ABB RED670

一、产品概述

二、技术参数

三、功能特点

• 多原理冗余保护，复杂故障精准切除：采用光纤分相电流差动、纵联距离、纵联零序方向三重主保护冗余设计，分相电流差动保护通过光纤通道实现线路两端分相电流实时同步对比，故障检测响应时间≤0.5ms，区内故障识别准确率100%，适配长距离高压线路；纵联距离保护通过两端阻抗协同判据，解决光纤通道中断时的保护连续性问题；纵联零序方向保护针对接地故障强化检测，高阻接地故障识别率≥99%。配备串联补偿线路自适应算法，可自动识别串联补偿装置位置与参数，消除补偿电容对保护判据的影响，适配新能源外送等含串联补偿的复杂线路场景。
• 24位高精度采集，运行监控全面精准：搭载24位高精度ADC芯片与每周波512点采样技术，电流/电压采集精度达±0.1%，功率精度达±0.2%，可精准监测高压线路电流、电压、功率、功率因数、谐波等核心运行参数。支持0~50次谐波分析，能有效捕捉新能源并网、电弧炉等非线性负载产生的谐波污染，为电网电能质量评估提供数据支撑。具备CT饱和检测功能，在故障电流过大导致CT饱和时，通过自适应算法修正采集数据，避免保护误动或拒动，确保严重故障下保护可靠性。
• 智能控制与重合闸，电网恢复高效灵活：支持断路器分合闸、隔离开关控制、串联补偿装置调节等全场景控制功能，控制指令响应时间≤1ms，适配高压电网快速控制需求。重合闸功能支持单相、三相、综合三种模式自适应切换，具备故障类型识别能力，如单相接地故障自动执行单相重合闸，相间故障执行三相重合闸，重合成功率≥95%。配备重合闸前加速/后加速逻辑，可根据故障位置自动调整加速时限，缩短永久性故障切除时间，同时具备重合闸闭锁逻辑，避免故障未切除时反复重合。
• 高速标准化通讯，智能电网无缝互联：全面支持IEC 61850标准，通过4路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≤1ms，SV采样值同步精度≤1μs，满足智能变电站“直采直跳”需求。可选配2路10Gbps光以太网接口，支持海量录波数据与状态监测数据高速上传至调度中心。兼容IEC 60870-5-103等传统协议，可实现新旧变电站自动化系统无缝对接，支持双网冗余与多网段隔离，通讯可靠性≥99.999%。
• 高精度故障测距与录波，故障分析高效便捷：采用双端同步测距算法，结合线路参数自适应修正技术，故障测距精度≤0.1km（线路长度≥10km时），可快速定位故障点，大幅缩短线路巡线时间。支持32通道同步故障录波，可记录故障前500ms至故障后30s的模拟量与数字量数据，录波格式兼容COMTRADE 2013标准，可直接通过ABB Relion Asset Manager软件进行波形分析、保护动作逻辑验证。具备10000条事件记录功能，时间戳精度±1μs，可完整追溯保护动作过程、开关状态变化及通讯交互信息，为故障原因分析提供全量数据支撑。
• 电力级强环境适应，极端场景稳定可靠：按照高压电力设备严苛标准设计，采用军工级宽温封装元器件（-30~75℃）、高可靠性冗余电源模块及三重光电隔离电路，支持高压变电站高温、高湿、多粉尘、强振动环境连续运行。通过IEC 61000-4系列最高等级电磁兼容测试，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、雷击及高压设备电磁辐射产生的干扰，保护动作无误动、拒动。绝缘性能达5kV AC工频耐压，确保设备在高压环境下与人员安全，平均无故障运行时间（MTBF）≥50万小时。
• 模块化设计与智能运维，全生命周期成本优化：采用模块化硬件架构，模拟量采集、数字量I/O、通讯、电源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10英寸高清触摸屏人机界面，支持多语言切换，可直观显示运行参数、保护状态、故障信息及波形曲线，通过触摸屏可完成定值修改、保护投退、录波查看等操作。支持远程智能运维，通过以太网实现定值下载、软件升级、故障诊断及状态监测，运维人员无需现场操作，可通过Relion Asset Manager平台实现多设备集中监控与全生命周期管理，运维效率提升60%以上。
• 三级安全权限与操作追溯，运行安全可控：具备完善的安全管理体系，支持三级操作权限分级（管理员、运维人员、值班人员），不同权限对应不同操作范围，如管理员可修改核心定值与升级软件，值班人员仅可查看数据与执行常规操作。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，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。具备操作防误逻辑，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危险操作，确保电网运维安全。

四、工作原理

1. 系统初始化与全面自检：装置上电后，首先执行系统初始化流程，加载嵌入式实时操作系统与保护软件，配置硬件模块参数（采样速率、通讯协议、I/O接口类型）及保护定值组。随后启动三级自检程序，一级自检（硬件自检）：检测CPU、内存、电源、采集模块等硬件状态；二级自检（逻辑自检）：验证保护算法、控制逻辑完整性；三级自检（回路自检）：检测CT/PT接线正确性、开关量回路通断及通讯链路连通性。自检通过后，装置进入正常运行状态，触摸屏显示“运行正常”；若检测到故障，立即发出声光告警，点亮告警指示灯并记录故障信息，同时闭锁保护出口，确保装置带缺陷不投入运行。
2. 模拟量采集与精准预处理：正常运行时，模拟量采集模块通过CT/PT实时采集线路分相电流、电压信号，采集速率为每周波512点（50Hz系统）。采集的原始数据经自适应FIR+IIR数字滤波处理，滤除高频干扰与谐波分量，提取基波与各次谐波分量，随后通过傅里叶变换与有功功率算法计算电流、电压有效值、相位角、功率、功率因数等运行参数。预处理后的参数一方面上传至人机界面显示与遥测上传，另一方面送入多核保护运算模块作为保护判据输入；同时，装置实时监测CT/PT信号，若检测到断线、饱和或失压，立即发出告警并启动保护闭锁或自适应修正逻辑。
3. 多原理保护运算与故障识别：多核保护运算模块并行执行光纤分相电流差动、纵联距离、纵联零序方向等多原理保护判据运算。分相电流差动保护通过光纤通道与对端装置实现电流同步，计算两端分相电流差值，若差值超过定值且满足动作逻辑，判定为区内故障；纵联距离保护通过两端阻抗计算结果协同判据，判断故障位置是否在保护区内；纵联零序方向保护通过零序电流方向与幅值，识别接地故障类型。多原理保护判据通过“与-或”逻辑协同，若任一主保护判据满足动作条件且无闭锁信号，判定为故障并启动故障决策流程，故障识别时间≤0.5ms。
4. 故障决策与快速执行：故障识别后，装置立即启动故障决策流程，根据故障类型（单相/相间/接地）、故障位置（区内/区外）及预设逻辑确定跳闸方式（分相/三相跳闸）、跳闸时限及重合闸模式。决策完成后，通过快速跳闸输出模块（响应≤1ms）驱动继电器动作，向断路器发出跳闸指令，同时启动故障测距与录波功能。故障切除后，根据重合闸配置自动执行重合闸操作，若重合成功，装置恢复正常运行监控；若重合失败（检测到故障持续存在），发出永跳指令并闭锁重合闸，同时向上级调度中心上传故障信息。整个故障处理过程（从识别到跳闸）时间≤10ms，确保故障快速切除，降低对电网稳定的影响。
5. 信息上传与智能交互：故障处理过程中，装置通过以太网接口向变电站自动化系统（SAS）及电网调度中心上传实时数据，包括故障类型、故障时间、跳闸指令、重合闸结果、故障测距位置及录波数据。正常运行时，定期上传线路运行参数（电流、电压、功率）、保护状态（保护投退、定值组状态）及装置自检信息。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Relion Asset Manager软件下载录波数据、分析故障原因、进行装置状态评估。所有远方操作需权限验证并记录日志，确保操作安全可控。
6. 状态监测与全生命周期管理：装置内置状态监测模块，实时监测自身硬件状态（CPU负载、内存占用、模块温度、电源电压）及电网运行状态（谐波含量、功率波动、开关动作次数），通过趋势分析算法评估装置健康状态与电网运行风险。若检测到硬件老化（如电容容值下降）或电网异常趋势（如谐波超标），立即发出预警信号并上传预警信息，为预防性维护提供依据。通过远程运维平台可实现装置全生命周期管理，包括设备台账管理、故障记录统计、维护计划制定及软件版本跟踪，最大化延长设备使用寿命，降低全生命周期成本。