ABB REG670

一、产品概述

二、技术参数

三、功能特点

• 多原理保护协同，故障切除精准快速：采用纵联差动、距离、方向过流等多原理主保护协同设计，纵联差动保护通过光纤/载波通道实现线路两端电流实时对比，故障响应时间≤1ms，适用于短距离线路；距离保护采用三段式特性，可区分接地与相间故障，Ⅰ段动作时间≤10ms，适用于中长距离线路；方向过流保护具备四段式时限特性，可作为后备保护确保故障无死区切除。多原理保护通过逻辑判据自适应切换，适配不同拓扑结构的中压线路，如辐射网、环网、网格网等，故障切除准确率≥99.9%。
• 高精度数据采集，运行监控全面可靠：配备12路电流、8路电压高精度采集通道，采用16位ADC芯片与每周波256点采样技术，电流/电压采集精度达±0.2%，功率精度达±0.5%，可精准监测线路电流、电压、功率、功率因数等运行参数。内置FIR数字滤波算法，有效抑制3、5、7次谐波干扰，确保在非线性负载（如新能源逆变器、电弧炉）场景下数据采集的稳定性。具备CT/PT断线检测功能，检测时间≤100ms，断线时自动闭锁相关保护或发出告警信号，避免保护误动。
• 智能化控制功能，电网运维高效灵活：支持断路器远方/就地分合闸、隔离开关控制及重合闸等控制功能，重合闸模式可根据电网拓扑选择单相、三相或综合重合闸，具备重合闸前加速/后加速功能，缩短故障切除时间。配备16组独立定值组，可通过通讯或硬压板快速切换，适配电网不同运行方式（如检修、正常、故障恢复）。具备防误操作闭锁逻辑，可与变电站五防系统联动，防止带地线合闸、带负荷拉隔离开关等误操作，提升运维安全性。
• 标准化通讯架构，电网互联无缝兼容：全面支持IEC 61850标准，通过千兆以太网接口实现MMS（遥测遥信遥控）、GOOSE（快速跳闸信号）、SV（采样值）传输，GOOSE传输延迟≤3ms，满足保护快速动作与变电站自动化系统实时交互需求。同时兼容IEC 60870-5-103、Modbus等传统协议，可无缝接入新旧变电站自动化系统，实现保护信息、运行数据、故障录波的标准化上传。配备2路千兆以太网接口，支持双网冗余配置，通讯可靠性≥99.99%。
• 完善录波与事件记录，故障分析便捷高效：支持16通道同步故障录波，可记录故障前200ms至故障后10s的模拟量与数字量数据，录波格式兼容COMTRADE 1999标准，可直接通过ABB专用软件或第三方软件分析。具备5000条事件记录与1000条操作记录功能，事件时间戳精度±1ms，可完整追溯保护动作过程、遥信变位、操作人员行为等关键信息。录波与记录数据掉电不丢失，为故障原因分析、保护动作正确性验证及责任追溯提供完整数据支撑。
• 电力级环境适应，运行稳定可靠：按照电力行业严苛标准设计，采用宽温封装元器件（-25~70℃）、高可靠性电源模块及光电隔离电路，支持变电站高温、高湿、多粉尘环境连续运行。通过IEC 61000-4系列电磁兼容测试，具备强抗静电、抗快速瞬变脉冲群及抗浪涌能力，可抵抗变电站开关操作、雷击等产生的电磁干扰，保护动作无误动、拒动。绝缘性能符合电力行业标准，绝缘电阻≥100MΩ，工频耐压2kV AC，确保设备与人员安全。
• 模块化设计与便捷运维，扩展性优异：采用模块化硬件架构，模拟量采集、数字量输入输出、通讯等功能模块独立设计，支持模块单独更换与升级，降低维护成本。配备7英寸彩色触摸屏人机界面，支持中文/英文界面切换，可直观显示运行参数、保护状态、故障信息，通过触摸屏可完成定值修改、保护投退、录波查看等操作。支持远方维护功能，通过以太网实现定值下载、软件升级、故障诊断，运维人员无需现场操作，大幅提升运维效率。
• 安全分级与权限管理，操作可控可追溯：具备完善的安全管理功能，支持5级操作权限分级（管理员、运维人员、值班人员等），不同权限对应不同操作范围，如管理员可修改定值与升级软件，值班人员仅可查看数据与操作控制。所有关键操作（如定值修改、保护投退、分合闸控制）均需密码验证并记录操作日志，操作日志含操作时间、操作人员、操作内容及结果，实现操作全程可追溯，防止非法操作与责任不清问题。

四、工作原理

1. 系统初始化与自检：装置上电后，首先执行系统初始化流程，加载嵌入式操作系统与保护软件，配置硬件模块参数（如采样速率、通讯协议、I/O接口类型）。随后启动全面自检程序，依次对CPU、内存、模拟量采集模块、数字量I/O模块、通讯模块及保护逻辑进行自检，同时检测CT/PT接线正确性与电源稳定性。自检通过后，装置进入正常运行状态，触摸屏显示“运行正常”；若检测到硬件故障或接线错误，立即发出告警信号，点亮告警指示灯并记录故障信息，确保装置带缺陷不投入运行。
2. 模拟量采集与预处理：正常运行时，模拟量采集模块实时采集线路电流、电压信号（通过CT/PT接入），采集速率为每周波256点（50Hz系统）。采集的原始数据经FIR数字滤波处理，滤除谐波与干扰信号，提取基波分量，随后通过傅里叶变换计算电流、电压的有效值、相位角、功率等运行参数。预处理后的运行参数一方面上传至人机界面显示与遥测上传，另一方面送入保护运算模块作为保护判据的输入数据。同时，装置实时监测CT/PT输入信号，若检测到断线（如电流突变、电压不平衡），立即发出告警并闭锁相关保护。
3. 保护判据运算与故障识别：保护运算模块基于预处理后的电气参数，并行执行纵联差动、距离、方向过流等多原理保护判据运算。纵联差动保护通过通讯通道获取线路对端电流数据，与本端电流对比，若差值超过定值且满足动作条件，判定为区内故障；距离保护通过计算故障阻抗（电压/电流），与预设的三段式阻抗边界对比，判断故障位置与故障类型（接地/相间）；方向过流保护根据电流方向与幅值，结合时限特性判断是否为故障电流。多原理保护判据通过“或逻辑”协同工作，确保故障无死区识别，故障识别时间≤1ms。
4. 故障决策与控制执行：当保护判据判定线路发生故障时，装置立即进入故障决策流程，根据故障类型（接地/相间）、故障位置及预设逻辑确定跳闸方式（单相/三相跳闸）与跳闸时限。决策完成后，通过数字量输出模块驱动继电器动作，向断路器发出跳闸指令，故障切除后，根据重合闸配置自动执行重合闸操作（如单相故障执行单相重合闸）。若重合闸成功，装置恢复正常运行监控；若重合闸失败，判定为永久性故障，发出永跳指令并闭锁重合闸。整个故障处理过程（从故障识别到跳闸）时间≤10ms，确保故障快速切除。
5. 录波与事件记录启动：故障发生时，装置自动启动故障录波功能，同步记录16通道模拟量（电流、电压）与数字量（开关状态、保护动作信号）数据，录波范围为故障前200ms至故障后10s，数据按COMTRADE标准存储至内置存储器。同时，事件记录模块记录故障发生时间、保护动作类型、跳闸指令发出时间、重合闸结果等关键事件，时间戳精度±1ms。录波与事件记录数据掉电不丢失，为后续故障分析提供完整数据支撑。
6. 信息上传与运维交互：装置通过以太网或RS-485通讯接口，将运行参数（电流、电压、功率）、保护状态（保护投退、定值组状态）、故障信息（故障类型、故障时间）、录波数据及事件记录上传至变电站自动化系统（SAS）。运行人员可通过远方监控平台查看实时数据、修改保护定值、投退保护功能；运维人员可通过触摸屏或远方通讯下载录波数据，分析故障原因。装置具备权限管理功能，所有远方操作需密码验证并记录操作日志，确保操作安全可控。