0,040...120,000 s 0.001

Tabela 68. Zabezpieczenie zerowonapięciowe (ROVPTOV)






Czas resetu < 40 ms





1) Wartość resztkowa napięcia przed zwarciem = 0,0 × Un, fn = 50 Hz, wartość resztkowa napięcia o częstotliwości znamionowej wprowadzona z dowolnego kąta fazowego


Tabela 69. Zabezpieczenie zerowonapięciowe (ROVPTOV), główne nastawy


Wartość startowa ROVPTOV 0,010...1,000 pu 0.001

Opóźnienie zadziałania ROVPTOV 0,040...300,000 s 0.001


40 ABB

Tabela 70. Kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe z pomiarem mocy biernej (DQPTUV)


Dokładność zadziałania Przy częstotliwości f = fnMoc:1,5% lub 0,002 × Qn (±1,5%) dla mocy, PF -0,71...0,71Napięcie:±1,5% ustawionej wartości lub ±0,002 × Un

Czas uruchomienia 1) Typowo 22 ms

Czas powrotu < 40 ms


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


1) Wartość startowa = 0,05 × Sn, Moc bierna przed zwarciem = 0,8 × Wartość startowa. Dwukrotne przekroczenie mocy biernej. Wyniki oparte na rozkładzie statystycznym 1000pomiarów.

Tabela 71. Kierunkowe zabezpieczenie podnapięciowe z pomiarem mocy biernej (DQPTUV), główne nastawy


Wartość startowa napięcia DQPTUV 0,20...1,20 pu 0,01

Opóźnienie zadziałania DQPTUV 0,1...300,00 s 0,01

Min. moc bierna DQPTUV 0,01...0,50 pu 0,01

Min. prąd fazowy DQPTUV 0,02...0,20 pu 0,01

Redukcja sektora mocy DQPTUV 0,0...10,0° 1.0

Tabela 72. Oddawanie mocy/Kierunkowe zabezpieczenie nadmocowe (DOPPDPR)



±3% ustawionej wartości lub ±0,002 × Sn


Czas resetu

Tabela 74. Zabezpieczenie podmocowe (DUPPDPR)


Dokładność zadziałania Przy częstotliwości f = fn±3% ustawionej wartości lub ±0,002 × Sn


Czas resetu

Tabela 78. Zabezpieczenie nadczęstotliwościowe (DAPTOF)


Dokładność zadziałania Przy częstotliwości f = 35...66 Hz

± 0,003 Hz

Czas uruchomienia1)2) fFault = 1,01 × nastawa Wartośćstartowa

Typowo

Tabela 83. Funkcja przetrzymywania niskiego napięcia (LVRTPTUV), główne nastawy


Wartość startowa napięcia LVRTPTUV 0,05...1,20 pu 0,01

Liczba faz uruchomienia LVRTPTUV Dokładnie 1 z 3Dokładnie 2 z 3Dokładnie 3 z 3

–

Wybór napięcia LVRTPTUV Najwyższe między fazą a ziemiąNajniższe między fazą a ziemiąNajwyższe międzyfazoweNajniższe międzyfazoweSkł. zgodna

–

Aktywne współrzędne LVRTPTUV 1...10 1

Poziom napięcia 1 LVRTPTUV 0,00...1,20 pu 0,01

Czas odblokowania 1 LVRTPTUV 0,00...300,00 s 0,01




















44 ABB

Tabela 84. Zabezpieczenie od przewzbudzenia (OEPVPH)



±2,5% ustawionej wartości lub 0,01 × Ub/f

Czas uruchomienia 1)2) Zmiana częstotliwości Typowo 200 ms (±20 ms)

Zmiana napięcia Typowo 100 ms (±20 ms)

Czas resetu

Tabela 88. Trójfazowe zabezpieczenie od niedowzbudzenia (UEXPDIS)


Dokładność zadziałania1) Przy częstotliwości f = fn

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


Czas resetu

Tabela 92. Lokalna rezerwa wyłącznikowa LRW (CCBRBRF)




Dokładność czasu zadziałania ±1.0% wartości ustawionej lub ±30 ms

Tabela 93. Lokalna rezerwa wyłącznikowa LRW (CCBRBRF), główne nastawy


Wartość prądu (wartość prądufazowego zadziałania)

CCBRBRF 0,05...1,00 pu 0.01

Wartość prądu zerowego (wartośćprądu zerowego zadziałania)

CCBRBRF 0,05...1,00 pu 0.01

Tryb LRW (tryb zadziałania funkcji) CCBRBRF 1 = Prąd2 = Stan wyłącznika3 = Oba

-

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

-

Czas ponownego impulsuwyłączającego

CCBRBRF 0,00...60,00 s 0.01

Opóźnienie LRW CCBRBRF 0,00...60,00 s 0.01

Opóźnienie wykrycia uszkodzeniawyłącznika

CCBRBRF 0,00...60,00 s 0.01

Tabela 94. Wielofunkcyjne zabezpieczenie analogowe (MAPGAPC)


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

Tabela 95. Wielofunkcyjne zabezpieczenie analogowe (MAPGAPC), nastawy główne


Tryb zadziałania MAPGAPC NadPod

–

Wartość startowa MAPGAPC -10 000,0...10 000,0 0.1

Wartość startowa dodatkowa MAPGAPC -100,0...100,0 0.1

Opóźnienie zadziałania MAPGAPC 0,00...200,00 s 0.01


ABB 47

Tabela 96. Charakterystyki zadziałania

Parametr Wartość (Zakres)

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

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


48 ABB

Funkcje sterownicze

Tabela 97. Kontrola synchronizmu (SYNCRSYN)



Napięcie ±1,0% lub ±0,002 × UnCzęstotliwość: ±10 mHzKąt przesunięcia fazowego ±2°

Czas resetu < 50 ms


Dokładność czasu zadziałania +90ms/0 ms


ABB 49

Funkcje nadzoru oraz monitorowania

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


Dokładność pomiaru czasu pracy silnika 1) ±0,5%

1) Odczyt, samodzielne urządzenie, bez synchronizacji czasu

Tabela 99. Nadzór czasu działania dla maszyn i urządzeń (MDSOPT), główne nastawy


Wartość ostrzeżenia MDSOPT 0...299 999 h 1

Wartość alarmowa MDSOPT 0...299 999 h 1

Wartość początkowa MDSOPT 0...299 999 h 1

Czas działania – godzina MDSOPT 0...23 h 1

Tryb czasu działania MDSOPT NatychmiastowaOstrzeżenie czasoweOstrzeżenie i alarm czasowy

–

Tabela 100. Monitorowanie warunków pracy wyłącznika (SSCBR)


Dokładność pomiaru prądu Przy częstotliwości f = fn

±1,5% lub ±0,002 × In (dla prądów w zakresie 0,1…10 × In)±5,0% (dla prądów w zakresie 10…40 × In)

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

Pomiar czasu otwierania ±10 ms

Tabela 101. Nadzór uszkodzenia bezpieczenika (SEQRFUF)



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

Czas zadziałania1) • Funkcja NPS UFault = 1,1 × nastawa Napięcieskł. przeciwnej – poziomUFault = 5,0 × nastawa Napięciesk

sterowniczymi zabezpieczenie generatora z funkcjami ... · w przypadku, gdy żadna z oferowanych...

Documents