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Série Relion® 650

Protection d'alternateur REG650Guide de l'acheteur

Contenu

1. Présentation de la série 650........................................... 3

2. Application..................................................................... 3

3. Fonctions disponibles.....................................................6

4. Protection différentielle................................................. 13

5. Protection d'impédance............................................... 14

6. Protection de courant...................................................15

7. Protection de tension................................................... 17

8. Protection de fréquence............................................... 19

9. Surveillance du système secondaire............................. 19

10. Contrôle...................................................................... 20

11. Logique.......................................................................22

12. Surveillance.................................................................24

13. Mesures...................................................................... 26

14. Interface homme-machine (IHM)..................................26

15. Fonctions de base du DEI........................................... 26

16. Communication interne du poste.................................28

17. Description du matériel................................................30

18. Schémas de raccordement......................................... 31

19. Données techniques....................................................32

20. Bon de commande pour DEI personnalisé.................. 65

21. Bon de commande pour DEI configurés......................69

22. Bon de commande pour accessoires.......................... 71

Démenti

Les informations contenues dans ce document peuvent faire l'objet de modifications sans préavis et ne doivent pas être interprétées comme étant un engagement de la

part d'ABB. ABB décline toute responsabilité quant aux erreurs éventuellement présentes dans ce document. Les schémas et diagrammes ne sont pas contractuels.

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Protection d'alternateur REG650 1MRK 502 050-BFR A

Version du produit: 1.3

2 ABB

1. Présentation de la série 650Un même DEI peut assurer la protection d'une large variétéd'applications, contrôler des appareils avec interverrouillage etsi besoin se charger du monitoring.

Les DEI série 650 fournissent aussi bien des solutionspersonnalisées que configurées. Avec les DEI personnalisés,vous disposez d'une grande latitude pour adapter lefonctionnement du matériel à vos besoins.

Les DEI de la série 650 sont des solutions prêtes à l'emploioptimales. Ils disposent de fonctionnalités de protectioncomplètes, dont les paramètres par défaut répondent auxbesoins d'une large variété d'applications de réseaux deproduction, de transport et de distribution.

Les DEI de la série 650 comprennent :• Des versions personnalisées permettant d'adapter le

fonctionnement du matériel aux besoins en présence et debénéficier de fonctions de protection et de contrôle à partird'un seul et même DEI.

• Les versions configurées sont entièrement prêtes à l'emploipour une large variété d'applications de réseaux deproduction, de transport et de distribution.

• La prise en charge des noms définis par les utilisateurs dansla langue locale pour la configuration de signal et de fonction.

• Une configuration des paramètres minimisée grâce à desvaleurs prédéfinies par défaut et grâce au nouveau conceptglobal d'ABB de valeurs de base. Il suffit de configurer lesparamètres spécifiques selon l'application installée etactivée.

• Messagerie GOOSE pour communication horizontale sur busde poste redondante sans à-coups conforme CEI62439–3ed2 PRP.

• Des fonctions IHM étendues avec 15 LED tricoloresd'indication dynamique par page réparties sur trois pages, etdes raccourcis pour différentes actions via des boutons-poussoirs configurables.

• Des étiquettes à LED textuelles programmables.• Des entrées courants configurables en 1/5A.• Contrôle d'accès en fonction du rôle avec mots de passe

indépendants et communication cryptée FTPS. Gestion desauthentifications et comptes pour toutes les activitésutilisateur.

2. ApplicationLe REG650 est utilisé pour la protection et la surveillance descentrales de production. Le DEI est particulièrement adapté

aux applications de systèmes de contrôle de la distribution quiexigent une haute fiabilité. Il est principalement conçu pour lescentrales de production de petite et moyenne taille. Un contrôled'appareils prenant en charge jusqu'à 8 appareils avecinterverrouillage peut être intégré au sein d'un DEI par uneconfiguration de bloc fonctionnel.

Le REG670 peut être utilisé lorsque des systèmes de protectionplus étendus sont nécessaires, ou en association avec leREG650 afin d'assurer la redondance des protections.

Un large éventail de fonctions de protection est disponible pourassurer la protection complète et fiable de différents types decentrales de production, par exemple les centrales hydro-électriques et thermiques. Cela permet l'adaptation auxexigences de protection de la plupart des centrales deproduction.

Des fonctions de protection permettent de détecter etd'éliminer les défauts internes, tels que les courts-circuits et lesdéfauts de terre du stator, les défauts d'isolement du rotor, lescourts-circuits et les défauts de terre des transformateurs ainsique les défauts externes à la centrale de production.

Deux ensembles ont été définis pour les applicationssuivantes :

• DEI de protection de l'alternateur, qui inclut la protectiondifférentielle de l'alternateur (B01)

• DEI de protection du bloc alternateur-transformateurincluant la protection différentielle de transformateur (B05)

Dans de nombreuses centrales de production, le système deprotection peut être conçu avec une combinaison de deuxensembles, c'est-à-dire deux DEI de même type ou de typesdifférents, qui assureront une protection redondante pour uneunité de production (alternateur et transformateur) en fonctiondes exigences liées à la conception de la centrale.

Les ensembles sont configurés et prêts à l'emploi. Les entréesanalogiques et les circuits d'entrées/sorties binaires sontprédéfinis.

Le DEI préconfiguré peut être modifié et adapté à l'aide del'outil de configuration graphique.


Version du produit: 1.3 Mise à jour: août 2015Révision: A

ABB 3

A, B, C or D

~

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

REG650-B01

TR PTTR

49 Ith

LEX PDIS

40

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

OC4 PTOC

51 3I>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81U f<

Poste 110kV HT

VR PVOC

51V I>/U<ZGC PDIS

21 Z<

AEG GAPC

50AE U</I>

SA PTOF

81O f>YY

SDD RFUF

60FL

Note :1) Entrée pour fonctions indépendantes non -directionnelles surintensité et surcharge pouvant avoir différents buts (ex. : protection contre les surintensités pour le transfo auxiliaire , le transfo d’excitation ou le côté HT du transfo élévateur )

I

U

NS2 PTOC

46 I2>

OC4 PTOC

51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF

50BF 3I> BF

YY

Disjoncteur générateur

Transformateur auxiliaire

Transformateur29MVA

121/11kVYNd5

Transformateur d’excitation

Disjoncteur HT

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

1)

2)

3)

3) Entrée pour fonction indépendante directionnelle défaut terre pouvant avoir différents buts (ex. : protection de défaut de terre de rotor avec RXTTE4 ou protection défaut terre stator pour générateurs fonctionnant en parallèle )

Dis

jonc

teur

d’

exci

tatio

n

HZ PDIF

87N IdN

2) Entrée pour fonction indépendante non -directionnelle de défaut de terre pouvant avoir différents buts (ex. : protection défaut terre pour stator , protection spire-à-spire pour générateur à enroulement à pas brouillé ou encore protection défaut terre côté HT ). Peut également servir pour la protection défaut terre restreinte haute impédance .

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

CV MMXN

Meter.

GUP PDUP

37

GOP PDOP

32 P>

Module TRM avec 4I+1I*+5U Module AIM avec 6I+4U

¤)

¤) Requiert noyaux de transformateur de courant dédiés, résistance externe et Metrosil pour fonctionner correctement

V MSQI

47 U2>

EF4 PTOC

67N

SDE PSDE

67N

Protection défaut terrerotor 64R

GOP PDOP

32

SA PFRC

81R df/dt

390kVA11/0.37kV

Dyn11

50/5

1600/5

1600/5

10/1

1.6MVA11/0.4kV

EF4 PTOC

51N IN>

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

11/ 0.11

3kV

200/1

100/52500/5

1000

29MVA11kV

150rpm

RX

TTE

4

D

C B

A

H J, G or H

200/5

G

Y200/1

J

C MSQI

Meter.

0019_=IEC10000299=3=fr=Original.vsd

Q>

P<

IN> IN> <

IEC61850

Paramètres : Fonction activée

Paramètres : Fonction désactivée

IEC61850 IEC61850IECANSI ANSI IEC

IEC10000299 V3 FR

Figure 1. DEI de protection de l'alternateur, qui inclut la protection différentielle de l'alternateur (B01)



4 ABB

~

STEF PHIZ

59THD U3d/N

REG650-B05

LEX PDIS

40

GUP PDUP

37

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

T3D PDIF

87T 3Id/I

SA PTUF

81U f<

Poste 110kV HT

VR PVOC

51V I>/U<ZGC PDIS

21 Z<

AEG GAPC

50AE U</I>

SA PTOF

81O f>YY

I

U

NS2 PTOC

46 I2>

OC4 PTOC

51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF

50BF 3I> BF

YY

Disjoncteur HT

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

Note :

2) Entrée pour fonction indépendante non -directionnelle défaut terre pouvant avoir différents buts (ex. : protection défaut terre pour stator , protection spire-à-spire pour générateurs à enroulement à pas brouillé, protection défaut terre côté HT). Peut également servir pour la protection défaut terre restreinte à haute impédance .

1) Entrées pour fonction indépendante directionnelle défaut terre pouvant avoir différents buts (ex. : protection défaut terre pour rotor avec RXTTE4 ou protection défaut terre stator pour générateurs fonctionnant en parallèle )

1)

2)

Dis

jonc

teur

d’

exci

tatio

n

TR PTTR

49 Ith

OC4 PTOC

51 3I>

HZ PDIF

87N IdN

EF4 PTOC

51N IN>

GT01

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

59N UN>

YY

CV MMXN

Meter.

GOP PDOP

32 P>

Module TRM avec 4I+1I*+5U Module AIM avec 6I+4U

¤)

¤) Requiert noyaux de transformateur de courant dédiés, résistance externe et Metrosil pour fonctionner correctement

V MSQI

47 U2>

EF4 PTOC

67N

SDE PSDE

67N

Protection défaut terrerotor 64R

CV MMXN

Meter.

GOP PDOP

32

SA PFRC

81R df/dt

3)

3) Il est aussi possible à cet endroit de connecter le transfo de tension résiduelle côté HT du transformateur élévateur

Disjoncteur générateur

Transformateur auxiliaire

Transformateur29MVA

121/11kVYNd5

Transformateur d’excitation

390kVA11/0.37kV

Dyn11

50/5

1600/5

29MVA11kV

150rpm

200/1

100/5

1.6MVA11/0.4kV

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

110 0.11 0.11/ /

33 3kV

11/ 0.11

3kV

2500/5

1000

RXT

TE4

C

B

E

A

D

A or B

D or E

200/5

G

1600/5

10/1H J, G or H

Y200/1

J

SDD RFUF

60FL

C MSQI

Meter.


IN> IN>

Q>

P<

<

IEC61850

Paramètres : fonction désactivée

IEC61850 IEC61850IECANSI ANSI IECANSI

Paramètres : fonction activée

IEC10000300 V3 FR

Figure 2. DEI de protection du bloc alternateur-transformateur incluant la protection différentielle de transformateur (B05)



ABB 5

3. Fonctions disponibles

Fonctions de protection principales

CEI 61850 ouNom du blocfonctionnel

ANSI Description de la fonction Alternateur

RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.

Protection différentielle

T3WPDIF 87T Protection différentielle de transformateur, trois enroulements 0–1 1

REFPDIF 87N Protection différentielle contre les défauts de terre, basse impédance 0–1

HZPDIF 87 Protection différentielle à haute impédance 1Ph 0–1 1 1

GENPDIF 87G Protection différentielle d'alternateur 0–1 1

Protection d'impédance

ZMRPSB 68 Détection des oscillations de puissance 0–1

ZGCPDIS 21G Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et les transformateurs 0–1 1 1

LEXPDIS 40 Perte d'excitation 0–1 1 1

OOSPPAM 78 Protection contre les ruptures de synchronisme 0–1 1 1

LEPDIS Empiètement de charge 0–1 1 1



6 ABB

Fonctions de protection de secours

CEI 61850 ouNom du blocfonctionnel


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.

Protection de courant

OC4PTOC 51/67 Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils, sortie triphasée 0–2 2 2

EF4PTOC 51N/67N Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils, directionnellehomopolaire/inverse

0–2 2 2

SDEPSDE 67N Protection directionnelle sensible de puissance et à maximum de courantrésiduel

0–1 1 1

TRPTTR 49 Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps 0–2 2 2

CCRBRF 50BF Protection contre la défaillance de disjoncteur, activation et sortie triphasées 0–1 1 1

CCRPLD 52PD Protection contre les discordances de pôles 0–1 1 1

GUPPDUP 37 Protection directionnelle à minimum de puissance 0–1 1 1

GOPPDOP 32 Protection directionnelle à maximum de puissance 0–2 2 2

AEGGAPC 50AE Protection contre la mise sous tension accidentelle pour alternateur synchrone 1 1 1

NS2PTOC 46I2 Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les alternateurs 1 1 1

VRPVOC 51V Protection temporisée à maximum de courant avec retenue de tension 1 1 1

Protection de tension

UV2PTUV 27 Protection à minimum de tension à deux seuils 0–1 1 1

OV2PTOV 59 Protection à maximum de tension à deux seuils 0–1 1 1

ROV2PTOV 59N Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils 0–2 2 2

OEXPVPH 24 Protection contre surexcitation 0–1 1 1

STEFPHIZ 59THD Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator, sur la base del'harmonique de rang 3

0–1 1 1

Protection de fréquence

SAPTUF 81 Fonction de protection à minimum de fréquence 0–4 4 4

SAPTOF 81 Fonction de protection à maximum de fréquence 0–4 4 4

SAPFRC 81 Protection de taux de variation de fréquence 0–2 2 2



ABB 7

Fonctions de contrôle et de surveillance

CEI 61850 ou Nomdu bloc fonctionnel


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.

Contrôle

SESRSYN 25 Contrôle de synchronisme, contrôle de mise sous tension et synchronisation 0–1 1 1

SLGGIO Commutateur rotatif logique pour sélection de fonctions et présentation del'IHML

15 15 15

VSGGIO Commutateur de sélection miniature 20 20 20

DPGGIO Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850 point double 16 16 16

SPC8GGIO Contrôle générique à point unique, 8 signaux 5 5 5

AUTOBITS BitsAutomatisation, fonction de contrôle pour DNP3.0 3 3 3

I103CMD Contrôles de fonction pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103IEDCMD Contrôles de DEI pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103USRCMD Contrôles de fonction définis par l'utilisateur pour CEI 60870-5-103 4 4 4

I103GENCMD Contrôles de fonction génériques pour CEI 60870-5-103 50 50 50

I103POSCMD Contrôles DEI avec position et sélection pour CEI 60870-5-103 50 50 50

Contrôle et interverrouillages des appareillages

APC8 Contrôle d'appareillages pour travée simple, max. 8 app. (1CB) interverr.compris

0–1

QCBAY Contrôle-commande de travée 1 1 1

LOCREM Gestion des positions du commutateur local/distant 1 1 1

LOCREMCTRL Contrôle par l'IHML de la Source autorisée au fonctionnement (PSTO) 1 1 1

CBC1 Contrôle disjoncteur pour 1CB 0–1 1

CBC2 Contrôle disjoncteur pour 2CB 0–1 1

Surveillance du système secondaire (BT)

SDDRFUF Supervision fusion fusible 0–1 1 1

TCSSCBR Surveillance du circuit de fermeture/ouverture du disjoncteur 3 3 3

Logique

SMPPTRC 94 Logique de déclenchement, sortie triphasée commune 1–6 6 6

TMAGGIO Matrice logique de déclenchement 12 12 12

OR Blocs logiques configurables 283 283 283

INVERTER Blocs logiques configurables 140 140 140

PULSETIMER Blocs logiques configurables 40 40 40

GATE Blocs logiques configurables 40 40 40

XOR Blocs logiques configurables 40 40 40

LOOPDELAY Blocs logiques configurables 40 40 40



8 ABB



RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.

TIMERSET Blocs logiques configurables 40 40 40

AND Blocs logiques configurables 280 280 280

SRMEMORY Blocs logiques configurables 40 40 40

RSMEMORY Blocs logiques configurables 40 40 40

Q/T Blocs logiques configurables - Q/T 0–1

ANDQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–120

ORQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–120

INVERTERQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–120

XORQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–40

SRMEMORYQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–40

RSMEMORYQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–40

TIMERSETQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–40

PULSETIMERQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–40

INVALIDQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–12

INDCOMBSPQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–20

INDEXTSPQT Blocs logiques configurables - Q/T 0–20

FXDSIGN Bloc fonctionnel de signaux fixes 1 1 1

B16I Conversion du jeu de 16 signaux binaires en nombre entier 16 16 16

B16IFCVI Conversion du jeu de 16 signaux binaires en nombre entier avecreprésentation de nœud logique

16 16 16

IB16A Conversion du nombre entier en jeu de 16 signaux binaires 16 16 16

IB16FCVB Conversion du nombre entier en jeu de 16 signaux binaires avecreprésentation de nœud logique

16 16 16

TEIGGIO Intégrateur du temps écoulé avec transgression des limites et supervisiondes débordements

12 12 12

Surveillance

CVMMXN Mesures 6 6 6

CMMXU Mesure de courant de phase 10 10 10

VMMXU Mesure de tension entre phases 6 6 6

CMSQI Mesure composantes symétriques de courant 6 6 6

VMSQI Mesure composantes symétriques de tension 6 6 6

VNMMXU Mesure de tension phase-neutre 6 6 6

AISVBAS Bloc fonctionnel de visualisation des valeurs de service des entréesanalogiques

1 1 1



ABB 9



RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.

TM_P_P2 Bloc fonctionnel pour visualisation des valeurs de service des entréesanalogiques primaires 600TRM

1 1 1

AM_P_P4 Bloc fonctionnel pour visualisation des valeurs de service des entréesanalogiques primaires 600AIM

1 1 1

TM_S_P2 Bloc fonctionnel pour visualisation des valeurs de service des entréesanalogiques secondaires 600TRM

1 1 1

AM_S_P4 Bloc fonctionnel pour visualisation des valeurs de service des entréesanalogiques secondaires 600AIM

1 1 1

CNTGGIO Compteur d'événements 5 5 5

L4UFCNT Compteur d'événements avec supervision des limites 12 12 12

DRPRDRE Rapport de perturbographie 1 1 1

AnRADR Signaux d'entrée analogique 4 4 4

BnRBDR Signaux d'entrée binaire 6 6 6

SPGGIO Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850 64 64 64

SP16GGIO Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850 16 entrées 16 16 16

MVGGIO Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850 16 16 16

MVEXP Bloc d'extension des valeurs mesurées 66 66 66

SPVNZBAT Supervision batterie poste 0–1 1 1

SSIMG 63 Fonction de surveillance du gaz isolant 0–2 2 2

SSIML 71 Fonction de surveillance du liquide isolant 0–2 2 2

SSCBR Surveillance de l'état du disjoncteur 0–1 1 1

I103MEAS Valeurs à mesurer pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103MEASUSR Signaux à mesurer définis par l'utilisateur pour CEI 60870-5-103 3 3 3

I103AR Etat de la fonction de réenclencheur automatique pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103EF Etat de la fonction de défaut de terre pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103FLTPROT Etat de la fonction de défaut pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103IED État du DEI pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103SUPERV État de supervision pour CEI 60870-5-103 1 1 1

I103USRDEF État des signaux définis par l'utilisateur pour CEI 60870-5-103 20 20 20

Mesures

PCGGIO Compteur d'impulsions 16 16 16

ETPMMTR Fonction de calcul de l'énergie et gestion de la demande d'énergie 3 3 3



10 ABB

Communication interne du poste

CEI 61850 ou Nom dubloc fonctionnel


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.


CEI 61850-8-1 Protocole de communication selon le protocole CEI 61850 1 1 1

DNPGEN Protocole général de communication DNP3.0 1 1 1

RS485DNP DNP3.0 pour protocole de communication RS-485 1 1 1

CH1TCP DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IP 1 1 1




OPTICALDNP DNP3.0 pour protocole de communication RS-232 optique 1 1 1

MSTSERIAL DNP3.0 pour protocole de communication série 1 1 1

MST1TCP DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IP 1 1 1




RS485GEN RS485 1 1 1

OPTICALPROT Sélection du mode de fonctionnement pour port série optique 1 1 1

RS485PROT Sélection du mode de fonctionnement pour RS485 1 1 1

DNPFREC Enregistrement des incidents DNP3.0 pour protocole de communicationTCP/IP

1 1 1

OPTICAL103 Communication série optique CEI 60870-5-103 1 1 1

RS485103 Communication série CEI 60870-5-103 pour RS485 1 1 1

GOOSEINTLKRCV Communication horizontale via GOOSE pour l'interverrouillage 59 59 59

GOOSEBINRCV Réception binaire GOOSE 4 4 4

ETHFRNTETHLAN1GATEWAY

Configuration Ethernet du port en face avant, du port LAN1 et de lapasserelle

1 1 1

ETHLAN1_AB Configuration Ethernet du port LAN1 1

PRPSTATUS Composant système pour protocole PRP 1

CONFPROT Protocole de configuration des DEI 1 1 1

ACTIVLOG Paramètres de consignation des activités 1 1 1

SECALARM Composant d'affectation des événements liés à la sécurité dans desprotocoles comme DNP3 et CEI 103

1 1 1

AGSAL Composant générique pour application de sécurité 1 1 1

GOOSEDPRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur double point 32 32 32



ABB 11

CEI 61850 ou Nom dubloc fonctionnel


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Diff

. Alt.

RE

G65

0 (B

05)

Diff

. Alt.

+ T

rans

fo.

GOOSEINTRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur entière 32 32 32

GOOSEMVRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur à mesurer 16 16 16

GOOSESPRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur point unique 64 64 64

Fonctions de base du DEI

CEI 61850/Nom dubloc fonctionnel

Description de la fonction

Fonctions de base incluses dans tous les produits

INTERRSIG Auto-surveillance avec liste des événements internes 1

SELFSUPEVLST Auto-surveillance avec liste des événements internes 1

TIMESYNCHGEN Synchronisation de l'heure 1

SNTP Synchronisation de l'heure 1

DTSBEGIN, DTSEND,TIMEZONE

Synchronisation de l'heure, heure d'été 1

IRIG-B Synchronisation de l'heure 1

SETGRPS Gestion du groupe de réglage 1

ACTVGRP Groupes de réglage des paramètres 1

TESTMODE Fonctionnalité du mode test 1

CHNGLCK Fonction changement de verrouillage 1

PRIMVAL Valeurs primaires du système 1

SMAI_20_1 -SMAI_20_12

Matrice des signaux pour les entrées analogiques 2

3PHSUM Bloc de sommation triphasé 12

GBASVAL Valeurs de base globales pour les réglages 6

ATHSTAT État d'autorisation 1

ATHCHCK Vérification d'autorisation 1

AUTHMAN Gestion des autorisations 1

FTPACCS Accès FTPS avec mot de passe 1

DOSFRNT Refus de service, contrôle taux de transmission de trame pour port face avant 1

DOSLAN1 Déni de service, contrôle de cadence pour ports LAN1A et LAN1B 1

DOSSCKT Refus de service, contrôle taux de transmission connecteur (Web socket) 1



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4. Protection différentielle

Protection différentielle de transformateur T3WPDIFLa protection différentielle de transformateur, troisenroulements T3WPDIF est fournie avec rattrapage interne dedifférence de rapport de TC, compensation du groupe devecteurs et élimination de courant homopolaire réglable.

La fonction peut être fournie avec phasés d'entrées de courantToutes les entrées courant sont munies de caractéristiques àretenue, qui rendent le DEI utilisable pour des transformateurs àdeux ou trois enroulements.

Applications pour trois enroulements

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 FR

transformateur depuissance à troisenroulements avec lestrois enroulementsconnectés

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 FR

transformateur depuissance à troisenroulements dont letriangle nonconnectés

Figure 3. Configuration des groupes de TCpour la protection différentielle etd'autres protections

Les possibilités de réglage couvrent les applications deprotection différentielle pour tous types de transformateurs depuissance et d'autotransformateurs avec ou sans régleur encharge, ainsi que pour les inductances de compensation et/oules départs internes du poste. Une fonction de stabilisationadaptative est incluse pour les courants de défauts traversantsimportants.

Une fonction de stabilisation est fournie pour les courantsmagnétisant et de surexcitation respectivement. Un blocagetransversal est également disponible. La compensationadaptative prend également en compte les courants d'appel etla saturation des TC lors des défauts externes. Un élément deprotection différentielle de courant à seuil haut sans retenue estinclus avec un temps de déclenchement très rapide pour un fortcourant de défaut interne.

Une protection différentielle à grande sensibilité innovantes'appuyant sur la théorie des composantes symétriques estégalement fournie. Cet élément offre la meilleure couverturepossible contre les défauts internes entre spires du bobinage.

Protection différentielle contre les défauts de terre REFPDIFProtection restreinte, à basse impédance, contre les défauts àla terre REFPDIFLa protection différentielle restreinte contre les défauts de terre,basse impédance REFPDIF peut être utilisée sur tous les

enroulements mis directement à la terre basse impédance. Lafonction REFPDIF permet une plus grande sensibilité et unegrande rapidité de déclenchement en protégeant chaqueenroulement individuellement, ne nécessitant par conséquentaucune compensation du courant d'appel.

La fonction à faible impédance est une fonction à pourcentagede retenue, avec un critère supplémentaire de comparaisondirectionnelle de courant homopolaire. Cela lui confère uneexcellente sensibilité et une grande stabilité pendant lescourants de défauts traversants. La fonction permet l'utilisationde différents rapports de TC et caractéristiques demagnétisation sur les noyaux TC de phase et de neutre.Contrairement aux défauts de terre restreint à hauteimpédance, il permet la combinaison d'autres fonctions de DEIde protection sur les mêmes noyaux TC.

Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIFLes fonctions HZPDIF de protection différentielle à hauteimpédance 1Ph peuvent être utilisées lorsque les noyaux de TCconcernés présentent le même rapport de transformation etdes caractéristiques de magnétisation similaires. Chacuneutilise une sommation des courants de TC interconnectés, unerésistance série et une varistance, externes au DEI.

L'unité de résistance externe doit être commandée parmi lesaccessoires.

HZPDIF peut être utilisée comme une protection REF à hauteimpédance.

Protection différentielle d'alternateur GENPDIFLa tâche de la protection différentielle d'alternateur GENPDIFest de déterminer si un défaut se trouve dans la zone protégéeou en dehors de cette zone. Si le défaut se situe à l'intérieur,l'alternateur en défaut doit être rapidement déclenché, c'est-à-dire déconnecté du réseau, le disjoncteur d'excitationdéclenché et aussi la puissance motrice.

Pour limiter les dommages liés aux courts-circuits des bobinesdu stator, le défaut doit être éliminé le plus vite possible(instantanément). Si l'alternateur est connecté au réseau àproximité d'autres alternateurs, l'élimination rapide du défautest essentielle pour maintenir la stabilité transitoire desalternateurs qui ne sont pas en défaut.

Normalement, le courant de défaut de court-circuit est trèsélevé, à savoir largement supérieur au courant nominal del'alternateur. Il existe un risque qu'un court-circuit se produiseentre les phases à proximité du point neutre de l'alternateur,générant ainsi un courant de défaut relativement faible. Lecourant de défaut peut également être limité du fait de la faibleexcitation de l'alternateur. Par conséquent, il est préférable quela détection des courts-circuits entre phases de l'alternateursoit relativement sensible, afin de détecter les faibles courantsde défaut.

Il est également extrêmement important que la protectiondifférentielle de l'alternateur ne se déclenche pas en cas de



ABB 13

défauts externes, lorsque des courants de défaut élevés sontdélivrés par l'alternateur. Afin de pouvoir combiner l'éliminationrapide des défauts, la sensibilité et la sélectivité, une protectiondifférentielle de l'alternateur est en principe le meilleur choix deprotection pour les courts-circuits entre les phases del'alternateur. Un discriminateur de défaut interne-externe basésur le courant inverse peut également être utilisé pourdéterminer si le défaut est interne ou externe. Le discriminateurde défaut interne-externe non seulement fait la distinction entreles défauts internes et externes, mais peut également détecterindépendamment des défauts mineurs qui peuvent ne pas êtredétectés (jusqu'à ce qu'ils entraînent des défauts plus graves)par la protection différentielle « habituelle » basée sur lacaractéristique fonctionnement-retenue.

Le suivi de fréquence adaptative permet à la protectiondifférentielle de l'alternateur de fonctionner correctementlorsque les conditions de fréquence viennent à varier.

Un circuit de TC ouvert provoquera des dysfonctionnements dela fonction de protection différentielle d'alternateur dans desconditions normales d'utilisation. Il est également possibled'endommager des équipements annexes suite à la hautetension générée aux bornes d'un TC ouvert. De ce fait, il peutêtre indispensable du point de vue de la sécurité et de la fiabilitéd'activer la détection de TC ouvert afin de bloquer la fonction deprotection différentielle d'alternateur en cas de TC ouvert et degénérer simultanément le signal d'alarme pour que le personnelprenne rapidement les mesures correctives concernant le TCouvert.

La protection différentielle d'alternateur GENPDIF convientégalement pour l'élimination rapide, sensible et sélective desdéfauts si elle est utilisée pour protéger les inductances decompensation ou les petits jeux de barres.

5. Protection d'impédance

Détection des pompages ZMRPSBDes oscillations de puissance peuvent se produire suite à ladéconnexion de fortes charges ou au déclenchement degrandes centrales de production.

La fonction de détection des oscillations de puissanceZMRPSB permet de détecter les oscillations de puissance etd'activer le bloc des zones de protection de distance.L'occurrence de courants de défaut de terre lors d'uneoscillation de puissance inhibe la fonction ZMRPSB afin depermettre l'élimination du défaut.

Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et lestransformateurs ZGCPDISLa protection à minimum d'impédance pour les alternateurs etles transformateurs ZGCPDIS dispose de la caractéristiqueMho décalée comme protection de secours à triple zone pour ladétection des courts-circuits dans les transformateurs et lesalternateurs. La protection complète à trois zones dispose deboucles phase-phase de mesure et de réglages indépendants,

qui permettent une grande souplesse pour tous les typesd'applications.

Les trois zones peuvent être temporisées individuellement d'undélai défini.

La caractéristique d'empiètement de charge est disponiblepour la troisième zone comme l'illustre la figure 4.


jX

Zone de fonctionnement


R

Zone de non-fonctionnement


Zone de non-fonctionnement

IEC07000117 V2 FR

Figure 4. Influence de l'empiètement de charge sur la caractéristiqueMho Z3 décalée

Perte d'excitation LEXPDISIl existe des limites à la faible excitation d'une machinesynchrone. Une réduction du courant d'excitation affaiblit lecouplage entre le rotor et le stator. La machine peut sedésynchroniser et commencer à fonctionner comme unemachine à induction. La consommation énergétique réactive vaalors augmenter. Même si la machine ne perd pas sonsynchronisme, il peut ne pas être acceptable de la fairefonctionner longtemps dans cet état. La diminution del'excitation provoque des échauffements dans les zonesd'extrémités de la machine synchrone. L'échauffement localisépeut endommager l'isolation des enroulements du stator et ducircuit magnétique.

Pour empêcher l'endommagement de l'alternateur, il doit êtredéclenché lorsque le niveau d'excitation devient trop faible.

La mesure d'impédance est utilisée pour la fonction LEXPDIS.Sa caractéristique de fonctionnement est conçue comme descercles Mho décalés sur deux zones et une ligne de contrainted'élément directionnelle.

Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAMLa fonction de protection contre les ruptures de synchronismeOOSPPAM du DEI peut être utilisée pour la protection del'alternateur ainsi que pour les applications de protection deligne.

L'objectif principal de la fonction OOSPPAM est de détecter,d'évaluer et de prendre les mesures adéquates en cas deglissement de pôle dans le système électrique.

La fonction OOSPPAM détecte les conditions de glissement depôle et déclenche l'alternateur aussi rapidement que possible,c'est-à-dire après le premier glissement si le centre



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d'oscillation se trouve en zone 1, qui inclut normalementl'alternateur et son transformateur élévateur. Si le centred'oscillation se trouve plus loin dans l'installation électrique,c'est-à-dire en zone 2, plusieurs glissements de pôle sontnormalement admis avant le déclenchement de l'ensemblealternateur-transformateur. Le délai de déclenchement dudisjoncteur doit être pris en compte lors du réglage desparamètres. Si l'installation électrique compte plusieurs relaisde protection contre les ruptures de synchronisme, celui quiaura son centre d'oscillation dans la zone 1 sera le premier àfonctionner.

Empiètement de charge LEPDISLe fort transit de courant est commun à de nombreux réseauxélectriques et peut rendre la couverture de la résistance auxdéfauts difficile à mettre en place. Dans pareil cas, la fonctiond'empiètement de charge LEPDIS peut être utilisée pour élargirle réglage résistif des zones de mesure à minimumd'impédance sans interférer avec la charge.

Chacune des trois boucles de mesure phase-phase présentesa propre caractéristique d'empiètement de charge.

6. Protection de courant

Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils,sortie triphasée OC4PTOCLa fonction de protection à maximum de courant de phase àquatre seuils OC4PTOC possède un temps inverse ou définiindépendant pour les seuils 1 et 4. Les seuils 2 et 3 sonttoujours à temps défini.

Toutes les caractéristiques à temps inverse CEI et ANSI sontdisponibles.

La fonction directionnelle est polarisée en fonction de la tensionavec mémoire. La fonction peut être réglée indépendammentpour être directionnelle ou non pour chaque seuil.

Le niveau de blocage des harmoniques de rang 2 peut êtredéfini pour la fonction et utilisé pour bloquer individuellementchaque seuil

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils,sens homopolaire et inverse directionnel EF4PTOCLa protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils,sens homopolaire et inverse (EF4PTOC) possède un tempsinverse ou une temporisation défini pouvant être réglés demanière indépendante pour les seuils 1 et 4. Les seuils 2 et 3sont toujours à temps indépendant.

Toutes les caractéristiques à temps inverse CEI et ANSI sontdisponibles.

EF4PTOC peut être configurée en directionnel ou nondirectionnel indépendamment pour chaque seuil.

La partie directionnelle de la fonction peut être définie demanière à fonctionner dans le cadre des combinaisonssuivantes :• Courant directionnel (I3PDir)/tension de polarisation (U3PPol)• Courant directionnel (I3PDir)/courant de polarisation (I3PPol)• Courant directionnel (I3PDir)/double polarisation (UPol+ZPol

x IPol) où ZPol = RPol + jXPol

IDir, UPol et IPol peuvent être configurés indépendamment surun courant homopolaire ou un courant inverse.

Un blocage de l'harmonique de rang 2 peut être défini pour lafonction et peut être utilisé pour bloquer individuellementchaque seuil.

Protection directionnelle sensible de puissance et à maximumde courant résiduel SDEPSDEDans les réseaux à neutre isolé ou à neutre à la terre à hauteimpédance, le courant de défaut terre est beaucoup plus faibleque les courants de court-circuit. Par ailleurs, l'amplitude ducourant de défaut est pratiquement indépendante de la positionde celui-ci sur le réseau. Pour être pleinement opérationnelle, laprotection peut utiliser soit le courant résiduel, 3I0·cosj ou

3I0·j, ou la composante de puissance résiduelle 3U0·3I0·cos j.

Un seuil non directionnel 3I0 et un seuil de déclenchement à

maximum de tension 3U0.

Protection contre les surcharges thermiques, deux constantesde temps TRPTTRSi un transformateur de puissance ou un alternateur atteint unetempérature trop élevée, il risque d'être endommagé.L'isolation interne du transformateur / de l'alternateur subira unvieillissement forcé. Par conséquent, le risque de défauts entrephases ou entre phase et terre sera plus élevé. Les hautestempératures dégraderont la qualité de l'isolation dutransformateur / de l'alternateur.

La protection contre les surcharge thermiques évaluecontinuellement la capacité thermique interne dutransformateur / de l'alternateur (température). L'estimation estfaite en suivant un modèle thermique detransformateur / alternateur avec deux constantes de temps,basé sur la mesure des courants.

Deux niveaux d'avertissement sont disponibles. Cela permetd'agir sur le réseau électrique avant que des températuresdangereuses ne soient atteintes. Si la température continued'augmenter vers la valeur de déclenchement, la protectiondéclenchera le transformateur / l'alternateur.

Le délai estimé de déclenchement avant opération est indiqué.

Protection contre la défaillance de disjoncteur CCRBRF,activation et sortie triphaséesLa fonction CCRBRF peut se baser sur le courant, les positionsde contacts ou une combinaison de ces deux conditions.



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La protection contre les défaillances de disjoncteur, activationet sortie triphasées (CCRBRF), assure le déclenchement desecours rapide des disjoncteurs situés à proximité dudisjoncteur défaillant concerné. La fonction CCRBRF peut sebaser sur le courant, les positions de contacts ou unecombinaison de ces deux conditions.

Un contrôle du courant avec un temps de retombéeextrêmement court est utilisé comme critère de contrôle pourgarantir une sécurité élevée contre les fonctionnementsaccidentels.

Un critère de vérification par les contacts de position peut êtreutilisé lorsque le courant de défaut circulant dans le disjoncteurest faible.

Les critères de courant de la protection contre les défaillancesde disjoncteur, activation et sortie triphasées (CCRBRF)peuvent être atteints par un ou deux courants de phase, ou uncourant de phase plus le courant résiduel. Lorsque cescourants dépassent les réglages de l'utilisateur, la fonction estdéclenchée. Ces conditions accroissent la sécurité de lacommande de déclenchement de secours.

La fonction CCRBRF peut être programmée pour assurer le re-déclenchement triphasé du disjoncteur considéré afin d'éviterle déclenchement intempestif des disjoncteurs environnants.

Protection contre les discordances de pôles CCRPLDLes disjoncteurs et les sectionneurs peuvent se retrouver avecles phases sur des positions différentes (fermé-ouvert) du faitde défaillances électriques ou mécaniques. Une phase ouvertepeut entraîner des courants inverses et des courantshomopolaires susceptibles de causer une contrainte thermiquesur les machines tournantes, entraînant alors le fonctionnementindésirable de protections comme celles de courant inverse ouhomopolaire.

En temps normal, le disjoncteur concerné est déclenché pourcorriger une telle situation. Si le problème persiste, lesdisjoncteurs situés à proximité doivent être déclenchés afin desupprimer la situation de charge asymétrique.

La fonction de protection contre les discordances de pôlesfonctionne avec les informations provenant de la logique deposition du disjoncteur et, si nécessaire, avec des critèressupplémentaires provenant de l'asymétrie des courants dephase.

Protection directionnelle à maximum/minimum de puissanceGOPPDOP/GUPPDUPLa protection directionnelle à maximum/minimum de puissanceGOPPDOP/GUPPDUP peut être utilisée lorsqu'une alarme ouune protection de puissance élevée/faible active, réactive ouapparente, est nécessaire. Les fonctions peuvent êtrealternativement utilisées pour vérifier le sens du flux depuissance active ou réactive dans le réseau électrique. Il existede nombreuses applications requérant ce type defonctionnalité. On compte parmi celles-ci :

• détection d'un flux de puissance active inversé• détection d'un flux de puissance réactive important

Chaque fonction comprend deux seuils avec destemporisations définies.

Protection contre la mise sous tension accidentelle pouralternateur synchrone AEGGAPCLa mise sous tension accidentelle ou par inadvertance desalternateurs à l'arrêt est souvent la conséquence d'erreurs demanœuvre, de claquage des têtes de disjoncteur, de mauvaisfonctionnement des circuits de commande ou d'unecombinaison de ces causes. Un alternateur misaccidentellement sous tension fonctionne comme un moteur àinduction requérant un fort courant de la part du réseau. Laprotection à maximum de courant à supervision de tensionpermet de protéger l'alternateur mis sous tension par accident.

La protection contre la mise sous tension accidentelle pouralternateur synchrone (AEGGAPC) prend en compte le courantd'entrée maximum de phase du côté bornes ou du côté neutrede l'alternateur, ainsi que l'entrée de tension maximum entrephases du côté bornes. La fonction AEGGAPC est activéelorsque la tension chute au-dessous d'un certain niveau detension pendant un temps donné.

Protection temporisée de déséquilibre de courant pour lesmachines NS2PTOCLa protection temporisée de courant inverse pour les machinesNS2PTOC est principalement destinée à la protection desalternateurs contre une éventuelle surchauffe du rotorengendrée par une composante inverse de courant dans lestator.

Les courants inverses dans un alternateur peuvent, entreautres, résulter de :

• Charges déséquilibrées• Défauts entre phases• Défauts phase-terre• Rupture de conducteur• Dysfonctionnement d'un ou plusieurs pôles d'un

disjoncteur ou d'un sectionneur

La fonction NS2PTOC peut également être utilisée commeprotection de secours, c'est-à-dire pour protéger l'alternateurau cas où les protections de ligne ou les disjoncteurs nepeuvent pas éliminer les défauts de déséquilibre du réseau.

Afin de protéger efficacement l'alternateur des conditions dedéséquilibre extérieures, la fonction NS2PTOC est capable demesurer directement le courant inverse. La fonction NS2PTOCpossède également une caractéristique de temporisation quicorrespond à la caractéristique d'échauffement de l'alternateur

22I t K= telle que le définit la norme IEEE C50.13.

où :



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I2 est un courant inverse exprimé en unités ducourant nominal de l'alternateur

t est le temps de fonctionnement ensecondes

K est une constante dépendant de la taille del'alternateur et de sa conception

La fonction NS2PTOC dispose d'une large gamme de réglagespour K, ainsi que d'une sensibilité suffisante pour détecter lescourants inverses et assurer un déclenchement del'alternateur.

Pour correspondre aux caractéristiques d'échauffement del'alternateur, il est possible de définir un délai de réinitialisation.

Une sortie séparée de temporisation à délai défini estdisponible en tant qu'alarme destinée à prévenir l'opérateurd'une situation potentiellement dangereuse.

Protection temporisée à maximum de courant avec retenue detension VRPVOCLa fonction de protection temporisée à maximum de courantavec retenue de tension (VRPVOC) est recommandée commeprotection de secours pour les alternateurs.

La protection à maximum de courant dispose d'un niveau decourant réglable qui peut être utilisé avec une caractéristique àtemps défini ou inverse. Elle peut être également à contrôle/retenue de tension.

Un seuil minimum de tension avec une caractéristique à tempsdéfini est également disponible dans la fonction afin d'assurerune protection à maximum de courant avec verrouillage parminimum de tension.

Protection contre les défauts de terre du rotorL'enroulement de rotor de l'alternateur et son circuitd'alimentation C.C. associé sont habituellement complètementisolés de la terre. Par conséquent, une connexion simple de cecircuit à la terre n'entraînera aucun courant de circulationsuffisant. Cependant, si un second défaut de terre apparaît surce circuit, les conséquences pourraient être graves. En fonctionde la localisation de ces deux défauts, le maintien dufonctionnement pourrait entraîner :

• Une perte totale ou partielle d'excitation de l'alternateur• Une circulation de courant continu importante à travers le

circuit magnétique du rotor• Une vibration du rotor• Un déplacement du rotor suffisant pour causer des dégâts

mécaniques

Par conséquent, la plupart des alternateurs de grande tailledisposent d'une protection dédiée capable de détecter lepremier défaut de terre dans le circuit du rotor et, en fonction dela résistance du défaut, soit de lancer une alarme auxopérateurs soit de donner l'ordre l'arrêt de la machine. Uneunité d'injection externe pour la protection contre les défautsde terre du rotor RXTTE4 et une résistance de protection sur

plaque sont requises pour garantir un fonctionnement correct.La fonction SDEPSDE ou EF4PTOC peut être associée auRXTTE4 en tant que protection contre les défauts de terre durotor.

7. Protection de tension

Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUVDes sous-tensions peuvent survenir dans le système électriqueen cas de défaut ou de conditions anormales. La protection àminimum de tension à deux seuils (UV2PTUV) permet d'ouvrirles disjoncteurs pour préparer la restauration du système lorsd'une perte du réseau ou comme solution de secours avec unelongue temporisation en cas de non fonctionnement de laprotection principale.

UV2PTUV possède deux seuils en tension ; le premier seuil peutêtre à temps inverse ou indépendant. Le deuxième seuil esttoujours à temps indépendant.

La fonction UV2PTUV possède un rapport de retour élevé pourpermettre un retour de la tension aux conditions normales deservice du système.

Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOVDes maximums de tension peuvent se produire sur le réseauélectrique en cas de conditions anormales (perte de puissancesoudaine, pannes de régleur en charge, extrémités de ligneouvertes sur les longues lignes, etc.).

OV2PTOV possède deux seuils en tension ; le premier seuilpeut être à temps inverse ou indépendant. Le deuxième seuilest toujours à temps indépendant.

La fonction OV2PTOV possède un rapport de retour élevé pourpermettre un retour de la tension aux conditions normales deservice du système.

Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuilsROV2PTOVDes tensions résiduelles peuvent survenir dans le systèmeélectrique à l'occasion de défauts de terre.

La fonction de protection à maximum de tension résiduelle àdeux seuils ROV2PTOV calcule la tension résiduelle provenantdes transformateurs de potentiel triphasé ou la mesure auxbornes d'un transformateur de tension à triangle ouvert oupoint neutre.

ROV2PTOV possède deux seuils en tension ; le premier seuilpeut être à temps inverse ou indépendant. Le deuxième seuilest toujours à temps indépendant.

Protection contre la surexcitation OEXPVPHLorsque le noyau laminé d'un transformateur de puissance oud'un alternateur est soumis à une densité de flux magnétiquesupérieure à ses limites de conception, le flux errantempruntera des composants non laminés qui ne sont pas



ABB 17

conçus pour le transporter. Cela entraînera la circulation decourants de Foucault. Ces courants peuvent entraîner unéchauffement excessif et causer des dégâts sérieux à l'isolationet aux parties adjacentes en relativement peu de temps. Lafonction dispose de courbes inverses de fonctionnement,réglables, et de seuils d'alarme indépendants.

Protection à 95 % et à 100 % contre les défauts de terre dustator, sur la base de la troisième harmonique STEFPHIZLe défaut de terre du stator est un type de défaut relativementfréquent. Les alternateurs ont normalement une mise à la terreà haute impédance, c'est-à-dire une mise à la terre via unerésistance de point neutre. Cette résistance est habituellementdimensionnée pour donner un courant de défaut de mise à laterre de l'ordre de 3 à 15 A en cas de défaut de terre permanentaux bornes haute tension de l'alternateur. Les courants dedéfaut de terre relativement faibles causent beaucoup moins decontraintes thermiques et mécaniques sur l’alternateur quedans le cas d'un court-circuit, qui se produit entre desconducteurs de deux phases. Quoi qu'il en soit, les défauts demise à la terre dans l'alternateur doivent être détectés etl’alternateur doit être déclenché, même si la durée du défautpeut être plus longue que dans le cas de courts-circuits.

Lorsque l'alternateur fonctionne normalement sans défaut, latension de point neutre est proche de zéro et il n'y a pas decourant homopolaire dans l'alternateur. Lorsqu'un défautphase-terre se produit, la tension de point neutre augmente etdu courant circule dans la résistance du point neutre.

Pour détecter un défaut à la terre sur les enroulements d'unalternateur, il est possible d'utiliser une protection à maximumde tension de point neutre, une protection à maximum decourant de point neutre, une protection à maximum de tensionhomopolaire ou une protection différentielle contre les courantsrésiduels. Ces protections sont simples et fonctionnentparfaitement depuis de nombreuses années. Cependant, cesschémas simples ne protègent au mieux que 95 % del'enroulement du stator. Les 5 % à proximité de l'extrémiténeutre restent sans protection. Dans des conditionsdéfavorables, la zone morte peut se prolonger jusqu'à 20 % àpartir du neutre.

La fonction de défaut de terre du stator à 95 % mesuregénéralement la composante de fréquence fondamentale de latension du point neutre de l'alternateur et entre en action quandelle dépasse la valeur prédéfinie. En appliquant ce principe,près de 95 % de l'enroulement du stator peuvent être protégés.Afin de protéger les derniers 5 % de l'enroulement du statorprès de l'extrémité neutre, on peut effectuer une mesure detension de troisième harmonique. Pour la protection à 100 %contre les défauts de terre du stator de troisième harmonique,on applique soit le principe du différentiel de tension detroisième harmonique, soit le principe de minimum de tensionde la troisième harmonique de point neutre, soit le principe demaximum de tension de la troisième harmonique du côté borne.Néanmoins, le principe différentiel est fortement recommandé.Une combinaison de ces deux principes de mesure protègetout le bobinage du stator contre les défauts de terre.

x E3

Rf

T(1-x) E3

over- voltage protection 10% – 100%

Differential

0% – 30%

RN

N

uTuN

x E3

Rf Transformateur

T(1-x) E3

x

Protection maximum tension, fréquence

fondamentale point neutre 5% - 100%

Différentiel

harmonique

rang 3

0 % - 30 %

1 ou 100 %

RN

NN

Enroulement stator

uTuN 1 - x1 - xEchantillons de la

tension neutre à

partir de laquelle

les tensions

fondamentale et

harmonique rang

3 sont filtrées

Echantillons de la

tension aux

bornes à partir de

laquelle la

tension

harmonique rang

3 est filtrée

=IEC10000202=1=fr=Original.vsd

Disj 1 peut ne pas exister

Disj 1 Disj 2

IEC10000202 V1 FR

Figure 5. Principes de protection pour la fonction STEFPHIZ



18 ABB

8. Protection de fréquence

Protection à minimum de fréquence SAPTUFUn minimum de fréquence se produit lorsque la productiond’énergie électrique est insuffisante dans le réseau.

La protection à minimum de fréquence SAPTUF mesure trèsprécisément la fréquence et est utilisée pour les systèmes dedélestage de charge, les schémas de restauration, ledémarrage des turbines à gaz, etc. Des temporisations à délaidéfini séparées sont fournies pour utilisation et restauration.

La fonction SAPTUF est dotée d'un blocage à minimum detension.

Protection à maximum de fréquence SAPTOFLa protection à maximum de fréquence SAPTOF s'applique àtoutes les situations où une détection fiable d'augmentation dela fréquence fondamentale du système électrique estnécessaire.

Une élévation de fréquence survient en raison de chutes decharge soudaines ou de défauts shunt dans le réseauélectrique. A proximité de la centrale de production, lesproblèmes de régulateur de l'alternateur peuvent égalemententraîner une élévation de fréquence.

La fonction SAPTOF mesure très précisément la fréquence etest principalement utilisée pour le délestage de production etles schémas de restauration. Elle est également utilisée commeseuil de fréquence pour initialiser la restauration de charge. Unetemporisation à délai défini est fournie pour utilisation etrestauration.

SAPTOF est dotée d'un blocage à minimum de tension.

Protection de taux de variations de fréquence SAPFRCLa protection de taux de variations de fréquence SAPFRCsignale suffisamment tôt une perturbation majeure dans lesystème. La fonction SAPFRC mesure très précisément lafréquence et peut être utilisée pour le délestage de production,le délestage de consommation et les schémas de restauration.La fonction SAPFRC peut faire la différence entre une variationpositive de fréquence et une variation négative de fréquence.Une temporisation à délai défini est fournie pour utilisation etrestauration.

La fonction SAPFRC est dotée d'un blocage à minimum detension.

9. Surveillance du système secondaire

Surveillance fusion fusible SDDRFUFL'objectif de la surveillance fusion fusible SDDRFUF est debloquer les fonctions de mesure de la tension lors des

défaillances des circuits BT secondaires entre le transformateurde tension et le DEI, afin d'éviter des conséquencesindésirables qui pourraient se produire.

La fonction fusion fusible dispose de trois méthodes dedétection différentes, basées sur les composantes inverses ethomopolaires, et d'une méthode supplémentaire pour lesdeltas de tension et de courant.

La détection de composante inverse est recommandée pourles DEI utilisant des réseaux isolés ou à forte impédance à laterre. Il repose sur les quantités de mesures de composanteinverse et une valeur élevée de tension 3U2 sans présence de

courant inverse 3I2.

La détection de composante homopolaire est recommandéepour les DEI utilisant des réseaux à faible impédance ou misdirectement à la terre. Il repose sur les quantités de mesures decomposante homopolaire et une valeur élevée de tensionhomopolaire 3U0 sans présence de courant résiduel 3I0.

Pour une meilleure adaptation aux exigences du système, unréglage de mode de fonctionnement a été introduit. Il permet desélectionner les conditions de fonctionnement pour la fonctionbasée sur les composantes inverse et homopolaire. Lasélection des différents modes de fonctionnement permet dechoisir différentes possibilités d'interaction entre la détectionbasée sur la composante inverse et celle basée sur lacomposante homopolaire.

Un critère basé sur les mesures de delta de courant et detension peut être ajouté à la supervision de fusion fusible afin dedétecter une fusion fusible triphasée, qui en pratique est plutôtassociée à une commutation de transformateur de tensionpendant les manœuvres du poste.

Surveillance du circuit de fermeture/déclenchement dudisjoncteur TCSSCBRLa surveillance du circuit de déclenchement TCSSCBR permetde surveiller le circuit de commande du disjoncteur. Celle-cigénère un courant d'environ 1 mA dans le circuit de commandesurveillé. La surveillance de validité d'un circuit de commandeest assurée pour les contacts de sortie de puissance T1, T2 etT3.

La surveillance du circuit de déclenchement se lance après untemps de fonctionnement défini réglable et se réinitialise aprèsl'élimination du défaut.



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10. Contrôle

Contrôle de synchronisme, contrôle de présence tension etsynchronisation SESRSYNLa fonction de synchronisation permet de fermer les réseauxasynchrones au bon moment en tenant compte du temps defermeture du disjoncteur, ce qui permet d'améliorer la stabilitédu réseau.

La fonction Contrôle de synchronisme, contrôle de présencetension et synchronisation SESRSYN vérifie que les tensionsdes deux côtés du disjoncteur sont synchrones ou qu'au moinsl'un d'eux est « mort » (hors tension) afin de garantir unefermeture en toute sécurité.

La fonction SESRSYN inclut un schéma de sélection de tensionintégré pour les dispositions à jeu de barres double et undisjoncteur et demi ou en anneau.

La fermeture manuelle ainsi que la fermeture automatiquepeuvent être vérifiées par la fonction et leurs paramètres sontréglables.

Dans le cas des systèmes asynchrones, une fonction desynchronisation est prévue. Son objectif principal est decontrôler la fermeture des disjoncteurs quand deux réseauxasynchrones sont sur le point d'être connectés. La fonction desynchronisation évalue les différences de tension, lesdifférences d'angle de phase, la fréquence de glissement et letaux de variation de fréquence avant de lancer une fermetureconditionnée du disjoncteur. Le délai de fermeture dudisjoncteur est un paramètre de réglage.

Toutefois, cette fonction ne peut pas servir à synchroniserautomatiquement l'alternateur sur le réseau.

Contrôle d'appareils de coupure (APC)Le contrôle-commande d'appareillage APC8 prenant encharge jusqu'à 8 appareils est une fonction de commande et desupervision des disjoncteurs, des sectionneurs et dessectionneurs de terre d'une travée. L'autorisation d'utiliser unappareil est donnée après évaluation des conditions des autresfonctions telles que l'interverrouillage, le contrôle desynchronisme, la sélection des postes opérateur et lesblocages externes ou internes.

Fonctions de contrôle d'appareils de coupure :• Principe sélection-exécution pour une fiabilité élevée• Fonction de sélection pour prévenir les fonctionnements

simultanés• Sélection et supervision de l'emplacement de l'opérateur• Supervision des commandes• Blocage/déblocage du fonctionnement• Blocage/déblocage de la mise à jour des indications de

position• Substitution des indications de position• Neutralisation des fonctions d'interverrouillage

• Neutralisation du contrôle de synchronisme• Compteur de fonctionnement• Suppression de la position intermédiaire

Deux types de modèles de commande peuvent être utilisés :• Direct avec sécurité normale• SBO ("Select-Before-Operate") avec sécurité renforcée

Les commandes directes sont reçues sans commande desélection préalable. Les commandes SBO sont d'abord reçuesavec une commande de sélection puis, après une sélectioncorrecte, avec une commande de fonctionnement valide.

Au niveau de sécurité normal, la commande est traitée et laposition résultante n'est pas supervisée. Au niveau de sécuritérenforcé, cependant, la commande est traitée et la positionrésultante est supervisée.

Les opérations de contrôle peuvent être réalisées à partir del'IHM locale sous contrôle d'autorisation si cela est configuré.

=IEC09000668=1=fr=Original.aiIEC09000668 V1 FR

Figure 6. Sélection avant opération avec confirmation de commande



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=IEC09000669=2=fr=Original.aiIEC09000669 V2 FR

Figure 7. Neutralisation du contrôle de synchronisme

Le contrôleur de sectionneur SCSWI initialise et supervisetoutes les fonctions afin de commander et sélectionnercorrectement des appareillages haute tension. Chacun des8 contrôleurs de sectionneurs SCSWI peut gérer et fonctionnersur un appareil HT triphasé.

Chacun des 3 contrôleurs de disjoncteur SXCBR fournit l'étatréel des positions des contacts, transmet les commandes audisjoncteur et supervise l'opération et les positions decontacts.

Chacun des 7 contrôleurs de sectionneurs SXSWI fournit l'étatréel des positions des contacts, transmet les commandes ausectionneur primaire et aux sectionneurs de terre, et supervisel'opération et les positions des contacts.

InterverrouillageLa fonctionnalité d'interverrouillage bloque la possibilité defonctionnement des appareillages haute-tension, par exemplelorsqu'un sectionneur alimente une charge, afin d'éviter lesdégâts matériels et/ou les blessures accidentelles.

Chaque DEI de contrôle dispose de fonctionsd'interverrouillage pour les différentes configurations despostes, chacune de ces fonctions se chargeant del'interverrouillage d'un départ. La fonctionnalitéd'interverrouillage de chaque DEI ne dépend pas d'unefonction centrale. Pour le verrouillage de l'ensemble d'un poste,les DEI communiquent via le bus du poste ou en utilisant desentrées/sorties binaires câblées.

Les conditions d'interverrouillage dépendent de laconfiguration du bus primaire et de l'état du disjoncteur ou dusectionneur à tout moment.

Contrôle-commande de travée QCBAYLa fonction Contrôle-commande de travée QCBAY est utiliséeconjointement aux fonctions Local/Distant et Commandelocale/distante afin de gérer la sélection de l'emplacement de

l'opérateur pour chaque travée. QCBAY permet également debloquer les fonctions susceptibles d'être distribuées àdifférents appareils de coupure de la travée.

Local/Distant LOCREM / Commande locale/distanteLOCREMCTRLLes signaux provenant de l'IHM locale ou d'un commutateurlocal/distant externe sont appliqués via les blocs fonctionnelsLOCREM et LOCREMCTRL au bloc fonctionnel de Contrôleurde travée (QCBAY). Un paramètre du bloc fonctionnel LOCREMest défini pour déterminer si les signaux de commutationproviennent de l'IHM locale ou d'un commutateur physiqueexterne connecté via des entrées binaires.

Contrôle de disjoncteur pour des disjoncteurs CBC1 et CBC2Les CBC1 et CBC2 se composent de 3 fonctions et de 2x3fonctions respectivement :

• SCILO - Nœud logique pour l'interverrouillage. La fonctionSCILO contient la logique permettant l'opération et fournitau SCSWI des informations indiquant que lefonctionnement est autorisé en raison de la topologie duposte d'interconnexion. Les conditions d'interverrouillagesont générées dans des blocs fonctionnels séparés, quicontiennent la logique d'interverrouillage.

• SCSWI - Le contrôleur de sectionneur initialise etsupervise toutes les fonctions afin de commander desappareils haute tension. Le contrôleur de sectionneur peutgérer et opérer sur un appareil triphasé.

• SXCBR - Le contrôleur de disjoncteur SXCBR fournit l'étatréel des positions des contacts, transmet les commandesau disjoncteur HT et supervise l'opération et les positionsdes contacts.

Commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions etprésentation de l'IHML SLGGIOLa fonction de commutateur rotatif logique pour la sélection defonctions et présentation de l'IHML (SLGGIO) (ou le blocfonctionnel sélecteur) est utilisée pour offrir une fonctionnalitéde commutateur de sélection similaire à celle offerte par uncommutateur de sélection matériel. Les sélecteurs matérielssont très largement utilisés par les compagnies d'électricité afinde faire fonctionner différentes fonctions sur des valeursprédéfinies. Toutefois, les sélecteurs matériels sont source deproblèmes de maintenance et de fourniture (nombreuxmodèles), et réduisent la fiabilité du système. Les sélecteurslogiques éliminent tous ces problèmes.

Mini-sélecteur VSGGIOLe bloc fonctionnel de mini sélecteur VSGGIO est une fonctionpolyvalente permettant de nombreuses applications commecommutateur à usage général.

La fonction VSGGIO peut être contrôlée à partir de menu oud'un symbole de schéma unifilaire (SLD) de l'IHM locale.



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Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850DPGGIOLe bloc fonctionnel des fonctions d'E/S de communicationgénérique CEI 61850 (DPGGIO) permet l'envoi de doublesindications aux autres systèmes ou équipements du poste viaCEI 61850. Il est utilisé en particulier dans les logiques deréservation et d'interverrouillage au niveau du poste.

Commande générique à point unique, 8 signaux SPC8GGIOLe bloc fonctionnel de commande générique à point unique,8 signaux (SPC8GGIO) est un ensemble de 8 points decommande uniques, conçus pour l'entrée des commandes deREMOTE (SCADA) vers les éléments de la configuration logiquequi ne nécessitent pas de fonctionnalité étendue de réceptionde commandes (par exemple, SCSWI). De cette façon, descommandes simples peuvent être envoyées directement auxsorties de DEI, sans confirmation. Les commandes peuventêtre impulsionnelles ou maintenues avec un délai d'impulsionréglable.

AutomationBits AUTOBITSLa fonction AutomationBits (AUTOBITS) permet de configurerla gestion des commandes du protocole DNP3. Chacun des3 AUTOBITS disponible possède 32 sorties individuellesdisponibles, chacune d'entre elles pouvant être affectée en tantque point de sortie binaire dans DNP3.

Contrôles de fonction pour CEI 60870-5-103, I103CMD,I103IEDCMD, I103URSCMD, I103GENCMD, I103POSCMDLa fonction CEI 60870–5–103 et les blocs logiques decommande sont disponibles pour la configuration du DEI. Lessignaux de sortie sont prédéfinis ou définis par l'utilisateur selonle bloc fonctionnel sélectionné.

11. Logique

Logique de déclenchement, sortie triphasée communeSMPPTRCUn bloc fonctionnel de déclenchement des protections estfourni pour chaque disjoncteur impliqué dans le déclenchementdu défaut. Il fournit une prolongation réglable de l'impulsion quiassure une impulsion de déclenchement triphasée assezlongue, ainsi que toutes les fonctionnalités nécessaires pour lacoopération correcte avec les fonctions de réenclenchementautomatique.

Le bloc fonctionnel de déclenchement inclut également unefonctionnalité de verrou réglable pour le verrouillage dudisjoncteur.

Logique pour matrice de déclenchement TMAGGIOLes 12 logiques pour matrice de déclenchement TMAGGIO,chacune comptant 32 entrées, permettent d'acheminer lessignaux de déclenchement et les autres signaux logiques auxlogiques de déclenchement SMPPTRC et SPTPTRC, ou auxautres contacts de sortie du DEI.

Les signaux de sortie TMAGGIO 3 et les sorties physiquespermettent à l'utilisateur d'adapter les signaux aux sorties dedéclenchement physiques en fonction des besoins spécifiquesà l'application pour une sortie fixe ou à impulsion réglable.

Blocs logiques configurablesUn certain nombre de blocs logiques et de temporisateurs sontdisponibles à l'utilisateur pour adapter la configuration enfonction des besoins spécifiques de l'application.

• OR : bloc fonctionnel. Chaque bloc dispose de 6 entrées etde 2 sorties, dont une inversée.

• INVERTER : blocs fonctionnels inversant le signal d'entrée.

• PULSETIMER : bloc fonctionnel qui peut être utilisé, parexemple, pour des extensions d'impulsion ou pour limiter lefonctionnement des sorties avec un délai d'impulsionréglable.

• GATE : bloc fonctionnel utilisé pour déterminer si un signalest ou non autorisé à passer de l'entrée à la sortie.

• XOR : bloc fonctionnel. Chaque bloc dispose de deux sorties,dont une inversée.

• LOOPDELAY : bloc fonctionnel utilisé pour retarder le signalen sortie d'un cycle d'exécution.

• TIMERSET : fonction disposant de sorties de démarrage etd'arrêt temporisées liées au signal de sortie. Letemporisateur dispose d'une temporisation réglable et doitêtre configuré sur On pour que le signal d'entrée active lasortie au terme de la temporisation qui convient.

• AND : bloc fonctionnel. Chaque bloc dispose de 4 entrées etde 2 sorties, dont une inversée.

• SRMEMORY : bloc fonctionnel à bascule qui permetd'initialiser ou de réinitialiser une sortie à partir de deuxentrées, respectivement. Chaque bloc dispose de deuxsorties, dont une inversée. Après une interruption del'alimentation, le réglage de la mémoire vérifie si la sortie dubloc doit être réinitialisée ou retournée à son état précédent.L'entrée SET est prioritaire si les entrées SET et RESET sontcommandées simultanément.

• RSMEMORY : bloc fonctionnel à bascule qui permet deréinitialiser ou d'initialiser une sortie à partir de deux entrées,respectivement. Chaque bloc dispose de deux sorties, dontune inversée. Après une interruption de l'alimentation, leréglage de la mémoire vérifie si la sortie du bloc doit êtreréinitialisée ou retournée à son état précédent. L'entréeRESET est prioritaire si les entrées SET et RESET sontcommandées simultanément.

Q/T à logique configurableUn certain nombre de blocs logiques et de temporisateurs avecla capacité de propager l'horodatage et la qualité des signaux



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d'entrée sont disponibles. Les blocs fonctionnels assistentl'utilisateur dans l'adaptation de la configuration des DEI auxbesoins spécifiques de l'application.

• ORQT : bloc fonctionnel OR qui propage égalementl'horodatage et la qualité des signaux d'entrée. Chaque blocdispose de 6 entrées et de 2 sorties, dont une inversée.

• INVERTERQT : bloc fonctionnel qui inverse le signal d'entréeet propage l'horodatage et la qualité du signal d'entrée.

• PULSETIMERQT : bloc fonctionnel de temporisateur àimpulsion qui peut être utilisé, par exemple, pour desextensions d'impulsion ou pour limiter le fonctionnement dessorties. La fonction propage également l'horodatage et laqualité du signal d'entrée.

• XORQT : bloc fonctionnel XOR. La fonction propageégalement l'horodatage et la qualité des signaux d'entrée.Chaque bloc dispose de deux sorties, dont une inversée.

• TIMERSETQT : fonction disposant de sorties de démarrageet d'arrêt temporisées liées au signal de sortie. Letemporisateur dispose d'une temporisation réglable. Lafonction propage également l'horodatage et la qualité dusignal d'entrée.

• ANDQT : bloc fonctionnel AND. La fonction propageégalement l'horodatage et la qualité des signaux d'entrée.Chaque bloc dispose de 4 entrées et de 2 sorties, dont uneinversée.

• SRMEMORYQT : bloc fonctionnel à bascule qui permetd'initialiser ou de réinitialiser une sortie à partir de deuxentrées, respectivement. Chaque bloc dispose de deuxsorties, dont une inversée. Après une interruption del'alimentation, le réglage de la mémoire contrôle si le bloc doitêtre retourné à son état précédant l'interruption ou êtreréinitialisé. La fonction propage également l'horodatage et laqualité du signal d'entrée.

• RSMEMORYQT : bloc fonctionnel à bascule qui permet deréinitialiser ou d'initialiser une sortie à partir de deux entrées,respectivement. Chaque bloc dispose de deux sorties, dontune inversée. Après une interruption de l'alimentation, leréglage de la mémoire contrôle si le bloc doit être retourné àson état précédant l'interruption ou être réinitialisé. Lafonction propage également l'horodatage et la qualité dusignal d'entrée.

• INVALIDQT : fonction qui définit la qualité non valide dessorties en fonction d'une entrée « valide ». Les entrées sontcopiées vers les sorties. Si l'entrée VALID est 0 ou si son bitde non-validité de qualité est défini, tous les bits de non-validité de qualité des sorties seront définis comme nonvalides. L'horodatage d'une sortie sera défini au dernierhorodatage des entrées INPUT et VALID.

• INDCOMBSPQT associe les signaux d'entrée simples à unsignal de groupe. L'entrée à position simple est copiée vers lapartie de valeur de la sortie SP_OUT. L'entrée TIME estcopiée vers la partie temps de la sortie SP_OUT. Les bitsd'entrée de qualité sont copiés vers la partie de qualitécorrespondante de la sortie SP_OUT.

• INDEXTSPQT extrait les signaux individuels d'une entrée designal de groupe. La partie de valeur de l'entrée à positionsimple est copiée vers la sortie SI_OUT. La partie temps del'entrée à position simple est copiée vers la sortie TIME. Lesbits de qualité de la partie commune et de la partied'indication des entrées de signal sont copiés vers la sortiede qualité correspondante.

Bloc fonctionnel de signaux fixesLa fonction de signaux fixes FXDSIGN génère 9 signauxprédéfinis (fixes) qui peuvent être utilisés dans la configurationd'un DEI, soit pour forcer les entrées non utilisées dans lesautres blocs fonctionnels, à un(e) certain(e) niveau/valeur, soitpour créer une certaine logique. Les types de signaux booléen,entier, à virgule flottante et chaîne sont disponibles.

Conversion binaire 16 bits en nombre entier B16ILa conversion binaire 16 bits en nombre entier B16I permet detransformer un ensemble de 16 signaux binaires (logiques) enun nombre entier.

Conversion binaire 16 bits en nombre entier avecreprésentation de noeud logique B16IFCVILa conversion binaire 16 bits avec représentation de noeudlogique B16IFCVI permet de transformer un ensemble de16 signaux binaires (logiques) en un nombre entier. L'entréeBLOCK gèle la sortie à sa dernière valeur.

Conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits IB16ALa conversion d'un nombre entier en valeur booléenne 16 bitsIB16A permet de transformer un nombre entier en un ensemblede 16 signaux binaires (logiques).

Conversion d'un nombre entier en mot binaire 16 bits avecreprésentation de nœud logique IB16FCVBLa conversion d'un nombre entier en une valeur booléenneavec représentation de noeud logique IB16FCVB permet detransformer un nombre entier en 16 signaux binaires (logiques).

La fonction IB16FCVB peut recevoir des valeurs distantes viaCEI 61850 lorsque l'entrée de la position de l'opérateur (PSTO)est en position à distance. L'entrée BLOCK gèle la sortie à sadernière valeur.

Intégrateur de temps écoulé avec transgression des limites etsupervision des dépassements TEIGGIOLa fonction TEIGGIO concerne les logiques définies parl'utilisateur mais peuvent également être utilisées à diverses finsen interne au sein du DEI. Par exemple, elle peut servir àintégrer le délai écoulé pendant la mesure de la tension de pointneutre ou du courant neutre en cas de défaut de terre.



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Des limites d'avertissement et d'alarme réglables sont fournies.Le temps limite d'indication du dépassement est fixe.

12. Surveillance

Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850SPGGIOLes fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850SPGGIO permettent d'envoyer un signal logique à d'autressystèmes ou appareils du poste.

Fonctions d'E/S de communication générique CEI 6185016 entrées SP16GGIOLes fonctions d'E/S de communication générique CEI 6185016 entrées SP16GGIO permettent l'envoi d'un maximum de16 signaux logiques aux autres systèmes ou équipements duposte.

Mesures CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQILes fonctions de mesure sont utilisées pour obtenir desinformations en ligne à partir du DEI. Ces valeurs de servicepermettent l'affichage d'informations en ligne sur l'IHM locale etsur le système d'automatisation du poste électriqueconcernant :

• les tensions, les courants et la fréquence mesurées, ainsique la puissance active, réactive et apparente, et le facteurde puissance

• les phaseurs primaires et secondaires• les composantes symétriques de courant• les composantes symétriques de tension

Compteur d'événements CNTGGIOLe compteur d'événements CNTGGIO est doté de sixcompteurs utilisés pour enregistrer le nombre d'activations dechaque entrée de compteur.

Compteur d'événements avec supervision des limitesL4UFCNTLe compteur de limites 12 L4UFCNT fournit un compteurréglable avec 4 limites indépendantes où le nombre de frontspositifs et/ou négatifs du signal d'entrée sont décomptés parrapport aux valeurs de réglage des limites. La sortie de chaquelimite est activée lorsque la valeur décomptée atteint cettelimite.

L'indication du dépassement figure sur chaque compteur.

Rapport de perturbographie DRPRDRELes informations complètes et fiables sur les perturbationsdans le système primaire et / ou secondaire ainsi que laconsignation continue des événements sont fournies par lafonctionnalité de rapport de perturbation.

Le rapport de perturbographie DRPRDRE, toujours inclus dansle DEI, fait l'acquisition des données échantillonnées de tous lessignaux binaires et signaux d'entrée analogiques connectés au

bloc fonctionnel, soit de maximum 40 signaux analogiques et96 signaux binaires.

La fonctionnalité de rapport de perturbographie est un nomcommun pour plusieurs fonctions :

• Liste d'événements• Indications• Enregistreur d'événements• Enregistreur des valeurs de déclenchement• Perturbographe

La fonction de rapport de perturbographie se caractérise parune grande flexibilité en ce qui concerne la configuration, lesconditions de démarrage, les temps d'enregistrement et lagrande capacité de stockage.

Une perturbation est définie comme une activation d'une entréedans les blocs fonctionnels AnRADR ou BnRBDR, qui sontréglés pour déclencher le perturbographe. Tous les signauxconnectés, du début du temps pré-défaut (avant défaut)jusqu'à la fin du temps post-défaut (après défaut), seront inclusdans l'enregistrement.

Chaque enregistrement de rapport de perturbographie estsauvegardé dans le DEI au format Comtrade standard, en tantque fichier d'en-tête HDR, que fichier de configuration CFG etque fichier de données DAT. Il en est de même pour tous lesévénements qui sont sauvegardés en permanence dans unemémoire tampon circulaire. L'IHM locale est utilisée pourobtenir des informations sur les enregistrements. Les fichiersde rapport de perturbographie peuvent être téléchargés vers lePCM600 pour la réalisation d'autres analyses à l'aide de l'outilde gestion des perturbations.

Liste des événements DRPRDRELa consignation des événements en continu est utile pour lasurveillance du système d'un point de vue général et complèteles fonctions de perturbographie spécifiques.

La liste d'événements consigne tous les signaux d'entréebinaires connectés à la fonction de perturbographie. La listepeut contenir jusqu'à 1 000 événements horodatés, stockésdans une mémoire tampon circulaire.

Indications DRPRDREPour obtenir des informations rapides, condensées et fiablessur les perturbations dans le circuit primaire et/ou secondaire, ilest important de connaître par exemple les signaux binaires quiont changé d'état lors d'une perturbation. Ces informationssont utilisées à court terme pour obtenir des informations vial'IHM locale de manière simple et directe.

Trois LED figurent sur l'IHM locale (verte, jaune et rouge) quiaffichent les informations d'état sur le DEI et la fonction deperturbographie (déclenchée).



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La fonction de liste des indications présente tous les signauxd'entrée binaires sélectionnés connectés à la fonction deperturbographie qui ont changé d'état lors d'une perturbation.

Enregistreur d'événements DRPRDREDes informations rapides, complètes et fiables sur lesperturbations dans le circuit primaire et/ou secondaire sontcruciales (par exemple, les événements horodatés consignéslors de perturbations). Ces informations sont utilisées àdifférentes fins à court terme (par exemple, des mesurescorrectives) et à long terme (par exemple, des analysesfonctionnelles).

L'enregistreur d'événements consigne tous les signauxd'entrée binaires connectés à la fonction de perturbographie.Chaque enregistrement peut contenir jusqu'à 150 événementshorodatés.

Les informations de l'enregistreur d'événements sontdisponibles localement dans le DEI.

Les informations de l'enregistreur d'événements sont une partintégrante de l'enregistrement des perturbations (fichierComtrade).

Enregistreur de valeurs de déclenchement DRPRDRELes informations au sujet des des courants et des tensionsavant et pendant le défaut sont primordiales pour l'évaluationdes perturbations.

L'enregistreur de valeurs de déclenchement calcule les valeursde tous les signaux d'entrée analogiques sélectionnés etconnectés à la fonction de perturbographie. Le résultat estl'amplitude et l'angle de phase avant et pendant le défaut pourchaque signal d'entrée analogique.

Les informations de l'enregistreur de valeurs de déclenchementsont disponibles localement pour les perturbations localesdans le DEI.

Les informations de l'enregistreur valeurs de déclenchementsont une part intégrante de l'enregistrement des perturbations(fichier Comtrade).

Enregistrement perturbographique DRPRDRELa fonction d'enregistrement perturbographique fournit desinformations rapides, complètes et fiables sur les perturbationsdu système électrique. Elle facilite la compréhension ducomportement du système et des équipements primaires etsecondaires associés pendant et après une perturbation. Lesinformations enregistrées sont utilisées à différentes fins à courtterme (par exemple, des mesures correctives) et à long terme(par exemple, des analyses fonctionnelles).

La perturbographie acquiert les données échantillonnéesprovenant de tous les signaux binaires et analogiquessélectionnés, connectés à la fonction de rapport deperturbographie (maximum 40 signaux analogiques et 96

binaires). Les signaux binaires sont les mêmes que ceuxdisponibles avec la fonction d'enregistreur d'événements.

La fonction est caractérisée par une grande flexibilité et nedépend pas du fonctionnement des fonctions de protection.Elle peut enregistrer des perturbations non détectées par lesfonctions de protection. Il est possible de sauvegarder dans lefichier de perturbographie 9,9 secondes de données avant lemoment du déclenchement.

Les informations de perturbographie pour jusqu'à100 perturbations sont sauvegardées dans le DEI et l'IHMlocale est utilisée pour visualiser la liste des enregistrements.

Bloc d'extension des valeurs de mesure MVEXPLes fonctions de mesure du courant et de la tension (CVMMXN,CMMXU, VMMXU et VNMMXU), les fonctions de mesure descomposantes symétriques de courant et de tension (CMSQI etVMSQI) et les fonctions d'E/S de communication génériqueCEI 61850 (MVGGIO) sont fournies par la fonctionnalité desupervision des mesures. Toutes les valeurs mesurées peuventêtre supervisées avec quatre limites réglables : très bas, bas,haut et très haut. Le bloc d'extension des valeurs de mesureMVEXP a été introduit pour permettre la conversion du signal desortie entier des fonctions de mesure en 5 signaux binaires : au-dessous de la limite très bas, au-dessous de la limite bas,normal, au-dessus de la limite haut ou au-dessus de la limitetrès haut. Les signaux de sortie peuvent être utilisés commeconditions dans la logique configurable ou pour les alarmes.

Supervision de la batterie du poste SPVNZBATLa supervision de la batterie du poste SPVNZBAT permet desurveiller la tension aux bornes de la batterie.

SPVNZBAT active les sorties de démarrage et d'alarme lorsquela tension aux bornes de la batterie excède la limite supérieuredéfinie ou chute en dessous de la limite inférieure définie. Unetemporisation des alarmes de maximum et de minimum detension peut être réglée en fonction de caractéristiquestemporelles définies.

SPVNZBAT fonctionne après un délai de fonctionnementréglable et se réinitialise lorsque la condition de maximum ou deminimum de tension est éliminée à l'issue du délai deréinitialisation réglable.

Fonction de surveillance du gaz d'isolation SSIMGLa fonction de surveillance du gaz d'isolation SSIMG permet desurveiller l'état du disjoncteur. Les informations binaires baséessur la pression du gaz au niveau du disjoncteur sont utiliséescomme des signaux d'entrée vers la fonction. En outre, lafonction génère des alarmes basées sur les informationsreçues.

Fonction de surveillance du liquide d'isolation SSIMLLa fonction de surveillance du liquide d'isolation SSIML permetde surveiller l'état du disjoncteur. Les informations binairesbasées sur le niveau de l'huile du disjoncteur sont utilisées



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comme des signaux d'entrée vers la fonction. En outre, lafonction génère des alarmes basées sur les informationsreçues.

Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBRLa surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR permet desurveiller différents paramètres du disjoncteur. Le disjoncteurnécessite une maintenance lorsque le nombre d'opérationsatteint une valeur prédéfinie. L'énergie est calculée à partir des

courants d'entrée mesurés, comme une somme des valeurs Iyt.Des alarmes sont générées lorsque les valeurs calculéesdépassent les réglages de seuil.

La fonction comprend une fonctionnalité d'alarme de bloc.

Les fonctions de disjoncteur surveillé et présentécomprennent :• temps d'ouverture et de fermeture du disjoncteur• temps d'armement du ressort• nombre de fonctionnements du disjoncteur• I accumulésYt par phase avec alarme et verrouillage• durée de vie restante du disjoncteur par phase• inactivité du disjoncteur

13. Mesures

Logique du compteur d'impulsions PCGGIOLa logique du compteur d'impulsions (PCGGIO) compte lesimpulsions binaires générées en externe, par exemple lesimpulsions provenant d'un compteur d'énergie externe, pour lecalcul des valeurs de consommation d'énergie. Les impulsionssont captées par le module BIO (entrée/sortie binaire) puis luespar la fonction PCGGIO. Une valeur de service échelonnée estdisponible sur l'ensemble du bus de poste.

Fonction de calcul de l'énergie et traitement de la demandeETPMMTRLa fonction de sorties des mesures (CVMMXN) peut être utiliséepour calculer la consommation énergétique. Les valeurs activeset réactives sont calculées dans le sens de l'importation et del'exportation. Les valeurs peuvent être lues ou générées sousforme d'impulsions. Les valeurs de demande de puissancemaximales sont également calculées par la fonction.

14. Interface homme-machine (IHM)

IHM locale

IEC12000175 V1 FR

Figure 8. Interface homme-machine locale

La locale du DEI comprend les éléments suivants :• Écran (LCD)• Boutons• LED• Port de communication pour PCM600

L'IHM locale est utilisée pour le réglage, la surveillance et lecontrôle.

L'interface homme-machine locale (IHML) comprend un écranLCD monochrome d'une résolution de 320 x 240 pixels. Lataille des caractères pourra varier en fonction de la languesélectionnée. Le nombre de caractères et de lignes figurantdans la vue dépend de la taille des caractères et de la vueaffichée.

L'IHML est simple et facile à comprendre. L'ensemble dupanneau frontal est divisé en zones, chacun possédant unefonctionnalité précise :

• Voyants LED de signalisation d'état• Voyants LED d'indication d'alarme qui indiquent trois états

à l'aide des couleurs vert, jaune et rouge. Ils disposentd'étiquettes définies et également imprimables parl'utilisateur. Tous les voyants LED sont configurables avecl'outil PCM600.

• Écran à cristaux liquides (LCD)• Clavier à boutons-poussoirs pour le contrôle et la

navigation, commutateur de sélection entre commandelocale et commande à distance, et bouton deréinitialisation.

• Cinq boutons de fonctions programmables par l'utilisateur• Un port de communication RJ45 isolé pour le PCM600.

15. Fonctions de base du DEI

Autosurveillance avec liste d'événements internesL'autosurveillance avec liste d'événements internesINTERRSIG et SELFSUPEVLST réagit aux événements systèmeinternes générés par les différents éléments d'autosurveillanceintégrés. Les événements internes sont sauvegardés dans une



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liste d'événements internes présentée sur l'IHML et dans l'outilEvent Viewer PCM600.

Synchronisation d'horlogeUtiliser une source globale commune, par exemple lasynchronisation d'horloge GPS à l'intérieur du poste, ainsi quedans la zone de responsabilité de l'utilitaire pour obtenir unebase de temps commune aux DEI du système de protection etde contrôle. Cela permet de comparer et d'analyser desévénements et des données de perturbographie entre tous lesDEI du système d'alimentation.

L'horodatage des événements et des perturbations internes estune excellente aide à l'évaluation des défauts. Sanssynchronisation d'horloge, seuls les événements d'un mêmeDEI pourront être comparés les uns aux autres. Grâce à lasynchronisation d'horloge, les événements et les perturbationssurvenus dans l'ensemble du poste et entre chaque extrémitéde la ligne pourront être comparés pendant l'évaluation.

Dans le DEI, l'horloge interne peut être synchronisée à partir dediverses sources :

• SNTP• IRIG-B• DNP• CEI 60870-5-103

Groupes de réglage des paramètres ACTVGRPUtiliser les quatre groupes de paramètres afin d'optimiser lefonctionnement de DEI pour les différentes conditions dusystème d'alimentation. La création de jeux de réglagesoptimisés et la possibilité de passer de l'un à l'autre, à partir del'IHM locale ou des entrées binaires configurables, permet debénéficier d'un DEI extrêmement adaptable, pouvant êtreappliqué à un grand nombre de scénarios du système.

Fonctionnalité du mode test TESTMODELes DEI de protection et de contrôle peuvent disposer d' denombreuses fonctions intégrées. Afin de simplifier la procédurede test, les DEI comprennent une fonction qui permet leblocage individuel de toutes les fonctions à l'exception decelles devant être testées.

Il existe deux façons d'accéder au mode test :

• Par configuration, en activant un signal d'entrée du blocfonctionnel TESTMODE.

• En basculant le DEI en mode test dans l'IHM locale.

Lorsque le DEI est en mode test, toutes les fonctions deprotection sont bloquées.

Toute fonction peut être débloquée individuellement en ce quiconcerne la fonctionnalité et la signalisation d'événements.Cela permet à l'utilisateur de suivre le fonctionnement d'une ouplusieurs fonctions liées afin de vérifier leur fonctionnalité, devérifier la configuration par parties, etc.

Le forçage de sorties binaires à partir de l'IHML ou du PCM600n'est possible que lorsque le DEI est en mode de test.

Fonction de changement de blocage CHNGLCKLa fonction de changement de blocage CHNGLCK permet debloquer toute modification ultérieure de la configuration du DEIet des réglages une fois la mise en service effectuée. Le but estd'éviter toute modification accidentelle de la configuration duDEI au-delà d'une certaine date.

Normalement, l'activation de la fonction de changement deblocage est connectée à une entrée binaire.

AutorisationLes catégories et rôles utilisateur possédant les droitsd'utilisateur définis par CEI 62359–8 pour le contrôle d'accèsbasé sur le rôle sont prédéfinis dans le DEI.

Les utilisateurs du DEI peuvent être créés, supprimés etmodifiés uniquement avec le PCM600.

Les politiques en matière de mots de passe sont définies dansl'outil de gestion des utilisateurs du DEI du PCM600.

À la livraison, l'utilisateur du DEI dispose d'un accès total(superutilisateur) jusqu'à ce que des utilisateurs soient créés àl'aide du PCM600.

État d'autorisation ATHSTATLa fonction d'état d'autorisation ATHSTAT est un blocfonctionnel d'indication pour l'activité de connexion desutilisateurs.

La tentative de connexion utilisateur refusée et celle qui a réussisont consignées.

Vérification d'autorisation ATHCHCKPour protéger les intérêts de nos clients, le DEI et les outils quiaccèdent au DEI sont protégés par le biais d'une autorisationd'accès. L'autorisation d'accès du DEI et du PCM600 est miseen œuvre au niveau des deux points d'accès au DEI :

• local, par l'intermédiaire de l'interface Homme Machinelocale

• distant, par l'intermédiaire des ports de communication

Les utilisateurs du DEI peuvent être créés, supprimés etmodifiés uniquement avec l'outil de gestion des utilisateurs DEIPCM600.



ABB 27

IEC12000202-1-en.vsd

IEC12000202 V1 FR

Figure 9. Outil de gestion des utilisateurs de PCM600

AUTHMANCette fonction active/désactive le menu de maintenance. Ilcontrôle également le délai d'attente de connexion du menu demaintenance.

Accès FTP avec SSL FTPACCSPar défaut, le client FTP utilise le meilleur mode de sécuritépossible lorsqu'il tente de négocier avec SSL.

Le mode de négociation automatique agit sur le numéro de portet les fonctions du serveur. Il tente d'activer immédiatement leSSL implicite si le port indiqué est 990. S'il s'agit d'un autreport, il tente de négocier avec le SSL explicite via AUTH SSL/TLS.

L'utilisation de FTP sans chiffrage SSL limite les possibilités duclient FTP. Ce mode permet uniquement d'accéder auxdonnées de perturbographie à partir du DEI.

Si un système FTP normal est nécessairepour consulter la perturbographie, créez uncompte spécial à cet effet, disposantuniquement des droits de transfert defichiers. Le mot de passe de cet utilisateurfigurera en texte clair sur le câble.

Application générique de sécurité AGSALEn tant que noeud logique, AGSAL permet de surveiller laviolation de sécurité en ce qui concerne les autorisations, lecontrôle d'accès et l'association inactive y compris les échecsd'autorisation. Par conséquent, toutes les informationsd'AGSAL peuvent être configurées de manière à être signaléesau client 61850.

Consignation des activités ACTIVLOGACTIVLOG contient tous les paramètres de consignation desactivités.

Il est possible de disposer de 6 serveurs de consignationexternes, auxquels les événements syslog seront envoyés.Chaque serveur peut être configuré avec une adresse IP, unnuméro de port IP et un format de protocole. Le format peutêtre syslog (RFC 5424) ou Common Event Format (CEF)d'ArcSight.

Alarme de sécurité SECALARMLa fonction crée et distribue les événements de sécurité en vuedu mappage des événements de sécurité aux protocoles dutype DNP3.

Il est possible de mapper le protocole respectif aux signauxintéressants et de les configurer pour la surveillance avec l'outilde gestion des communications (CMT) dans PCM600. Pardéfaut, aucun événement n'est mappé.

Nom des paramètres :• EVENTID : ID d'événement de l'événement de sécurité

généré• SEQNUMBER : numéro de séquence de l'événement de

sécurité généré

Événements de sécuritéToutes les opérations utilisateur sont consignées en tantqu'événements de sécurité. Ces événements peuvent êtreenvoyés à des serveurs de consignation de sécurité externesà l'aide des formats de données SYSLOG. Les serveurs deconsignation peuvent être configurés à l'aide de PCM600.

16. Communication interne du poste

Protocole de communication CEI 61850-8-1Le DEI prend en charge les protocoles de communicationCEI 61850-8-1 et DNP3 sur TCP/IP. Toutes les informations etcommandes opérationnelles sont disponibles via cesprotocoles. Cependant, certaines fonctions de communication,telles que la communication horizontale (GOOSE) entre les DEI,sont uniquement disponibles via le protocole decommunication CEI 61850-8-1.

Le DEI est équipé à l'arrière de port(s) Ethernet optique(s) pourles communications internes du poste CEI 61850-8-1. Leprotocole CEI 61850-8-1 permet à des dispositifs électriquesintelligents (DEI) de différents constructeurs d'échanger desinformations et de simplifier l'ingénierie du système. Il permetégalement la communication de point à point via des messagesGOOSE. Le chargement de fichiers de perturbation estpossible.

Les fichiers de perturbations sont accessibles via le protocoleCEI 61850-8-1. Les fichiers de perturbations sont égalementdisponibles pour toute application Ethernet via FTP, au format



28 ABB

standard Comtrade. En outre, le DEI peut envoyer et recevoirdes valeurs binaires, des valeurs double point et des valeursmesurées (par exemple à partir de fonctions MMXU), ainsi queleur qualité, à l'aide du profil GOOSE CEI 61850-8-1. Le DEIrépond aux exigences de performance GOOSE pour ledéclenchement des applications dans les postes, tel que ledéfinit la norme CEI 61850. Le DEI interagit avec les autres DEIet systèmes conformes CEI 61850, et signale simultanémentles événements à cinq clients différents sur le bus de posteCEI 61850.

Les fonctions de déni de service DOSLAN1 et DOSFRNTfournies ont pour objet de limiter le trafic réseau entrant. Lacommunication ne peut par conséquent jamais compromettrela fonction première du DEI.

Le système d'événements dispose d'un limitateur de débitdestiné à réduire la charge UC. Le canal d'événement possèdeun quota de 10 événements/seconde à l'issue des30 événements initiaux/seconde. Si le quota est dépassé, la

transmission sur le canal d'événement est bloquée jusqu'à ceque les événements repassent au-dessous du quota, sansqu'aucun événement ne soit perdu.

Tous les connecteurs de communication, à l'exception duconnecteur du port en face avant, sont placés sur des modulesde communication intégrés. Le DEI est connecté aux systèmesde communication Ethernet via le connecteur ou lesconnecteurs fibre optique LC multimode (100BASE-FX).

Le DEI prend en charge les méthodes de synchronisation del'heure SNTP et IRIG-B avec une précision d'horodatage de±1 ms.

• Base Ethernet : SNTP et DNP3• Avec câblage de synchronisation horaire : IRIG-B

Le DEI prend en charge les méthodes de synchronisationhoraire CEI 60870-5-103 avec une précision d'horodatage de±5 ms.

Tableau 1. Interfaces et protocoles de communication pris en charge

Protocole Ethernet Série

100BASE-FX LC Fibre de verre (connecteur ST) EIA-485

CEI 61850–8–1 - -

DNP3

CEI 60870-5-103 - = Pris en charge

Communication horizontale via GOOSE pour l'interverrouillageLa communication GOOSE peut être utilisée pour l'échanged'informations entre les DEI via le bus de communication despostes CEI 61850-8-1. Cette méthode est habituellementutilisée pour l'envoi des indications de positionnement desappareillages de coupure pour les signaux d'interverrouillageou de réservation pour le contrôle 1-de-n. GOOSE peutégalement être utilisé pour échanger des valeurs de mesurebooléennes, entières, double point et analogiques entre lesDEI.

Protocole DNP3Le DNP3 (Distributed Network Protocol) est un ensemble deprotocoles de communication utilisé pour communiquer desdonnées entre les composants dans les systèmesd'automatisation des processus. Pour une description détailléedu protocole DNP3, reportez-vous au Manuel de protocole decommunication DNP3.

Protocole de communication CEI 60870-5-103Le protocole CEI 60870-5-103 est un protocole déséquilibré(maître-esclave) pour la communication série en bits codés, quiéchange des informations avec un système de contrôle et quiprésente un taux de transfert des données allant jusqu'à19 200 bit/s. Dans la terminologie CEI, un poste principal estdésigné comme « maître », tandis qu'un poste secondaire est

désigné comme « esclave ». La communication s'appuie sur unprincipe point à point. Le maître doit disposer d'un logicielcapable d'interpréter les messages de communicationCEI 60870-5-103.

Le protocole CEI 60870-5-103 peut être configuré de manière àutiliser le port série optique ou l'interface de communicationRS485 du module de communication COM03 ou COM05. Lesfonctions de sélection du mode de fonctionnement pour portsérie optique OPTICALPROT et de sélection du mode defonctionnement pour RS485 RS485PROT permettent desélectionner l'interface de communication.

La fonction CEI 60870-5-103 de communication par port sérieoptique, OPTICAL103, permet de configurer les paramètres decommunication de l'interface de communication série optique.La fonction CEI 60870-5-103 de communication série pourRS485, RS485103, permet de configurer les paramètres decommunication de l'interface de communication série RS485.

Protocole PRP CEI 62439-3Une communication de bus de poste redondante conforme auprotocole CEI 62439-3 édition 2 est disponible en option dansles DEI personnalisés 650 ver 1.3 série,. La sélection a lieu à lacommande. La communication de bus de poste redondante



ABB 29

conforme au protocole CEI 62439-3 édition 2 utilise les portsLAN1A et LAN1B du module COM03.

Au moment de la commande, sélectionnezCOM03 pour le bus de poste redondantconforme au protocole CEI 62439-3 édition2.Le protocole CEI 62439-3 édition 2 n'estPAS compatible avec CEI 62439-3 édition 1.

17. Description du matériel

Configuration et dimensionsAlternatives de montage

• Kit de montage sur châssis 19”

Voir commande pour obtenir des détails concernant lesalternatives de montage disponibles.

Montage en rack d'un DEI 3U

B

A C

D

IEC11000248 V1 EN

Figure 10. Montage en rack du DEI 3U

A 224 mm + 12 mm avec cosses à oeillets

B 22,5 mm

C 482 mm

D 132 mm, 3U



30 ABB

18. Schémas de raccordement

Schémas de raccordementLes schémas de raccordement figurent sur le DVD du packagede connectivité du DEI fourni avec le produit.

Les toutes dernières versions des schémas de raccordementsont disponibles au téléchargement à la pagehttp://www.abb.com/substationautomation.

Schémas de raccordement pour les produits personnalisés

Schéma de raccordement, série 650 1.3 1MRK006501-AD

Schémas de raccordement pour les produits configurés

Schéma de raccordement, REG650 1.3, (GenDiff) B011MRK006501-ND

Schéma de raccordement, REG650 1.3, (GenTrafoDiff) B051MRK006501-PD



ABB 31

http://www.abb.com/substationautomation

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK006501-AD&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK006501-ND&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK006501-PD&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

19. Données techniques

Généralités

Définitions

Valeur deréférence :

Valeur spécifiée d'un facteur d'influence auquel se réfèrent les caractéristiques de l'équipement

Plage nominale : Plage de valeurs d'une grandeur (facteur) d'influence à l'intérieur de laquelle, sous conditions spécifiques, l'équipement satisfaitla demande spécifique

Plage de fonction‐nement :

Plage de valeurs d'une grandeur de mise sous tension donnée dans laquelle l'équipement, dans des conditions déterminées, esten mesure d'exécuter les fonctions prévues conformément aux exigences spécifiées

Grandeurs d'entrée, valeurs nominales et limitesEntrées analogiques

Tableau 2. Entrées mesures

Description Valeur

Fréquence nominale 50/60 Hz

Plage de fonctionnement Fréquence nominale ± 5 Hz

Entrées courant Courant nominal, In 0.1/0.5 A1) 1/5 A2)

Capacité de surcharge thermique :

• En permanence 4 A 20 A

• Pendant 1 s 100 A 500 A *)

• Pendant 10 s 20 A 100 A

Capacité de surcharge dynamique :

• Valeur demi-onde 250 A 1250 A

Impédance d'entrée <100 mΩ <20 mΩ

Entrées tension Tension nominale, Un 100 V CA/ 110 V CA/ 115 V CA/ 120 V CA

Tenue en tension :

• En permanence 420 V rms

• Pendant 10 s 450 V rms

Consommation à la tension nominale <0.05 VA

*) 350 A max. pendant 1 s lorsque le bloc interrupteur d'essai COMBITEST est inclus.

1) Courant résiduel2) Courants de phase ou courant résiduel



32 ABB

Tension c.a. et c.c. auxiliaire

Tableau 3. Alimentation électrique

Description PSM01 PSM02 PSM03

Uauxnominale 24, 30V CC 48, 60, 110, 125 V CC 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50et 60 Hz

110, 125, 220, 250 V CC

Uauxvariation 80...120 % de Un (19,2...36 V CC) 80...120 % de Un (38.4...150 V CC) 85...110 % de Un (85...264 V CA)

80...120 % de Un (88...300 V CC)

Charge maximale de la tensiond'alimentation auxiliaire

35 W pour CC40 VA pour CA

Ondulation de la tension auxiliaireCC

Max 15 % de la valeur CC (à une fréquence de 100 et 120 Hz)

Durée d'interruption maximale de latension auxiliaire CC sansréinitialisation du dispositifélectronique intelligent

50 ms à Uaux

Résolution de la mesure de tensiondans le module PSM

1 bit représente 0,5 V (+/- 1 VCC) 1 bit représente 1 V (+/- 1 VCC) 1 bit représente 2 V (+/- 1 VCC)

Entrées et sorties binaires

Tableau 4. Entrées binaires

Description Valeur

Plage de fonctionnement Tension d'entrée maximale 300 V CC

Tension nominale 24...250 V CC

Débit de courant 1.6...1.8 mA

Consommation/entrée d'énergie <0.38 W

Tension de seuil 15...221 V CC (peut être paramétrée par pas de 1 % de la tension nominale)

Tableau 5. Sortie de signal et sortie IRF (défaut interne de relais)

Passage au relais IRF - Relais de sortie de signal type

Description Valeur

Tension nominale 250 V CA/CC

Courant de contact en régime permanent 5 A

Etablissement et conduite du courant pendant 3.0 s 10 A


Pouvoir de coupure lorsque la constante de temps du circuit decommande L/R est inférieure à 40 ms, à U< 48/110/220 V CC

≤0.5 A/≤0.1 A/≤0.04 A



ABB 33

Tableau 6. Relais de sortie à fort courant sans fonction TCS

Description Valeur

Tension nominale 250 V CA/CC





≤1 A/≤0.3 A/≤0.1 A

Tableau 7. Relais de sortie avec fonction de surveillance du circuit de déclenchement

Description Valeur

Tension nominale 250 V CC





≤1 A/≤0.3 A/≤0.1 A

Plage de tension de commande 20...250 V CC

Débit de courant à travers le circuit de surveillance ~1.0 mA

Tension minimale sur le contact de surveillance du circuit dedéclenchement

20 V CC

Tableau 8. Ethernet, interfaces

Interface Ethernet Protocole Câble Vitesse de transfert des données

100BASE-TX - CAT 6 S/FTP ou supérieur 100 MBits/s

100BASE-FX TCP/IP, protocole Câble à fibre optique avecconnecteur LC

100 MBits/s

Tableau 9. Liaison de communication fibre optique

Longueur d'onde Type de fibre Connecteur Affaiblissement de propagation

autorisé1)

Distance

1300 nm MM 62.5/125 μm,noyau fibre de verre

LC <8 dB 2 km

1) Affaiblissement maximal autorisé (dû aux connecteurs et au câble)

Tableau 10. Interfaces X8/IRIG-B et EIA-485

Type Protocole Câble

Raccordement du collier de tension IRIG-B Câble à paires torsadées blindéesRecommandé : CAT 5, Belden RS-485 (9841- 9844) ou Alpha Wire(Alpha 6222-6230)

Raccordement du collier de tension CEI 68070–5–103DNP3.0

Câble à paires torsadées blindéesRecommandé : DESCAFLEX RD-H(ST)H-2x2x0.22mm2, Belden 9729,Belden 9829



34 ABB

Tableau 11. IRIG-B

Type Valeur Précision

Impédance d'entrée 430 Ohms -

Tension d'entrée minimaleÉLEVÉE

4,3 V -

Tension d'entrée maximaleFAIBLE

0,8 V -

Tableau 12. Interface EIA-485

Type Valeur Conditions

Tension de sortie minimale dupilote de différentiel

1,5 V –

Courant de sortie maximal 60 mA -

Tension d'entrée minimale durécepteur de différentiel

0,2 V -

Débits en bits pris en charge 300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600,19200, 38400, 57600, 115200

-

Nombre maximal de 650 DEI prisen charge sur le même bus

32 -

Longueur maximale de câble 925 m Câble : AWG24 ou supérieur. Les lignes d'adaptation devront être évitées

Tableau 13. Interface série face arrière

Type Connecteur de compteur

Port série (X9) Port série optique, type ST pour CEI 60870-5-103 et série DNP

Tableau 14. Port série optique (X9)

Longueur d'onde Type de fibre Connecteur Affaiblissement de propagation autorisé1)

820 nm Fibre de verre MM 62,5/125μm

ST 6,8 dB (env. 1 700m de longueur avec 4 db/kmd'affaiblissement de fibre)

820 nm Fibre de verre MM 50/125 μm ST 2,4 dB (env. 600m de longueur avec 4 db/km d'affaiblissementde fibre)

1) Affaiblissement maximal autorisé causé par la fibre

Facteurs d'influence

Protection IP

Tableau 15. Protection IP

Description Valeur

Avant du DEI IP 54

Arrière du DEI IP 21

Côtés du DEI IP 42

Haut du DEI IP 42

Bas du DEI IP 21



ABB 35

Tableau 16. Conditions d'environnement

Description Valeur

Plage de températures de fonctionnement -25...+55ºC (en continu)

Plage de températures de fonctionnement, courte durée -40...+70ºC (<16h)Remarque : Dégradation du temps moyen entre défaillances et desperformances de l'IHM en dehors de la plage de températures-25...+55ºC

Humidité relative <93 %, sans condensation

Pression atmosphérique 86...106 kPa

Altitude jusqu'à 2000 m

Plage de températures de transport et de stockage -40...+85ºC

Tableau 17. Essais d'environnement

Description Valeur d'essai de type Référence

Essais de froid enfonctionnement en stockage

96 h à -25 ºC16 h à -40 ºC 96 h à -40 ºC

CEI 60068-2-1/ANSI C37.90-2005 (chapitre 4)

Essais de chaleursèche

enfonctionnement en stockage

16 h à +70 ºC 96 h à +85 ºC

CEI 60068-2-2/ANSI C37.90-2005 (chapitre 4)

Essais de chaleurhumide

en conditionsstabilisées en conditionscycliques

240 h à +40 ºChumidité de 93 % 6 cycles de +25 à +55 ºChumidité 93...95 %

CEI 60068-2-78 CEI 60068-2-30



36 ABB

Essais de type conformément aux normes

Tableau 18. Essais de compatibilité électromagnétique


Essai d'immunité à l’onde oscillatoire amortie100 kHz et 1 MHz

CEI 61000-4-18, niveau 3CEI 60255-22-1ANSI C37.90.1-2012

• Mode commun 2.5 kV

• Mode différentiel 2.5 kV

Essai d'immunité aux déchargesélectrostatiques


• Décharges au contact 8 kV

• Décharges dans l'air 15 kV

Essais d'immunité aux perturbations induitespar les champs radioélectriques

• Perturbations conduites, mode commun 10 V (emf), f=150 kHz...80 MHz CEI 61000-4-6, niveau 3CEI 60255-22-6

• Champs rayonnés, modulés en amplitude 20 V/m (rms), f=80...1000 MHz et f=1.4...2.7GHz


Essais d'immunité aux transitoires électriquesrapides en salves

CEI 61000-4-4CEI 60255-22-4, classe AANSI C37.90.1-2012

• Ports de communication 4 kV

• Autres ports 4 kV

Essai d'immunité aux ondes de choc CEI 61000-4-5CEI 60255-22-5

• Communication 1 kV entre conducteur et terre

• Autres ports 2 kV entre conducteur et terre, 1 kV entreconducteurs

• Alimentation 4 kV entre conducteur et terre, 2 kV entreconducteurs

Essai d’immunité au champ magnétique à lafréquence du réseau (50 Hz)

CEI 61000-4-8, niveau 5

• 3 s 1000 A/m

• En continu 100 A/m

Essai d’immunité au champ magnétiqueimpulsionnel

1000A/m CEI 61000-4-9, niveau 5

Champ magnétique oscillatoire amorti 100 A/m, 100 kHz et 1 MHz CEI 6100-4-10, niveau 5

Essais d’immunité aux fréquencesindustrielles

CEI 60255-22-7, classe ACEI 61000-4-16

• Mode commun 300 V rms

• Mode différentiel 150 V rms



ABB 37

Tableau 18. Essais de compatibilité électromagnétique, suite


Creux de tension et coupures brèves(alimentation en courant continu)

Creux :40 %/200 ms70 %/500 msCoupures :0-50 ms : Pas de redémarrage0...∞ s : Comportement correct en cas decoupure

CEI 60255-11CEI 61000-4-11

Essais d'immunité aux creux de tension etcoupures brèves (alimentation en courantalternatif)

Creux :40 % 10/12 cycles à 50/60 Hz70 % 25/30 cycles à 50/60 HzCoupures :0-50 ms : Pas de redémarrage0...∞ s: Comportement correct en cas decoupure

CEI 60255–11CEI 61000-4-11

Essais d’émission électromagnétique EN 55011, classe ACEI 60255-25ANSI C63.4, FCC

• Emission conduite (borne réseau)

0.15...0.50 MHz < 79 dB(µV) quasi crête< 66 dB(µV) moyenne

0.5...30 MHz < 73 dB(µV) quasi crête< 60 dB(µV) moyenne

• Émission rayonnée, CEI

30...230 MHz < 40 dB(µV/m) quasi crête, mesurée à unedistance de 10 m

230...1000 MHz < 47 dB(µV/m) quasi crête, mesurée à unedistance de 10 m

Tableau 19. Essais d'isolement


Essais diélectriques : CEI 60255-5ANSI C37.90-2005

• Tension d'essai 2 kV, 50 Hz, 1 min1 kV, 50 Hz, 1 min, communication

Essai de tension de choc : CEI 60255-5ANSI C37.90-2005

• Tension d'essai 5 kV, chocs unipolaires, forme d'onde 1.2/50 μs,source d'énergie 0.5 J1 kV, chocs unipolaires, forme d'onde 1.2/50 μs,source d'énergie 0.5 J, communication

Mesure de la résistance d'isolement CEI 60255-5ANSI C37.90-2005

• Résistance d'isolement >100 MΏ, 500 V CC

Résistance de liaison de protection CEI 60255-27

• Résistance <0.1 Ώ (60 s)



38 ABB

Tableau 20. Essais mécaniques

Description Référence Condition

Essais de vibrations (sinusoïdaux) CEI 60255-21-1 Classe 1

Essai d'endurance aux vibrations CEI 60255-21-1 Classe 1

Essai de réponse aux chocs CEI 60255-21-2 Classe 1

Essai de tenue aux chocs CEI 60255-21-2 Classe 1

Essai de secousses CEI 60255-21-2 Classe 1

Essais de tenue aux séismes CEI 60255-21-3 Classe 2

Sécurité du produit

Tableau 21. Sécurité du produit

Description Référence

Directive Basse Tension 2006/95/CE

Norme EN 60255-27 (2005)

Conformité CEM

Tableau 22. Conformité CEM

Description Référence

Directive CEM 2004/108/CE

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



ABB 39

Protection différentielle

Tableau 23. Protection différentielle de transformateur T2WPDIF, T3WPDIF

Fonction Plage ou valeur Précision

Caractéristiques de fonctionnement Adaptable ± 1.0 % de Ir à I < Ir± 1.0 % de I pour I > Ir

Rapport de retour >94% -

Limite de courant différentiel sans retenue (1.00-50.00)xIBase surbobinage haute tension

± 1.0 % de la valeur définie

Sensibilité de base (0.05 - 0.60) x IBase ± 1.0 % de Ir

Courant inverse minimum (0,02 - 0,20) x IBase ± 1.0 % de Ir

Angle de fonctionnement, composanteinverse

(30,0 - 90,0) degrés ± 1,0 degré

Blocage par l'harmonique de rang 2 (5,0-100,0) % ducourant différentielfondamental

± 2,0 % de l'amplitude de l'harmonique appliquée

Blocage par l'harmonique de rang 5 (5,0-100,0) % ducourant différentielfondamental

± 12.0 % de l'amplitude de l'harmonique appliquée

Type de connexion pour chacun desenroulements

Y ou D -

Déplacement de phase entre enroulementshaute tension, W1 et chacun desenroulements, W2 et W3. Notation aiguille demontre

0–11 -

Temps de fonctionnement, fonction avecretenue

25 ms typiquement à 0 à5 x niveau défini

-

Temps de réinitialisation, fonction avecretenue


-

Temps de fonctionnement, fonction sansretenue


-

Temps de réinitialisation, fonction sansretenue


-



40 ABB

Tableau 24. Protection différentielle de défaut à la terre, basse impédance REFPDIF


Caractéristique defonctionnement

Adaptable ± 1% of IBase si Ibias < 1,25 IBase (c'est-à-dire, sensibilité de base dans lasection 1 de la caractéristique fonctionnement - retenue± 2 % de la valeur de fonctionnement théorique (Idiff) si Ibias >= 1,25 IBase(c'est-à-dire, sections 2 et 3)(L'équation ci-dessus est valide si IBase est égal au courant nominald'enroulement protégé.)

Rapport de retour 0.95 -

Caractéristique directionnelle,pour fonction homopolairedirectionnelle

ROA ± 60 à ± 90 degrés ± 1 degré à Ibias = IBase± 2 degrés à Ibias = 2 * IBase± 3 degrés à Ibias = 4 * IBase(L'équation ci-dessus est valide si IBase est égal au courant nominald'enroulement protégé.)

Temps de fonctionnement,fonction de déclenchement

25 ms typiquement à 0 à 10 xIdMin

-

Temps de réinitialisation, fonctionde déclenchement

30 ms typiquement à 10 à 0 xIdMin

-

Tableau 25. Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF


Tension de fonctionnement (20-400) VI=U/R

± 1,0 % de Ir

Rapport de retour >95 % -

Puissance continue maximale U>Déclenchement2/SeriesResistor ≤200W

-

Temps de fonctionnement 10 ms typiquement à 0 à 10 x Ud -

Temps de réinitialisation 100 ms typiquement à 10 à 0 x Ud -

Temps d'impulsion critique 2 ms (typique) de 0 à 10 x Ud -



ABB 41

Tableau 26. Protection différentielle d'alternateur GENPDIF


Limite de courant différentiel sans retenue (1-50) p.u. de IBase ± 1,0 % de la valeur définie

Rapport de retour > 90% -

Sensibilité de base (0,10–1,00) p.u. deIBase

± 1,0 % de Ir

Niveau de courant inverse (0,02-0,4) p.u. de IBase ± 1,0 % de Ir

Temps de fonctionnement, fonction avecretenue

40 ms typiquement à 0à 2 x niveau défini

-

Temps de réinitialisation, fonction avecretenue


-

Temps de fonctionnement, fonction sansretenue


-

Temps de réinitialisation, fonction sansretenue


-

Temps de fonctionnement, fonction inversesans retenue

15 ms (typique) de 0 à 5x niveau défini

-

Temps d'impulsion critique, fonction sansretenue


-



42 ABB


Tableau 27. Détection des oscillations de puissance ZMRPSB


Portée réactive (0.10-3000.00) W/phase

± 2,0 % précision statiqueConditions :Plage de tension : (0,1-1,1) x UrPlage de courant : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrésPortée résistive (0.10–1000.00)W/phase

Temporisations (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Courant de fonctionnementminimal

(5-30) % de IBase ± 1,0% de Ir

Tableau 28. Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et les transformateurs ZGCPDIS


Nombre de zones 3 -

Impédance directe avant (0,005-3000,000) Ω/phase

± 2,0 % de précision statiqueConditions :• Plage de tensions : (0,1-1,1) x Ur• Plage de courants : (0,5-30) x Ir• Angle : à 85 degrés

Impédance directe inverse (0,005-3000,000) Ω/phase

-

Angle d'impédance directe, (10-90) degrés -


Temps de fonctionnement 25 ms typiquement -

Rapport de retour 105 % typiquement -

Tableau 29. Perte d'excitation LEXPDIS


Décalage X du point supérieur demho

(–1000,00–1000,00) % de ZBase ± 2,0 % de Ur/Ir

Diamètre du cercle mho (0,01–3 000,00) % de ZBase ± 2,0 % de Ur/Ir

Temporisations (0,00–6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement 55 ms typiquement -


Tableau 30. Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAM


Portée d'impédance (0,00–1000,00) % de Zbase ± 2,0 % de Ur/Ir

Angle caractéristique (72,00–90,00) degrés ± 5,0 degrés

Angles de démarrage et dedéclenchement

(0,0–180,0) degrés ± 5,0 degrés

Compteur de déclenchementpour zone 1 et pour zone 2

(1-20) -



ABB 43

Tableau 31. Empiètement de charge LEPDIS


Critères d'empiètement decharge :Résistance de charge, sens avalet amontAngle d'impédance de charge desécurité

(1,00–3000,00) Ω/phase(5-85) degrés

± 5,0 % de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x Ir



Tableau 32. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils, sortie triphasée OC4PTOC

Fonction Plage de réglage Précision

Courant de fonctionnement (5-2500) % de lBase ± 1,0 % de Ir à I ≤ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir

Rapport de retour > 95 % -

Courant de fonctionnement min. (5-10 000)% de lBase ± 1,0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Blocage de la secondeharmonique

(5–100) % de composante fondamentale ± 2,0 % de Ir

Temporisation indépendante (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25 ms

Temps de fonctionnementminimum pour lescaractéristiques inverses

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25ms

Caractéristiques inverses, voirtableau 74, tableau 75 et tableau76

15 types de courbes 1) ANSI/IEEE C37.112CEI 60255-151±3 % ou ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001.5 x Iassigné ≤ I ≤ 20 x Iassigné

Temps de fonctionnement,fonction de démarrage nondirectionnelle

25 ms typiquement à 0 à 2 x Iassigné -

Temps de réinitialisation, fonctionde démarrage non directionnelle


Temps de fonctionnement,fonction de démarragedirectionnelle


Temps de réinitialisation, fonctionde démarrage directionnelle


Temps d'impulsion critique 10 ms (typique) de 0 à 2 x Iassigné -

Marge de durée d'impulsion 15 ms (typique) -

1) Remarque : Précision d'horloge valide uniquement lorsque le blocage des harmoniques de rang 2 est désactivé



44 ABB

Tableau 33. Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils EF4PTOC


Courant de fonctionnement (1-2500) % de lBase ± 1,0 % de Ir à I < Ir± 1,0% de I avec I > Ir


Courant de fonctionnement pourcomparaison directionnelle,homopolaire

(1-100) % de lBase ± 2,0 % de Ir

Courant de fonctionnement pourcomparaison directionnelle,inverse

(1-100) % de lBase ± 2,0 % de Ir

Courant de fonctionnement mini. (1-10000) % de lBase ± 1,0 % de Ir à I < Ir± 1,0 % de I à I > Ir

Temps de fonctionnementminimum pour lescaractéristiques inverses

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temporisations (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25 ms

Caractéristiques inverses, voirtableau 74, tableau 75 et tableau76

15 types de courbes 1) ANSI/IEEE C37.112CEI 60255-151±3 % ou ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Idéfini ≤ I ≤ 20 x Idéfini

Tension de polarisation minimale,homopolaire

(1–100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Tension de polarisation minimale,inverse

(1–100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de polarisation minimal,homopolaire

(2-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

Courant de polarisation minimal,inverse

(2-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

Part réelle de la source Z utiliséepour la polarisation du courant

(0,50-1000,00) W/phase -

Part imaginaire de la source Zutilisée pour la polarisation ducourant

(0,50–3000,00) W/phase -

Temps de fonctionnement,fonction démarrage nondirectionnelle

30 ms typiquement à 0.5 à 2 x Idéfini -

Temps de réinitialisation, fonctiondémarrage non directionnelle

30 ms typiquement à 2 à 0.5 x Idéfini -

Temps de fonctionnement,fonction de démarragedirectionnelle

30 ms typiquement à 0,5 à 2 x IN -

Temps de réinitialisation, fonctionde démarrage directionnel

30 ms typiquement à 2 à 0,5 x IN -

1) Remarque : Précision d'horloge valide uniquement lorsque le blocage des harmoniques de rang 2 est désactivé.



ABB 45

Tableau 34. Protection directionnelle sensible de puissance et à maximum de courant résiduel SDEPSDE


Niveau de fonctionnementpour le maximum de courantrésiduel directionnel 3I0·cosj

(0,25-200,00) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir Avec un réglage bas :(0,25-1,00) % de Ir : ± 0,05 % de Ir(1,00-5,00) % de Ir : ± 0,1 % de Ir

Niveau de fonctionnementpour la puissance résiduelledirectionnelle 3I0 3U0 · cosj

(0,25-200,00) % de SBase ± 2,0 % de Sr à S £ Sr

± 2,0% de S à S > Sr Avec un réglage bas :(0,25-5,00) % de SBase ± 10 % de la valeur assignée

Niveau de fonctionnementpour le maximum de courantrésiduel 3I0 et j

(0,25-200,00) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir Avec un réglage bas :(0,25-1,00) % de Ir : ± 0,05 % de Ir(1,00-5,00) % de Ir : ± 0,1 % de Ir

Niveau de fonctionnementpour le maximum de courantnon directionnel

(1,00-400,00) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir À paramètre faible <5 % de Ir:± 0,1 % de Ir

Niveau de fonctionnementpour le maximum de tensionnon directionnel

(1,00-200,00) % de UBase ± 0,5 % de Ur avec U£Ur

± 0,5 % de U avec U > Ur

Courant résiduel de retourpour tous les modesdirectionnels

(0,25-200,00) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir Avec un réglage bas :(0,25-1,00) % de Ir : ± 0,05% de Ir(1,00-5,00) % de Ir : ± 0,1 % de Ir

Tension résiduelle de retourpour tous les modesdirectionnels

(1,00 - 300,00) % de UBase ± 0,5 % de Ur avec U£Ur



Temporisations (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25 ms

Caractéristiques inverses,voir tableau 74, tableau 75 ettableau 76

15 types de courbes ANSI/IEEE C37.112CEI 60255–151±3,0 % ou ±90 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

Angle caractéristique du relaisRCA

(de -179 à 180) degrés ± 2,0 degrés

Angle d'ouverture du relaisROA

(0-90) degrés ± 2,0 degrés



46 ABB

Tableau 34. Protection directionnelle sensible de puissance et à maximum de courant résiduel SDEPSDE, suite


Temps de fonctionnement,maximum de courant résiduelnon directionnel

60 ms typiquement à 0 à 2 x Iset 60 ms typiquement à 0 à 2 x 1assigné

Temps de réinitialisation,maximum de courant résiduelnon directionnel

65 ms typiquement à 2 à 0 x Iset 65 ms typiquement à 2 à 0 x 1set

Temps de fonctionnement,maximum de tension résiduelnon directionnel

45 ms typiquement à 0,8 à 1,5 x Uassigné 45 ms typiquement à 0,8 à 1,5 x Uset

Temps de réinitialisation,maximum de tension résiduelnon directionnel

85 ms typiquement à 1,2 à 0,8 x Uset 85 ms typiquement à 1,2 à 0,8 xUassigné

Temps de fonctionnement,maximum de courant résidueldirectionnel

140 ms typiquement à 0,5 à 2 x Iset -

Temps de réinitialisation,maximum de courant résidueldirectionnel

85 ms typiquement à 2 à 0,5 x Iset -

Temps d'impulsion critique,maximum de courant résiduelnon directionnel

35 ms typiquement à 0 à 2 x Iset -

Marge de durée d'impulsion,maximum de courant résiduelnon directionnel

25 ms typiquement -

Tableau 35. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps TRPTTR


Courant de base 1 et 2 (30–250) % de IBase ± 1,0% de Ir

Temps de fonctionnement :

2 2

2 2p

ref

I It ln

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V2 FR (Équation 1)

I = courant réel mesuréIp = courant de charge avantsurchargeIref = courant à charge deréférence

Ip = courant de charge avant quela surcharge ne se produiseConstante de temps τ = (1–500)minutes

CEI 60255-8, ±5 % + 200 ms

Alarme de niveau 1 et 2 (50–99)% de la valeur dedéclenchement de la constantethermique

± 2,0% du déclenchement de la constante thermique

Courant de fonctionnement (50–250) % de IBase ± 1,0% de Ir

Réinitialisation température deniveau

(10–95)% du déclenchement dela constante thermique

± 2,0% du déclenchement de la constante thermique



ABB 47

Tableau 36. Protection contre les défaillances de disjoncteur, activation et sortie triphasées CCRBRF


Courant de phase de fonctionnement (5-200) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir

Coefficient de retombée de réinitialisation, courant de phase > 95 % -

Courant résiduel de fonctionnement (2-200) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir

Coefficient de retombée de réinitialisation, courant résiduel > 95 % -

Courant de phase de niveau pour le blocage des fonctions decontact

(5-200) % de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir

Coefficient de retombée de réinitialisation > 95 % -


Temps de fonctionnement pour la détection de courant 20 ms typiquement -

Temps de réinitialisation pour la détection de courant 10 ms maximum -

Tableau 37. Protection contre les discordances de pôles CCRPLD


Valeur de fonctionnement, niveaud'asymétrie du courant

(0-100) % ± 1,0 % de Ir


Temporisation (0,000-60,000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tableau 38. Protection directionnelle à maximum/minimum de puissance GOPPDOP, GUPPDUP


Niveau de puissance (0,0–500,0) % de SBase ± 1,0 % de Sr avec S < Sr± 1,0 % de S à S > Sr

(1,0-2,0) % de SBase < ± 50 % de la valeur définie

(2,0-10) % de SBase < ± 20 % de la valeur définie

Angle caractéristique (-180,0–180,0) degrés 2 degrés

Temporisations (0,010 - 6000,000) s ± 0,5 % ± 25 ms



48 ABB

Tableau 39. Protection contre la mise sous tension accidentelle pour alternateur synchrone AEGGAPC


Valeur de fonctionnement, maximum de courant (5-900) % de IBase ± 1,0 % de Ir à I<Ir± 1,0 % de I à I>Ir

Rapport de retour, maximum de courant >95 % -

Portée étendue transitoire, fonction à maximum de courant <20 % à τ = 100 ms -

Impulsion critique de commande, maximum de courant 10 ms typiquement à 0 à 2 x Irég. -

Marge de durée d'impulsion, maximum de courant 15 ms typiquement -

Valeur de fonctionnement, minimum de courant (2-150) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U<Ur± 0,5 % de U à U>Ur

Impulsion critique de commande, minimum de tension 10 ms typiquement à 2 à 0 x Urég. -

Marge de durée d'impulsion, minimum de tension 15 ms typiquement -

Valeur de fonctionnement, maximum de tension (2-200) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U<Ur± 0,5 % de U à U>Ur


Tableau 40. Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC


Valeur de fonctionnement, seuils 1 et 2, maximum de courantinverse

(3-500) % de IBase ± 1,0 % de Ir à I < Ir± 1,0 % de I à I > Ir

Rapport de retour, seuils 1 et 2 >95% -

Temps de fonctionnement, démarrage 30 ms typiquement à 0 à 2 x Idéfini20 ms typiquement à 0 à 10 x Idéfini

-

Temps de réinitialisation, démarrage 40 ms typiquement à 2 à 0 x Idéfini -

Caractéristiques de temps Définies ou inverses -

Caractéristique de temps inverse seuil 1, 22I t K=

K=1,0-99,0 ± 3% ou ± 40 ms1 ≤ K ≤ 20

Temps de réinitialisation, caractéristique inverse seuil 1,

22I t K=

K=0,01-20,00 ± 10 % ou ± 50 ms1 ≤ K ≤ 20

Délai de déclenchement maximum, seuil 1 IDMT (0,00-6000,00) s ± 0.5 % ± 25 ms

Délai de déclenchement minimum, seuil 1 IDMT (0,000-60,000) s ± 0.5 % ± 25 ms

Temporisations (0,00-6000,00) s ± 0.5 % ± 25 ms



ABB 49

Tableau 41. Protection temporisée de maximum de courant avec retenue de tension VRPVOC


Démarrage , maximum de courant (2 - 5000) % de IBase ± 1,0 % de Ir à I<Ir± 1,0 % de I à I>Ir

Temporisation définie (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Caractéristiques inverses, voir tableau 74, tableau 75 et tableau 76 13 types de courbe ANSI/IEEE C37.112CEI 60255–151±3 % ou ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Irég. ≤ I ≤ 20 x Irég.

Temps de fonctionnement de démarrage , maximum de courant 30 ms typiquement à 0 à 2 x Irég.20 ms typiquement à 0 à 10 x Irég.

-

Temps de réinitialisation de démarrage , maximum de courant 40 ms typiquement à 2 à 0 x Irég. -

Démarrage , minimum de tension (2,0 - 100,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Temps de fonctionnement de démarrage , minimum de tension 30 ms typiquement à 2 à 0 x Urég. -

Temps de réinitialisation de démarrage , minimum de tension 40 ms typiquement à 0 à 2 x Urég. -

Limite de haute tension, fonctionnement selon la tension (30 - 100) % de UBase ± 1,0% de Ur

Rapport de retour, maximum de courant > 95 % -

Rapport de retour, minimum de tension < 105 % -

Maximum de courant :Impulsion critique de commandeMarge de durée d'impulsion

10 ms typiquement à 0 à 2 x Irég.15 ms typiquement

-


Tableau 42. Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV


Tension de fonctionnement, seuils bas et haut (1–100) % de UBase ± 0.5% de Ur

Rapport de retour <102% -

Caractéristiques à temps inverse pour seuils bas et haut, voirtableau 78

- Voir tableau 78

Temporisation définie, seuil 1 (0,00 - 6000,00) s ± 0.5% ± 25 ms

Temporisations définies, seuil 2 (0,000-60,000) s ± 0,5% ±25 ms

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 30 ms typiquement à 1,2 à 0.5Udéfini -

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage 40 ms typiquement à 0.5 à 1.2 xUdéfini -

Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 1,2 à 0,8 x Udéfini -




50 ABB

Tableau 43. Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV

Fonction Plage et valeur Précision

Tension de fonctionnement, seuils 1 et 2 (1-200) % de UBase ± 0.5% de Ur à U < Ur± 0.5% de U à U > Ur


Caractéristiques à temps inverse pour seuils 1 et 2, voir tableau 77 - Voir tableau 77

Temporisation définie, seuil 1 (0,00 - 6000,00) s ± 0.5% ± 25 ms

Temporisations définies, seuil 2 (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 30 ms typiquement à 0 à 2 x Udéfini -

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage 40 ms typiquement à 2 à 0 x Udéfini -

Temps d'impulsion critique 10 ms (typique) de 0 à 2 x Udéfini -


Tableau 44. Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV


Tension de fonctionnement, seuil 1 (1-200) % de UBase ± 0.5% de Ur à U < Ur± 0.5% de U à U > Ur

Tension de fonctionnement, seuil 2 (1–100) % de UBase ± 0.5% de Ur à U < Ur± 0.5% de U à U > Ur

Rapport de retour > 98% -

Caractéristiques à temps inverse pour seuils bas et haut, voirtableau 79

- Voir tableau 79

Réglage de temps défini, seuil 1 (0,00–6000,00) s ± 0.5% ± 25 ms

Réglage de temps défini, seuil 2 (0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement minimum pour le seuil 1 àcaractéristique inverse

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 30 ms typiquement à 0 à 2 x Udéfini -

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage 40 ms typiquement à 2 à 0 x Udéfini -

Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0 à 1.2 xUdéfini -




ABB 51

Tableau 45. Protection contre la surexcitation OEXPVPH


valeur de fonctionnement,démarrage

(100–180) % de (UBase/fnominale) ± 0,5 % de U

valeur de fonctionnement, alarme (50–120) % du seuil de démarrage ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5 % de U à U > Ur

valeur de fonctionnement, seuilhaut

(100–200) % de (UBase/fnominale) ± 0,5 % de U

Type de courbe IEEE

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-

EQUATION1319 V1 FR (Équation 2)

où M = (E/f)/(Ur/fr)

± 5 % + 40 ms

Temporisation minimum pourfonction inverse

(0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temporisation d'alarme (0.00–9000.00) ± 0,5 % ± 25 ms

Tableau 46. Défaut de terre stator à 100 % 3ème harmonique STEFPHIZ


Niveau UN de fréquencefondamentale (protection dedéfaut de terre stator à 95 %)

(1,0-50,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Plage de différentiel de 3èmeharmonique

(0,5-10,0) % de UBase ± 5,0 % de Ur

Plage de blocage de différentielde 3ème harmonique

(0,1-10,0) % de UBase ± 5,0 % de Ur


Caractéristique du filtre :Fondamental3ème harmonique

Rejet de la 3ème harmonique par1–40Rejet de l'harmoniquefondamentale par 1–40

-



52 ABB


Tableau 47. Protection à minimum de fréquence SAPTUF


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Valeur de fonctionnement, fréquence de restauration (45 - 65) Hz ± 2,0 mHz

Rapport de retour <1.001 -

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage À 50 Hz : 200 ms typiquement à fdéfini +0,5 Hzà fdéfini -0.5 HzÀ 60 Hz : 170 ms typiquement à fdéfini +0,5 Hzà fdéfini -0.5 Hz

-

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage À 50 Hz : 60 ms typiquement à fdéfini -0,5 Hz àfdéfini +0.5 HzÀ 60 Hz : 50 ms typiquement à fdéfini -0,5 Hz àfdéfini +0.5 Hz

-

Temporisation du temps de fonctionnement (0.000-60 000) s <250 ms

Temporisation du temps de restauration (0.000-60 000) s <150 ms

Tableau 48. Protection à maximum de fréquence SAPTOF


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz à tensiontriphasée symétrique

Rapport de retour >0.999 -

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage A 50 Hz : 200 ms typiquement à fdéfini -0,5 Hz àfdéfini +0.5 HzÀ 60 Hz : 170 ms typiquement à fdéfini -0,5 Hz àfdéfini +0.5 Hz

-

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage À 50 et 60 Hz : 55 ms typiquement à fdéfini +0,5Hz à fdéfini-0,5 Hz

-

Temporisation (0.000-60 000) s <250 ms

Tableau 49. Protection contre les taux de variations de fréquence SAPFRC


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Valeur de fonctionnement, fréquence d'activation de la restauration (45,00 - 65,00) Hz ± 2,0 mHz

Temporisations (0,000 - 60,000) s < 130 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage À 50 Hz : 100 ms typiquementÀ 60 Hz : 80 ms typiquement

-



ABB 53

Surveillance du système secondaire (BT)

Tableau 50. Supervision fusion fusible SDDRFUF


Tension de fonctionnement, composantehomopolaire

(1-100) % de UBase ± 1,0% de Ur

Courant de fonctionnement, composantehomopolaire

(1-100) % de IBase ± 1,0% de Ir

Tension de fonctionnement, composanteinverse

(1–100) % de UBase ± 0.5% de Ur

Courant de fonctionnement, composanteinverse

(1-100) % de IBase ± 1,0% de Ir

Seuil de fonctionnement pour différentiellede tension

(1–100) % de UBase ± 5,0% de Ur

Seuil de fonctionnement pour différentiellede courant

(1-100) % de IBase ± 5,0% de Ir

Tension de fonctionnement de phase (1-100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de fonctionnement de phase (1-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

Tension de fonctionnement de phase deligne morte

(1-100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de fonctionnement de phase deligne morte

(1-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

Tableau 51. Surveillance de fermeture/déclenchement TCSSCBR


Délai de temps de fonctionnement (0,020 - 300,000) s ± 0,5 % ± 110 ms



54 ABB

Contrôle-Commande

Tableau 52. Synchronisation, contrôle de synchronisme et contrôle de présence tension SESRSYN


Déphasage, jligne - jjeu de barre (de -180 à 180) degrés -

Rapport de tension, Ujeu de barre/Uligne 0.500 - 2.000 -

Rapport de retour pour le contrôle de synchronisme > 95 % -

Limite de différence de fréquence entre le jeu de barres et la ligne poursynchrocheck

(0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Limite de différence d'angle de phase entre le jeu de barres et la ligne poursynchrocheck

(5,0-90,0) degrés ± 2,0 degrés

Limite de différence de tension entre le jeu de barres et la ligne pour lasynchronisation et synchrocheck

0,03-0,50 p.u ± 0.5% de Ur

Sortie de temporisation pour le contrôle de synchronisme (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Limite minimale de différence de fréquence pour la synchronisation (0,003-0,250) Hz ± 2,0 mHz

Limite maximale de différence de fréquence pour la synchronisation (0,050-0,500) Hz ± 2,0 mHz

Taux de variation maximal autorisé (0,000-0,500) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Délai de fermeture du disjoncteur (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Durée de l'ordre de fermeture du disjoncteur (0,050-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

tMaxSynch, qui réinitialise la fonction de synchronisation en l'absence defermeture dans le délai défini

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Durée minimale pour accepter les conditions de synchronisation (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Délai sortie de contrôle de mise sous tension (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temps de fonctionnement pour la fonction de contrôle synchro 40 ms typiquement -

Temps de fonctionnement pour la fonction de mise sous tension 100 ms typiquement -

Logique

Tableau 53. Logique de déclenchement, sortie triphasée commune SMPPTRC

Fonction Plage de valeur Précision

Action de déclenchement 3-ph -




ABB 55

Tableau 54. Blocs logiques configurables

Bloc logique Quantitéavecdurée ducycle

Plage ou valeur Précision

5 ms 20 ms 100 ms

AND 60 60 160 - -

OR 60 60 160 - -

XOR 10 10 20 - -

INVERTER 30 30 80 - -

SRMEMORY 10 10 20 - -

RSMEMORY 10 10 20 - -

GATE 10 10 20 - -

PULSETIMER 10 10 20 (0,000–90000,000) s ± 0,5 % ± 25 ms pour20 ms de temps decycle

TIMERSET 10 10 20 (0,000–90000,000) s ± 0,5 % ± 25 ms pour20 ms de temps decycle

LOOPDELAY 10 10 20

Tableau 55. Q/T à logique configurable

Bloc logique Quantitéavec duréedu cycle

Plage ou valeur Précision

20 ms 100 ms

ANDQT 20 100 - -

ORQT 20 100 - -

XORQT 10 30 - -

INVERTERQT 20 100 - -

RSMEMORYQT 10 30 - -

SRMEMORYQT 15 10 - -

PULSETIMERQT 10 30 (0,000–90000,000) s

± 0,5 % ± 25 ms pour 20 ms de temps de cycle

TIMERSETQT 10 30 (0,000–90000,000) s

± 0,5 % ± 25 ms pour 20 ms de temps de cycle

INVALIDQT 6 6 - -

INDCOMBSPQT 10 10 - -

INDEXTSPQT 10 10 - -



56 ABB

Tableau 56. Intégrateur de temps écoulé avec transgression des limites et supervision des dépassements TEIGGIO

Fonction Temps de cycle (ms) Plage ou valeur Précision

Intégration du délai écoulé 5 0 ~ 999 999,9 s ±0,05 % ou ±0,01 s

20 0 ~ 999 999,9 s ±0,05 % ou ±0,04 s

100 0 ~ 999 999,9 s ±0,05 % ou ±0,2 s

Surveillance

Tableau 57. Données techniques couvrant les fonctions de mesure : CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU


Tension (0,1-1,5) ×Ur ± 0,5 % de Ur avec U£Ur


Courant raccordé (0,2-4,0) × Ir ± 0,5 % de Ir avec I £ Ir± 0,5 % de I avec I > Ir

Puissance active, P 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir

± 1,0 % de Sr avec S ≤ Sr± 1,0 % de S avec S > Sr

Puissance réactive, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir


Puissance apparente, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir


Puissance apparente, réglagestriphasés S

cos phi = 1 ± 0,5 % de S à S > Sr± 0,5 % de Sr à S ≤ Sr

Facteur de puissance, cos (φ) 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir

< 0.02

Tableau 58. Compteur d'événements CNTGGIO


Valeur de comptage 0-100000 -

Vitesse de comptage max. 10 impulsions/s (50 % cycle deservice)

-

Tableau 59. Compteur de limite L4UFCNT


Valeur du compteur 0-65535 -

Vitesse de comptage maxi 5-160 impulsions/s -



ABB 57

Tableau 60. Rapport de perturbographie DRPRDRE


Enregistrement du courant - ± 1,0 % de Ir à I ≤ Ir± 1,0 % de I à I > Ir

Enregistrement de la tension - ± 1,0 % de Ur à U ≤ Ur± 1,0 % de U à U > Ur

Délai pré-défaut (0.05–3.00) s -

Délai post-défaut (0,1–10,0) s -

Limite de temps (0.5–8.0) s -

Nombre maximum d'enregistrements 100, premier entré - premier sorti -

Résolution d'horodatage 1 ms Voir les donnéestechniques desynchronisation horaire

Nombre maximum d'entrées analogiques 30 + 10 (externe + dérivé auniveau interne)

-

Nombre maximum d'entrées binaires 96 -

Nombre maximum de phaseurs par enregistrement dans l'enregistreur des valeursde déclenchement

30 -

Nombre maximum d'indications dans un rapport de perturbation 96 -

Nombre maximum d'événements par enregistrement dans l'enregistreurd'événements

150 -

Nombre maximum d'événements dans la liste d'événements 1000, premier entré - premiersorti

-

Durée d'enregistrement totale maximum (durée d'enregistrement de 3,4 s etNombre maximum de canaux, valeur habituelle)

340 secondes (100enregistrements) à 50 Hz, 280secondes (80 enregistrements) à60 Hz

-

Taux d'échantillonnage 1 kHz à 50 Hz1,2 kHz à 60 Hz

-

Bande passante d'enregistrement (5-300) Hz -

Tableau 61. Liste d'événements DRPRDRE

Fonction Valeur

Capacité de la mémoiretampon

Nombre maximum d'événements danscette liste

1000

Résolution 1 ms

Précision En fonction de la synchronisation de l'horloge

Tableau 62. Indications DRPRDRE

Fonction Valeur


Nombre maximum d'indications présentées pour une seule perturbation 96

Nombre maximum de perturbations enregistrées 100



58 ABB

Tableau 63. Enregistreur d'événements DRPRDRE

Fonction Valeur


Nombre maximum d'événements dans le rapport de perturbation 150

Nombre maximum de rapports de perturbation 100

Résolution 1 ms

Précision En fonction de lasynchroni-sation del'horloge

Tableau 64. Enregistreur des valeurs de déclenchement DRPRDRE

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 30

Nombre maximum de rapports de perturbographie 100

Tableau 65. Perturbographe DRPRDRE

Fonction Valeur

Capacité de lamémoire tampon

Nombre maximum d'entrées analogiques 40

Nombre maximum d'entrées binaires 96

Nombre maximum de rapports de perturbation 100

Durée d'enregistrement totale maximum (durée d'enregistrement de 3,4 s etnombre maximum de canaux, valeur habituelle)

340 secondes (100 enregistrements) à 50 Hz280 secondes (80 enregistrements) à 60 Hz

Tableau 66. Supervision de la batterie du poste SPVNZBAT


Limite inférieure de la tension de la borne debatterie

(60-140) % de Ubat ± 1,0 % de la tension de batterie définie

Rapport de retour, limite inférieure <105 % -

Limite supérieure de la tension de la borne debatterie

(60-140) % de Ubat ± 1,0 % de la tension de batterie définie

Rapport de retour, limite supérieure >95 % -


Tension nominale de la batterie 20-250 V -

Tableau 67. Fonction de surveillance du gaz isolant SSIMG



Tableau 68. Fonction de surveillance du liquide isolant SSIML





ABB 59

Tableau 69. Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR


Seuils d'alarme pour les temps d'ouverture et defermeture de la course

(0-200) ms ± 0,5 % ± 25 ms

Seuils d'alarme pour le nombre d'opérations (0 - 9999) -

Seuils d'alarme pour le temps de bandage duressort

(0,00-60,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temporisation de l'alarme de pression du gaz (0,00-60,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Temporisation de verrouillage de la pression dugaz

(0,00-60,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Comptage

Tableau 70. Compteur d'impulsions PCGGIO

Fonction Plage de réglage Précision

Temps de cycle pour rapport devaleur de comptage

(1–3600) s -

Tableau 71. Fonction de calcul de l'énergie et traitement de la demande ETPMMTR


Mesures d'énergie MWh Export / Import, MVArhExport / Import

Entrée de la MMXU. Pas d'erreur supplémentaire à charge constante



60 ABB


Tableau 72. Protocole de communication

Fonction Valeur

Protocole TCP/IP Ethernet

Vitesse de communication des DEI 100 Mbit/s

Protocole CEI 61850–8–1

Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX

Protocole DNP3.0/TCP

Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX

Protocole, série CEI 60870–5–103

Vitesse de communication des DEI 9 600 ou 19 200 Bd

Protocole, série DNP3.0

Vitesse de communication des DEI 300-115200 Bd

MatérielDEI

Dimensions

Tableau 73. Dimensions du DEI - 3U rack entier 19"

Description Valeur

Largeur 442 mm

Hauteur 132 mm, 3U

Profondeur 249,5 mm

Poids du boîtier 10 kg



ABB 61

Caractéristiques à temps inverse

Tableau 74. Caractéristiques à temps inverse ANSI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 FR

I = Imesuré/Idéfini

k = (0,05-999) par pas de 0,01 -

Inverse extrême ANSI A=28,2, B=0,1217, P=2,0

Inverse élevée ANSI A=19,61, B=0,491, P=2,0

Inverse normale ANSI A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

Inverse modérée ANSI A=0,0515, B=0,1140, P=0,02

Inverse extrême longue durée ANSI A=64,07, B=0,250, P=2,0

Inverse élevée longue durée ANSI A=28,55, B=0,712, P=2,0

Inverse longue durée ANSI A=0,086, B=0,185, P=0,02

Tableau 75. Caractéristiques à temps inverse CEI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I



k = (0,05-999) par pas de 0,01 -

Inverse normale CEI A=0,14 ; P=0,02

Inverse élevée CEI A=13,5 ; P=1,0

Inverse CEI A=0,14 ; P=0,02

Inverse extrême CEI A=80,0 ; P=2,0

Inverse de courte durée CEI A=0,05 ; P=0,04

Inverse de longue durée CEI A=120 ; P=1,0

Le réglage du paramètre Characterist1 and4/Reserved ne doit pas être utilisé étant

donné qu'il est réservé à une utilisation futureet n'est pas encore mis en oeuvre.



62 ABB

Tableau 76. Caractéristiques à temps inverse de type RI et RD


Caractéristique inverse de type RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 FR


k = (0,05-999) par pas de 0,01

Caractéristique inverse logarithmique detype RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



k = (0,05-999) par pas de 0,01

Tableau 77. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UdéfinieU = Umesurée

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 ± 5 % + 60 ms

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) par pas de 0,01

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) par pas de 0,01



ABB 63

Tableau 78. Caractéristique à temps inverse pour la protection à minimum de tension


Courbe de type A :

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = UdéfinieU = UVmesurée

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 ± 5 % + 60 ms

Courbe de type B :

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = UdéfinieU = Umesurée

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01

Tableau 79. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension résiduelle


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UdéfinieU = Umesurée

k = (0,05-1,10) par pas de0,01

± 5 % + 70 ms

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) par pas de0,01

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) par pas de0,01



64 ABB

20. Bon de commande pour DEI personnalisé

Marche à suivre

Lire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour garantir une gestion impeccable des commandes. Se rappeler que certainesfonctions ne peuvent être commandées qu'en complément d'autres et que certaines nécessitent de sélectionner un matériel particulier.

Caractéristiques de produits

Plate-forme DEI 650 de base et fonctions communes regroupée au sein d'un boîtier 3U 1/1 19”

REG650 Quantité : 1MRK 006 526-AD

Option :

Configuration spécifique au client Sur demande

Type de connexion pour les modules analogiques

Règle : Un type de connexion doit être sélectionné

Bornes à compression 1MRK 002 960-CA

Bornes à cosse à oeillet 1MRK 002 960-DA

Type de connexion des modules d'alimentation, d'entrée/sortie et de communication

Règle : Un type de connexion doit être sélectionné

Bornes à compression 1MRK 002 960-EA

Bornes à cosse à oeillet 1MRK 002 960-FA

Module d'alimentation

Règle : Un module d'alimentation doit être précisé

Module d'alimentation PSM01 24-30 V CC, 9BO 1KHL178029R0001

PSM02 48-125V CC, 9BO 1KHL178073R0001

PSM03 110-250 V CC, 100–240V CA, 9BO 1KHL178082R0001

Modules de communication et de traitement

Règle : Un module de communication et de traitement doit être sélectionnéPour une communication PRP de poste redondante, le module COM03 doit être sélectionné.

Module de communication et de traitement COM05,12BI, IRIG-B, RS485, Ethernet LC optique, ST série

1MRK 002 346-AA

Module de communication et de traitement COM03,IRIG-B, RS485, 3 Ethernet LC optique, ST série, ST PPS SlaveLe 3e port Ethernet et PPS Slave ne sont pas pris en charge par cette version.

1MRK 002 346-BA

Logique

Règle : Une logique de déclenchement doit être commandée

Logique de déclenchement, sortie triphasée commune SMPPTRC

Qté :

1 2 3 4 5 6 1MRK 004 922-AA



ABB 65

Fonctions en optionProtection différentielle

Règle : Une et une seule protection différentielle pour transformateurs ou protection différentielle pour alternateurs peut être commandée

Protection différentielle pour transformateurs, trois enroulements T3WPDIF Qté : 1MRK 004 904-BB

Protection différentielle pour alternateurs GENPDIF Qté : 1MRK 004 904-EA

Protection restreinte, à basse impédance, contre les défauts à la terre REFPDIF Qté : 1MRK 004 904-CA

Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF Qté : 1MRK 004 904-DA


Détection des pompages ZMRPSB Qté : 1MRK 004 906-GA

Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et les transformateursZGCPDIS

Qté : 1MRK 004 906–SA

Perte d'excitation LEXPDIS Qté : 1MRK 004 906-LB

Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAM Qté : 1MRK 004 906-MB

Empiètement de charge LEPDIS Qté : 1MRK 004 906-NA


Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils, sortie triphasée OC4PTOC

Qté :

1 2 1MRK 004 908-BC

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils, sens homopolaire/inverseEF4PTOC

Qté :

1 2 1MRK 004 908-FA

Protection directionnelle sensible à maximum de puissance et à maximum de courantrésiduel SDEPSDE

Qté : 1MRK 004 908-EB

Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps TRPTTR

Qté :

1 2 1MRK 004 908-KB

Protection contre la défaillance de disjoncteur, activation et sortie triphasées CCRBRF Qté : 1MRK 004 908-LA

Protection contre la discordance des pôles CCRPLD Qté : 1MRK 004 908-NA

Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP Qté : 1MRK 004 908-RB

Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP

Qté : 1 2

1MRK 004 908-SB


Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV Qté : 1MRK 004 910-AB

Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV Qté : 1MRK 004 910-BB

Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV

Qté :

1 2 1MRK 004 910-CB

Protection contre surexcitation OEXPVPH Qté : 1MRK 004 910-DC

Protection 100 % contre les défauts de terre du stator, sur la base des harmoniques derang 3 STEFPHIZ

Qté : 1MRK 004 910-FA



66 ABB


Protection à minimum de fréquence SAPTUF

Qté :

1 2 3 4 1MRK 004 912-AA

Protection à maximum de fréquence SAPTOF

Qté :

1 2 3 4 1MRK 004 912-BA

Protection contre les taux de variation de fréquence SAPFRC

Qté :

1 2 1MRK 004 912-CA

Surveillance du système secondaire

Surveillance fusion fusible SDDRFUF Qté : 1MRK 004 914-BA

Contrôle

Contrôle de synchronisme, contrôle de présence de tension et synchronisationSESRSYN

Qté : 1MRK 004 917-AC

Règle : Seul un type de disjoncteur ou APC8 peut être commandé

Contrôle d'appareillages pour travée simple, max. 8 app. 1CB)interverr. compris APC8 Qté : 1MRK 004 917-GA

Disjoncteur pour 1 CB, CBC1 Qté : 1MRK 004 918-AA

Disjoncteur pour 2 CB, CBC2 Qté : 1MRK 004 918-BA

Logique

Blocs logiques configurables - Q/T 1MRK 002 917-MK

Surveillance

Supervision de la batterie du poste SPVNZBAT Qté : 1MRK 004 925-HB

Fonction de surveillance du gaz d'isolation SSIMG

Qté :

1 2 1MRK 004 925-KA

Fonction de surveillance du liquide d'isolation SSIML

Qté :

1 2 1MRK 004 925-LA

Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR Qté : 1MRK 004 925-MA

Première langue de dialogue avec l'utilisateur dans l'interface homme-machine

Langue d'interface homme-machine, Anglais CEI Toujours incluse

Langue supplémentaire de dialogue avec l'utilisateur dans l'interface homme-machine

Langue d'interface homme-machine, Anglais (États-Unis) 1MRK 002 940-MA

Matériel en optionInterface homme-machine (IHM)

Règle : Une interface doit être commandée.



ABB 67

Type d'affichage Symbole du clavier Taille duboîtier

Interface homme-machine locale LHMI01 CEI 3U 1/1 19" 1KHL160055R0001

Interface homme-machine locale LHMI01 ANSI 3U 1/1 19" 1KHL160042R0001

Système analogique

Règle : Un module d'entrée transformateur doit être commandé

Module transformateur TRM01 6I+4U, 1/5A,100/220V Qté : 1KHL178083R0001

Module transformateur TRM01 8I+2U, 1/5A, 100/220V Qté : 1KHL178083R0013

Module transformateur TRM01 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U, 100/220V Qté : 1KHL178083R0016

Module transformateur TRM01 4I+6U, 1/5A, 100/220V Qté : 1KHL178083R0003

Règle : Un seul module d'entrées analogiques peut être commandé

Module d'entrées analogiques AIM01 6I+4U, 1/5A, 100/220V Qté : 1KHL178083R5001

Module d'entrées analogiques AIM01 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U, 100/220V Qté : 1KHL178083R5016

Modules d'entrées/sorties binaires

Remarque : Si le module d'entrées analogiques AIM est commandé, seuls 2 modules BIOpeuvent l'être à leur tour

Module d'entrées/sorties binaires BIO01 Qté : 1 2 3 4 1KHL178074R0001

Kit de montage en rack

Kit de montage en rack pour boîtier 3U 1/1 19” Quantité : 1KHL400352R0001



68 ABB

21. Bon de commande pour DEI configurés

Marche à suivreLire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour garantir une gestion impeccable des commandes.Reportez-vous au tableau des fonctions disponibles pour les fonctions d'application intégrées.

Pour connaître l'intégralité du code de commande, associez les codes des tableaux, comme dans l'exemple ci-dessous.

Code d'exemple : REG650*1.3-B01X00-X00-B1X0-D-H-SA-E-SA3B1-AX-F. En utilisant le code de chaque position N°1-11 précisé sous la formeREG650*1-2 2-3-4 4-5-6-7 7-8-9 9 9-10 10 10 10-11

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 - 6 - 7 - 8 - 9 - 10 - 11

REG650* - - - - - - - - - -

Po

sitio

n

LOGICIEL #1 Notes et règles

Numéro de version

N° de version 1.3

Sélection pour la position N°1. 1.3

Autres configurations possibles #2 Notes et règles

Protection pour alternateurs B01

Protection pour alternateurs-transformateurs B05

Configuration ACT

Configuration standard ABB X00

Sélection pour la position N°2. X00

Options logicielles #3 Notes et règles

Aucune option X00

Sélection pour la position N°3. X00

Première langue de l'Interface Homme-Machine (IHM) #4 Notes et règles

Anglais CEI B1

Sélection pour la position N°4.

Langue supplémentaire de l'IHM #4

Pas de deuxième langue d'IHM X0

Sélection pour la position N°4. B1 X0

Boîtier #5 Notes et règles

Boîtier pour montage en rack, 3U 1/1 x 19" D

Sélection pour la position N°5. D

Accessoires de montage #6 Notes et règles

Pas de kit de montage inclus X

Kit de montage mural pour 3U 1/1 x 19" H




ABB 69

Type de connexion des modules d'alimentation, d'entrée/sortie et de communication #7 Notes et règles

Bornes à compression S

Bornes à cosse annulaire R

Alimentation

Position de l'encoche :

pPSM

100-240 V CA, 110-250 V CC, 9BO, PSM03 A

48-125V CC, 9BO, PSM02 B

24–30V CC, 9BO, PSM01 C


Interface homme-machine (IHM) #8 Notes et règles

Interface homme-machine locale LHMI01, OL8000, CEI3U, 1/1 x 19", basique

E

Sélection pour la position N°8. E

Type de connexion pour les modules analogiques #9 Notes et règles

Bornes à compression S

Bornes à cosse annulaire R

Système analogique

Position de l'encoche : p2

Module transformateur TRM01, 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U, 100/220V A3

Position de l'encoche : p4

Module d'entrées analogiques AIM01, 6I + 4U, 1/5A, 100/220V B1

Sélection pour la position N°9. A3 B1

Module d'entrées/sorties binaires #10 Notes et règles

Position de l'encoche (vue arrière) p5 p6 p6 en option

Pas de carte dans l'encoche X

Module d'entrées/sorties binaires BIO01, 9 BI, 3 NO Déclenchement, 5 NO Signal, 1CO Signal

A A

Sélection pour la position N°10. A

Module de communication et de traitement #11 Notes et règles

Position de l'encoche (vue arrière)

pCO

M

12BI, IRIG-B, RS485, Ethernet, LC optique, ST série F

Sélection pour la position N°11. F



70 ABB

22. Bon de commande pour accessoires

Unité de résistance externe

Unité de résistance à haute impédance 1 phase avec résistance et varistance pour tensionde fonctionnement de 20-100 V

Quantité : RK 795 101-MA

Unité de résistance à haute impédance 1 phase avec résistance et varistance pour tensionde fonctionnement de 100-400 V

Quantité : RK 795 101-CB

Outils de configuration et de surveillance

Câble de connexion avant entre l'IHM à cristaux liquides et l'ordinateur Qté : 1MRK 001 665-CA

Papier spécial pour étiquette LED format A 4, 1 paquet Qté : 1MRK 002 038-CA

Papier spécial pour étiquette LED format A 4, 1 paquet Qté : 1MRK 002 038-DA

Unités d'interface externe pour la protection contre les défauts de terre du rotor

Unité d'injection pour la protection contre les défauts de terre du rotor (RXTTE 4) Quantité : 1MRK 002 108-BA

Résistance de protection sur plaque. R1 = 100 Ώ, R2 = 120 Ώ Quantité : RK 795 102-AD

Résistance de protection sur plaque. R1 = 560 Ώ, R2 = 560 Ώ Quantité : RK 795 102-AB

Manuels

Remarque : Un (1) DVD de raccordement du DEI, contenant la documentation utilisateurManuel de l'utilisateurManuel techniqueManuel d'installationManuel de mise en serviceManuel d'applicationManuel de protocole de communication, DNP3Manuel de protocole de communication, CEI 61850-8-1Manuel de protocole de communication, CEI 60870-5-103Recommandations de déploiement de cyber-sécuritéCertificat d'essai de typeManuel d'ingénierieManuel des entrées/sorties, DNP3Des packages de connectivité et un modèle d'étiquette pour les LED sont toujours inclus avec chaque DEI

Règle : Préciser le nombre de DVD de raccordement du DEI supplémentaires requis

Documentation utilisateur Quantité : 1MRK 003 500-AA



ABB 71

Règle : Préciser le nombre de manuels imprimés requis

Manuel de l'utilisateur CEI Quantité : 1MRK 500 096-UFR

Manuel technique CEI Quantité : 1MRK 502 048-UEN

Manuel de mise en service CEI Quantité : 1MRK 502 049-UEN

Manuel d'application CEI Quantité : 1MRK 502 047-UEN

Manuel de protocole de communication, DNP3 CEI Quantité : 1MRK 511 280-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 61850-8-1 CEI Quantité : 1MRK 511 281-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 60870-5-103 CEI Quantité : 1MRK 511 282-UEN

Manuel d'ingénierie CEI Quantité : 1MRK 511 284-UFR

Manuel d'installation CEI Quantité : 1MRK 514 016-UFR

Manuel des entrées/sorties, DNP3 CEI Quantité : 1MRK 511 283-UEN

Recommandations de déploiement de cyber-sécurité CEI Quantité : 1MRK 511 285-UEN

Informations de référence

À des fins de référence et de statistiques, nous vous remercions de nous fournir les données d'application suivantes :

Pays : Utilisateur final :

Nom de poste : Seuil de tension : kV



72 ABB

Documents associés

Documents associés au REG650 ID document

Manuel d'application 1MRK 502 047-UEN

Manuel technique 1MRK 502 048-UEN

Manuel de mise en service 1MRK 502 049-UEN

Guide de l'acheteur 1MRK 502 050-BFR

Certificat d'essai de type 1MRK 502 050-TEN

Protection de terre rotor avec unité d'injection RXTTE4 et REG670 1MRG001910

Notes d'application pour contrôle de disjoncteur 1MRG006806

Manuels série 650 ID document

Manuel de protocole de communication, DNP 3.0 1MRK 511 280-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 61850–8–1 1MRK 511 281-UEN

Manuel concernant le protocole de communication CEI 60870-5-103 1MRK 511 282-UEN

Recommandations de déploiement de cyber-sécurité 1MRK 511 285-UEN

Manuel des entrées/sorties, DNP 3.0 1MRK 511 283-UEN

Manuel d'ingénierie 1MRK 511 284-UFR

Manuel de l'utilisateur 1MRK 500 096-UFR

Manuel d'installation 1MRK 514 016-UFR

Accessoires, série 650 1MRK 513 023-BEN

MICS 1MRG 010 656

PICS 1MRG 010 660

PIXIT 1MRG 010 658



ABB 73

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