protection d'alternateur reg670 pré-configuré. propriétés • trois alternatives de...

Relion® 670 series

Protection d'alternateur REG670Pré-configuréGuide de l'acheteur

Contenu

1. Propriétés.............................................................3

2. Application...........................................................5

3. Fonctions disponibles..........................................8

4. Fonctionnalité.....................................................11

5. Description du matériel......................................26

6. Schémas des connexions..................................29

7. Caractéristiques techniques...............................36

8. Bon de commande.............................................86

Démenti

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All rights reserved.

Marques déposées

Protection d'alternateur REG670 1MRK 502 019-BFR APré-configuréVersion du produit: 1.1 Mise à jour: January 2010

2 ABB

1. Propriétés

• Trois alternatives de configuration pourla protection d'alternateur et laprotection du transformateurd'alternateur sont disponibles – prêtes àêtre connectées

• Pour alternateurs et transformateurs decentrale hydraulique, de station depompage et stockage, de centrale à gaz,à cycle combiné, de centrale thermique,nucléaire et à production combinée

• Protection et surveillance d'alternateur etde transformateur intégrées dans unmême IED

• Protection différentielle d'alternateuravec :

▪ Pourcentage de retenue depolarisation

▪ Discriminateur de défautinterne / externe (basé sur desgrandeurs inverses)

▪ Capacité à traiter la pleinecomposante apériodique dans lescourants de défaut

▪ Large bande de fréquenceopérationnelle

▪ Maximum de quatre entréesstabilisées

• Protection différentielle detransformateur avec :

▪ Pourcentage de retenue depolarisation

▪ Retenue sur forme d'onde etharmonique 2 pour les courantsd'enclenchement du transformateur

▪ Retenue par harmonique de rang 5en cas de surexcitation

▪ Haute sensibilité aux défauts entrespires

▪ Jusqu'à six entrées stabilisées

• Protection différentielle contre lesdéfauts à la terre pour tous lesenroulements mis à la terresoit

directement soit par l'intermédiaire d'uneimpédance de faible valeur

▪ Fonctionnement extrêmement rapide

▪ Haute sensibilité

▪ Principe de fonctionnement à faibleou à haute impédance

• Protection contre les glissements de pôle

▪ Détection des glissements de 0,2 à8 Hz dasn les réseaux électriques

▪ Déclenchement après un nombredéterminé de glissements

• Perte d'excitation / sous-excitation

▪ Mesure de la composante directe

▪ Deux zones pour alarme etdéclenchement

▪ Élément directionnel pour restrictionde zone

• Protection directionnelle de puissance

▪ Protection de retour de puissance,de puissance aval faible, depuissance active, de puissanceréactive

▪ Compensation d'angle de phase

▪ Deux seuils (alarme / déclenchement)

• 100% défaut à la terre du stator

▪ 95% par mesure de fréquencefondamentale

▪ 100% par mesure harmonique de

rang 3 et caractéristique de retenue

▪ Précis dans toutes les conditions decharge

• Protection de réserve à minimumd'impédance

▪ Protection de distance multichaînenon commutée avec caractéristiquemho (trois zones)

▪ Fonction à maximum de courantasservie à la tension


Révision: A

ABB 3

• Fonction instantanée et rapide contre lescourts-circuits avec dépassementtransitoire faible

• Protection à maximum de courantdirectionnelle à quatre seuils

▪ Chaque seuil peut être à retardinverse ou à temporisationindépendante

▪ Chaque seuil peut être directionnelou non-directionnel

• Protection multi-objets

▪ Séquence de phases négative (àretard dépendant ou avectemporisation indépendante)

▪ Protection contre les défauts à laterre du rotor fault protection

• Protection directionnelle contre lesdéfauts à la terre à quatre seuils

▪ Chaque seuil peut être à retarddépendant ou avec temporisationindépendante

▪ Chaque seuil peut être directionnelou non-directionnel

▪ Chaque seuil peut être bloqué par lacomposante harmonique de rangdeux

• Fonctions logicielles à sélectionnersupplémentaires telles la défaillance dedisjoncteur, protection contre lasurexcitation, protection contre lasurcharge thermique, protection etsurveillance de tension et de fréquence

• Large bande de fréquence defonctionnement (5 Hz - 95 Hz)

• Module de communication de Built-indata pour jeu de barres de poste CEI61850-8-1

• Module de communication de donnéespour jeu de barres de poste CEI60870-5-103, TCP/IP ou EIA-485 DNP3.0, LON et SPA

• Perturbographe et enregistreurd'événements intégrés pour un maximum

de 40 signaux analogues et 96 signauxbinaires

• Mesure de courant, de tension, depuissance et d'énergie de haute précision

• Fonction de calcul d'énergie et detraitement de la demande

▪ Les sorties de la fonction de mesure(MMXU) peuvent être utilisées pourcalculer l'énergie. Les valeurs activeset réactives sont calculées endirection des imports et des exports,respectivement. Les valeurs peuventêtre lues ou générées sous formesd'impulsions. Les valeurs deconsommation d'électricitémaximum sont également calculéespar la fonction.

• Synchronisation de l’horloge par leprotocole de jeu de barres de poste ouen utilisant les modules desynchronisation de l’horloge GPS ou IRIG-B supplémentaires

• Précision des mesures analoguesinférieure à 0,5 % pour la puissance et0,25 % pour le courant et la tension etavec calibrage sur site pour optimisationde la précision totale

• Interface locale Homme-Machinepolyvalente

• Autosurveillance étendue avecenregistreur des évènements internes

• Six groupes indépendants deparamétrages complets avec protectionpar mot de passe

• logiciel PC performant pour laconfiguration, le réglage et l'évaluationdes perturbations


4 ABB

2. Application

L'IED REG 670 est utilisé pour la protection,le contrôle et la surveillance des alternateurset des blocs transformateur-alternateur desunités relativement petites aux plus grandestranches. L'IED dispose d'une bibliothèque defonction complète, couvrant les exigencespour la plupart des applications d'alternateur.Le grand nombre d'entrées analogiquesdisponibles permet, grâce à la grandebibliothèque fonctionnelle, d'intégrer denombreuses fonctions dans un IED. Dans lesapplications typiques, deux unités peuventfournir une fonctionnalité totale tout enassurant un haut degré de redondance.REG 670 peut également être utilisé pour laprotection et le contrôle des réactances shunt.

La bibliothèque de fonctions de protectioncomprend une protection différentielle pourl'alternateur, pour le transformateur principal,pour le transformateur auxiliaire et pour lebloc alternateur entier. La protection contreles défauts à la terre du stator traditionnelle à95% ainsi que celle à 100% basée sur

l'harmonique de rang 3 sont incluses. Laprotection à 100 % utilise une approche detension différentielle garantissant une grandesensibilité et un haut degré de sécurité. Desalgorithmes éprouvés pour les protectionscontre les glissements de pôle, la sous-excitation, les défauts à la terre du rotor et laprotection de secours générale, etc. sontcompris dans l'IED.

La protection différentielle de l'alternateurdans l'IED REG 670 adapté pour fonctionner

correctement avec les applicationsd'alternateur pour lesquelles les facteurs telsque les constantes de temps apériodiquesélevées et les exigences de temps dedéclenchement court ont été pris enconsidération.

Étant donné que de nombreuses fonctions deprotection peuvent être utilisées en tantqu'instance multiple, il est possible deprotéger plusieurs objets dans le même IED.Des protections pour un transformateur depuissance auxiliaire intégré dans le mêmeIED disposant des principales protectionspour l'alternateur sont disponibles. Leconcept permet par conséquent des solutionshautement rentables.

L'IED REG 670 met également de précieusespossibilités de surveillance à disposition étantdonné que la plupart des mesures enprovenance de l'installation primaire peuventêtre transférées à un IHM opérateur.

Du fait de sa grande flexibilité, ce produitconstitue un excellent choix pour desinstallations neuves ou pour la rénovationdans des centrales électriques existantes.

SLa communication sérielle est réalisée aumoyen de liaisons optiques pour assurerl'immunité aux perturbations.

Du fait de sa grande flexibilité, ce produitconstitue un excellent choix pour desinstallations neuves ou pour la remise à neufd'installations existantes.


ABB 5

GI

U

OC4 PTOC

51/67 3I>

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.1 – A20

Gen Diff + Back-up 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

CV GAPC

46 I2>

CV GAPC

51/27 U</I>

ROV2 PTOV

59N UN>

CC RBRF

50BF 3I> BF

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CV GAPC

50AE U/I>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Autres fonctions disponibles á partir de la fonction bibliothéque

+ RXTTE4

Veuillez noter que lútilisation de la fonction peut demander une entrée différente!

en07000049.vsd

CC RDIF

87CT I2d/I

Fonction de la 87G/GEN PDIF

T2W PDIF

87T 3Id/I

HZ PDIF

87 IdN

IEC07000049 V1 FR

Figure 1. Application de protection d'alternateur typique avec protection différentielled'alternateur et protection de réserve, avec 12 transformateurs d'entrée analogiquesdans un boîtier de 1/2 x 19".


6 ABB

en07000050.vsd

GI

U

CV GAPC64R Re<

ROV2 PTOV59N UN>

GEN PDIF87G 3Id/I

SA PTUF81 f<

SA PTOF81 f>

SDD RFUF60FL

OEX PVPH24 U/f>

UV2 PTUV27 3U<

OV2 PTOV59 3U>

CV MMXUMeter.

Option

SDE PSDE32N P0->

REG 670*1.1 – B30

Gen Diff + Back-up 24AI

ZMH PDIS21 Z<

LEX PDIS40 F <

GUP PDUP37 P<

GOP PDOP32 P ß

CCS RDIF87CT I2d/I

CV GAPC51/27 U</I>

ROV2 PTOV59N UN>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF

CV GAPC46 I2>

TR PTTR49 Ith

PSP PPAM78 Ucos

SES RSYN25

CV GAPC51V I>/U

PH PIOC50 3I>>

CV GAPC50AE U/I>

CC RPLD52PD PD

OC4 PTOC51/67 3I>

+ RXTTE4

STEF PHIZ59THD U3d/N

T2W PDIF87T 3Id/I

REF PDIF87N IdN/I

Auxiliary Bus

EF4 PTOC51N/67N IN->

OC4 PTOC51/67 3I>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF


OC4 PTOC51/67 3I>

Main Protection

Back-up Protection

ROV2 PTOV59N UN>

T3W PDIF87T 3Id/I

CT S


IEC07000050 V1 FR

Figure 2. Application de protection d'alternateur améliorée avec protection différentielled'alternateur et protection de réserve, avec 24 transformateurs d'entrée analogiquesdans un boîtier de 19". La protection contre les glissements de pôle et la protectiondifférentielle globale, toutes deux optionnelles, peuvent être activées.


ABB 7

en07000051.vsd

GI

U

CV GAPC64R Re<

ROV2 PTOV59N UN>

STEF PHIZ59THD U3d/N

TR PTTR49 Ith

SA PTUF81 f<

CV MMXU

Meter.


REF PDIF87N IdN/I

OV2 PTOV59 3U>

T3W PDIF87T 3Id/I

REG 670*1.1 – C30

T2W PDIF87T 3Id/I

ROV2 PTOV59N UN>

Protection du transformateur de bloc et du générateur 24AI

CV GAPC46 I2>

OC4 PTOC51/67 3I>

TR PTTR49 Ith

CC RBRF50BF 3I> BF

CT S

SDD RFUF

60FL

SDD RFUF

60FL

ZMH PDIS21 Z<

LEX PDIS40 F <

GUP PDUP37 P<

GOP PDOP32 P ß

PSP PPAM78 Ucos

Option

SA PTOF81 f>

OEX PVPH24 U/f>

UV2 PTUV27 3U<

OV2 PTOV59 3U>

SDE PSDE32N P0->

CV GAPC51/27 U</I>

SES RSYN25

CV GAPC51V I>/U

PH PIOC50 3I>>

CC RPLD52PD PD

OC4 PTOC51/67 3I>


CV GAPC50AE U/I>

CCS RDIF87CT I2d/I

OC4 PTOC51/67 3I>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF

GEN PDIF87G 3Id/I+ RXTTE4

IEC07000051 V1 FR

Figure 3. La protection de l'ensemble comprenant la protection d'alternateur et la protectiontransformateur-alternateur avec 24 transformateurs d'entrée analogiques un châssis19" complet. L'application est conçue pour les configurations hydrauliques et lesturbines à gaz.


8 ABB

3. Fonctions disponibles

ANSI Description de la fonction Diff. alt. + prot.de réserve 12EA(A20)

Diff. alt. + prot.réserve 24EA(B30)

Protection alt. etgroupetransformateur(C30)

Fonct.debase

Option(qté / dénom.option)

Fonct.debase


Fonct.debase


Protection différentielle

87T Protection différentielle de transformateur, deuxenroulements (PDIF)

- 1/A11 - 1/A13 1 -

87T Protection différentielle de transformateur, troisenroulements (PDIF)

- - - 1/A13 1 -

87 Protection différentielle monophasée à hauteimpédance (PDIF)

- 3/A02 3 - 6 -

87G Protection différentielle d'alternateur (PDIF) 1 - 2 - 2 -

87N Restricted earth fault protection, low impedance(PDIF)

- - - 1/A01 1 -

Protection d'impédance

21 Protection de distance multichaîne non commutée,caractéristique mho (PDIS)

3 - 3 - 3 -

21 Élément d'impédance directionnelle pour lescaractéristiques mho (RDIR)

1 - 1 - 1 -

78 Protection contre les glissements de pôle (PPAM) - 1/B21 - 1/B21 - 1/B21

40 Perte d'excitation (PDIS) 1 - 2 - 2 -

Protection de courant

50 Protection à maximum de courant de phaseinstantanée (PIOC)

1 - 2 - 2 -

51/67 Protection à maximum de courant de phase à quatreseuils (PTOC)

4 - 4 - 4 -

50N Protection instantanée à maximum de courantrésiduel (PIOC)

1 - 2 - 2 -

51N/67N

Protection à maximum de courant résiduel à quatreseuils (PTOC)

1 - 5 - 5 -

67N Protection directionnelle sensible à maximum decourant résiduel et protection de puissance (PSDE)

- 1/C16 - 1/C16 - 1/C16

49 Protection contre les surcharges thermiques, deuxconstantes de temps (PTTR)

1 - 2 - 3 -

50BF Protection contre les défaillances du disjoncteur(RBRF)

2 - 4 - 4 -

52PD Protection contre la discordance de pôles (RPLD) 2 - 2 - 2 -

32U Protection directionnelle à minimum de puissance(PDUP)

2 - 4 - 4 -

32O Protection directionnelle à maximum de puissance(PDOP)

2 - 4 - 4 -

Protection de tension

27 Protection à minimum de tension à deux seuils (PTUV) 2 - 2 - 2 -

59 Protection à maximum de tension à deux seuils (PTOV) 2 - 2 - 2 -

59N Protection à maximum de tension résiduelle à deuxseuils (PTOV)

3 - 3 - 3 -

24 Protection contre la surexcitation (PVPH) 1 - 1 - 2 -

60 Protection différentielle de tension (PTOV) 2 - 2 - 2 -

59THD Protection masse-stator à 100% sur base del'harmonique de rang 3 (PHIZ)

- 1/D21 1 - 1 -


ABB 9

ANSI Description de la fonction Diff. alt. + prot.de réserve 12EA(A20)

Diff. alt. + prot.réserve 24EA(B30)

Protection alt. etgroupetransformateur(C30)

Fonct.debase


Fonct.debase


Fonct.debase


Protection de fréquence

81 Protection à minimum de fréquence (PTUF) 3 - 6 - 6 -

81 Protection à maximum de fréquence (PTOF) 3 - 6 - 6 -

81 Protection à gradient de fréquence (PFRC) 1 - 3 - 3 -

Protection multi-objets

Protection générale de courant et de tension (GAPC) 12 - 12 - 12 -

Surveillance du système secondaire

Surveillance du circuit de courant (RDIF) 4 - 5 - 5 -

Fonction fusible (RFUF) 2 - 3 - 3 -

Contrôle-commande

25 Synchrocheck, contrôle de mise sous tension etsynchronisation (RSYN)

1 - 2 - 2 -

Contrôle-commande d'appareillages de coupure pour6 travées max., max. 30 appareils, interverrouillagecompris (APC30)

- 1/H09 - 1/H09 - 1/H09

Logique

94 Logique de déclenchement (PTRC) 2 - 4 - 4 -

Logique pour matrice de déclenchement (GGIO) 12 - 12 - 12 -

Surveillance

Mesures (MMXU) 6/10/6 - 6/10/6 - 6/10/6 -

Compteur d'événements (GGIO) 5 - 5 - 5 -

Rapport de perturbation (RDRE) 1 - 1 - 1 -

Fonctions d'E/S de communication génériqueCEI 61850 (GGIO)

16 16 16

Comptage

Logique de compteur d'impulsions (GGIO) 16 - 16 - 16 -

Fonction de calcul de l'énergie et traitement de lademande (MMTR)

6 - 6 - 6 -

Communication au niveau poste

Communication CEI 61850-8-1 *) 1 - 1 - 1 -

Protocole de communication LON *) 1 - 1 - 1 -

Protocole de communication SPA *) 1 - 1 - 1 -

Protocole de communication CEI 60870-5-103 *) 1 - 1 - 1 -

DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IP etEIA-485

*) Pour utiliser cette fonction, une porte matérielle adéquate (option) doit être commandée.

Communication à distance

Transfert des signaux binaires 6 - 6 - 6 -


10 ABB

4. Fonctionnalité


Protection différentielle d'alternateur(PDIF, 87G)

Un court-circuit entre les phases desenroulements statoriques engendrentgénéralement d'importants courants dedéfaut. Le court-circuit risque d'endommagerl'isolation, les enroulements et le noyaustatorique. Les courants de court-circuitimportants engendrent de puissantes forcesqui peuvent endommager d'autrescomposants dans la centrale électrique, telsque la turbine et l'arbre alternateur-turbine.

Afin de limiter les dommages causés par lescourts-circuits dans les enroulementsstatoriques, l'élimination des défauts doit êtreaussi rapide que possible (instantanée). Si lebloc alternateur est connecté au réseau àproximité d'autres blocs alternateurs,l'élimination rapide des défauts est essentiellepour maintenir la stabilité transitoire desalternateurs sans défaut.

Le courant de défaut de court-circuit estgénéralement très élevé, c'est-à-direnettement supérieur au courant nominal del'alternateur. Il y a un risque que le court-circuit entre les phases se produise àproximité du point neutre de l'alternateur,entraînant ainsi un courant de défautrelativement réduit. Le courant de défautprovenant de l'alternateur lui-même peutégalement être limité en raison de la faibleexcitation de l'alternateur. C'est pourquoi ilest préférable que la détection des courts-circuits entre phases soit relativementsensible pour permettre de détecter lescourants de défaut de faible amplitude.

Il est également primordial que la protectioncontre les courts-circuits dans l'alternateur nelibère aucun ordre de déclenchement enprésence de défauts externes lorsqu'uncourant de défaut important est généré parl'alternateur.

Pour combiner à la fois une éliminationrapide des défauts, la sensibilité et lasélectivité, la protection de courant del'alternateur différentielle constitue en généralla meilleure alternative pour éliminer lescourts-circuits entre phases dans l'alternateur.

La protection différentielle d'alternateur estégalement particulièrement adaptée pourassurer une élimination rapide, sensible etsélective des défauts lorsqu'elle est utiliséepour les réactances shunt et les petits jeux debarres.

Protection différentielle de transformateur(PDIF, 87T)

La fonction différentielle REx 670 pourtransformateurs à deux ou à troisenroulements dispose d'une adaptationinterne du rapport de transformation et d'unecompensation du mode de couplage, lorsquel'élimination du courant homopolaire requiseest réalisée dans le logiciel interne.

La fonction peut être munie d'un maximumde six jeux triphasés d'entrées de courant.Toutes les entrées de courant sont munies defonctions de retenue en pourcentage, faisantde REx 670 un ensemble adapté pour protégeles transformateurs à deux ou troisenroulements dans des configurations deposte à plusieurs disjoncteurs par départ.


ABB 11

Applications à 2 enroulements

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 FR

Transformateurde puissance à 2enroulements

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 FR

Transformateurde puissance à 2enroulementsavecenroulementtertiaire entriangle nonconnecté

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 FR

Transformateurde puissance à 2enroulementsavec 2disjoncteurs surun côté

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 FR

Transformateurde puissance à 2enroulementsavec 2disjoncteurs et 2jeux de TC desdeux côtés

Applications à trois enroulements

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 FR

Transformateurde puissance à 3enroulementsavec les troisenroulementsconnectés

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 FR

Transformateurde puissance à 3enroulementsavec 2disjoncteurs et 2jeux de TC surun côté

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 FR

Autotransformateur avec 2disjoncteurs et 2jeux de TC sur 2des 3 côtés

Figure 4. Configuration des groupesde TC pour la protectiondifférentielle et d'autresprotections

Les facilités de réglage de la protectiondifférentielle s'appliquent à tous les types detransformateurs de puissance etautotransformateurs avec ou sans régulateurainsi que pour les réactances shunt et/ou unetravée d’alimentation au sein du poste. Unefonction de stabilisation adaptative est inclusepour les défauts externes à courant de défautélevé. En introduisant la position durégulateur de prises en charge, la protectiondifférentielle peut être réglée à une sensibilitéoptimale couvrant les défauts internes avecun courant de défaut de faible amplitude.

Une stabilisation est incluse pour les courantsainsi qu'en cas de surexcitation. Unestabilisation adaptive est également inclusepour tenir compte du courant demagnétisation lors de la remise en état duréseau (courant de magnétisation"sympathique") et pour prendre en compte lasaturation des TC en cas de défauts externes.Une protection de courant différentielle sansretenue est incluse pour obtenir undéclenchement très rapide en présence decourants de défaut élevés.

Une fonction de protection différentiellesensible et innovante, basée sur la théorie de


12 ABB

composantes symétriques, offre la meilleurecouverture possible pour les défauts entrespires dans les enroulements dutransformateur de puissance.

Protection différentielle à hauteimpédance (PDIF, 87)

La protection différentielle à hauteimpédance peut être utilisée lorsque lesnoyaux des CT impliqués ont le mêmerapport de transformation et descaractéristiques magnétiques similaires. Elleutilise une sommation externe des phases etdu courant du neutre. Un erésistance série etune varistance doivent être installée endehors du dispositif de protection.

Fonction différentielle contre les défauts àla terre (PDIF, 87N)

La fonction peut être utilisée pour tous lesenroulements mis directement à la terre oumis à la terre par l'intermédiaire d'uneimpédance de faible valeur. La fonctiondifférentielle contre les défauts à la terre peutfournir une meilleure sensibilité (jusqu'à 5%)et assurer un déclenchement rapide étantdonné qu'elle effectue les mesuresindividuellement sur chaque enroulement etne nécessite par conséquent aucunestabilisation basée sur les harmoniques.

La fonction à basse impédance est unefonction avec retenue en pourcentage. Elledispose en plus d'un critère supplémentairede comparaison directionnelle basée sur lecourant homopolaire. Ceci fournit uneexcellente sensibilité et stabilité pour lesdéfauts traversants. La fonction permetd'avoir des rapports de TC différents, descaractéristiques magnétiques sur les noyauxTC de phase et de neutre différents etd'ajouter d'autres fonctions et IED deprotection sur les mêmes noyaux.


Mesure de distance multichaîne noncommutée, caractéristique mho (PDIS 21)

La protection de distance de ligne aveccaractéristique mho est une protectionmultichaîne non commutée à troi cinq zones

pour la détection de réserve des courts-circuits et des défauts à la terre. Les troizones permettent des mesures et desparamétrages totalement indépendants,fournissant ainsi une grande flexibilité pourtous les types de lignes.

La solution technique moderne offre destemps de déclenchement rapides de l'ordre ¾de cycle.

La fonction peut être utilisée commeprotection de réserve à minimumd'impédance pour les transformateurs et lesalternateurs.

Impédance directionnelle mho (RDIR)

Les éléments d'impédance phase-terrepeuvent optionnellement être surveillés parune fonction directionnelle sans sélection dephase (parce que basée sur les composantessymétriques).

Protection contre les glissements de pôle(PPAM, 78)

La situation de glissement de pôles d'unalternateur peut être due à diverses raisons.

Un court-circuit peut se produire dans leréseau électrique externe, à proximité del'alternateur. Si le délai d'élimination dudéfaut est trop long, l'alternateur accéléreraau point que le synchronisme ne pourra pasêtre maintenu.

Les oscillations non amorties se produisentdans le réseau lorsque des groupesd'alternateurs situés à divers emplacementsoscillent les uns par rapport aux autres. Si laconnexion entre les alternateurs est tropfaible, l'amplitude des oscillations augmentejusqu'à ce que la stabilité angulaire soitperdue.

L'exploitation d'un alternateur soumis à unglissement de pôles implique des risquesd'endommagement de l'alternateur, de l'arbreet de la turbine.


ABB 13

• Chaque glissement de pôles provoque uncouple significatif sur l'arbre de laturbine de l'alternateur.

• En exploitation asynchrone, des courantssont induits dans les éléments del'alternateur ne transportant normalementpas de courant, ce qui ce qui provoqueun échauffement. Cela peut endommagerl'isolement et le fer du stator / rotor.

La fonction de protection contre lesglissements de pôle devrait détecter lesconditions de glissement de pôle etdéclencher l'alternateur aussi vite quepossible si l'impédance mesurée est localiséeà l'intérieur du bloc transformateur-alternateur. Si le centre de glissement de pôlese trouve en-dehors de la centrale, lapremière action devrait consister àfractionner le réseau en deux parties aprèsaction de la protection de ligne. En casd'échec, la protection contre les glissementsde pôle devrait opérer dans la zone 2 afind'éviter que l'alternateur, l'arbre et la turbinene soient davantage endommagés.

Perte d'excitation (PDIS, 40)

Une machine synchrone est soumise à deslimites de sous-excitation. Une réduction ducourant d'excitation affaiblit le couplage entrele rotor et le réseau externe. La machine peutperdre le synchronisme et commencer àfonctionner comme une machine à induction.Dans ce cas, la consommation réactiveaugmente. Même si la machine ne perd pas lesynchronisme, cet état de fonctionnementpeut s'avérer inacceptable pendant une duréeprolongée. La sous-excitation augmente lagénération de chaleur dans la zoned'extrémité de la machine synchrone. Cetéchauffement local peut endommagerl'isolation de l'enroulement statorique voiredu noyau de fer.

Afin d'éviter tout endommagement del'alternateur, celui-ci doit être déclenché encas de sous-excitation.


Protection instantanée à maximum decourant de phase (PIOC, 50)

La fonction instantanée à maximum decourant triphasée a une erreur transitoirefaible et dispose d'un temps dedéclenchement court pour pouvoir êtreutilisée comme fonction de protection contreles courts-circuits à courant élevé, avec uneportée limitée à moins de quatre-vingtpourcents avec impédance de sourceminimale.

Fonction de protection à maximum decourant de phase à quatre seuils (POCM,51/67)

La fonction de protection à maximum decourant de phase à quatre seuils possède unetemporisation à temps inverse ou à tempsconstant réglable séparément pour chaqueseuil.

Toutes les caractéristiques de temporisationCEI et ANSI sont disponibles ainsi qu'unecaractéristique optionnelle définissable parl'utilisateur.

La fonction peut être réglée pour êtredirectionnelle ou non-directionnelle de façonséparée pour chaque seuil.

Protection instantanée à maximum decourant résiduel (PIOC, 50N)

La fonction à maximum de courant à entréeunique a une erreur transitoire faible et destemps de déclenchement courts pour pouvoirêtre utilisé comme protection instantanéecontre les défauts à la terre, avec une portéelimitée à moins de quatre-vingt pourcents dela ligne avec l'impédance de source minimale.La fonction peut être configurée afin demesurer le courant résiduel obtenu à partirdes trois courants de phase ou le courantprovenant d'une entrée de courant séparée.

Protection à maximum de courant résiduelà quatre seuils (PTOC, 51N/67N)

La fonction de protection à maximum decourant résiduel à quatre seuils possède une


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temporisation à temps inverse ou à tempsconstant réglable séparément pour chaqueseuil.

Toutes les caractéristiques de temporisationCEI et ANSI sont disponibles ainsi qu'unecaractéristique optionnelle définissable parl'utilisateur.

Le blocage de l'harmonique de rang deuxpeut être défini individuellement pourchaque seuil.

Le blocage de l'harmonique de rang deuxpeut être défini individuellement pourchaque seuil.

La fonction peut être utilisée en tant queprotection de réserve par ex. si la protectionprincipale est hors service en raison d'unedéfaillance dans le circuit du transformateurde tension ou dans le système decommunication.

Le critère directionnel peut être combiné auxblocs de téléaction correspondants dans unschéma de d'autorisation ou de blocage. Lesfonctionnalités d'inversion de courant et desource faible sont également disponibles.

TLa fonction peut être configurée afin demesurer le courant résiduel à partir des troiscourants de phase ou le courant provenantd'une entrée de courant séparée.

Protection directionnelle sensible àmaximum de courant résiduel etprotection de puissance (PSDE, 67N)

Dans les réseaux isolés ou dans les réseauxavec mise à la terre par l'intermédiaire d'uneimpédance de valeur élevée, le courant dedéfaut à la terre est nettement inférieur auxcourants de court-circuit. En outre,l'amplitude du courant de défaut estquasiment indépendante de l'emplacementdu défaut dans le réseau. La protection peutêtre sélectionnée pour utiliser commegrandeur caractéristique soit le courantrésiduel soit la puissance résiduelle3U0·3I0·cos j. Un seuil 3I0 non-directionnelet un seuil de déclenchement de surtension3U0 sont également disponibles.

Protection contre les surchargesthermiques, deux constantes de temps(PTTR, 49)

Si la température d'un transformateur depuissance / alternateur atteint des valeurstrop élevées, l'équipement peut êtreendommagé. L'isolement dutransformateur / alternateur aura vieilli. Enconséquence, le risque de défauts phase-phase ou phase-terre internes augmente. Unetempérature élevée dégradera la qualité del'huile du transformateur / de l'alternateur.

La protection contre les surcharge thermiquesévalue continuellement la capacité thermiqueinterne du transformateur / de l'alternateur(température). L'estimation est faite ensuivant un modèle thermique detransformateur / alternateur avec deuxconstantes de temps, basé sur la mesure descourants.

seuils d'avertissement sont disponibles. Cecipermet d'agir au niveau du réseau avant quedes températures dangereuses ne soientatteintes. Si la température continue àaugmenter jusqu'à atteindre la valeur dedéclenchement, la protection lance ledéclenchement du transformateur / del'alternateur protégé.

Protection contre les défaillances dudisjoncteur (RBRF, 50BF)

La fonction de protection contre llesdéfaillances du disjoncteur assure en réservele déclenchement rapide des disjoncteursadjacents. Le fonctionnement de la protectioncontre les défaillances du disjoncteur peutêtre basé sur le courant, sur des contacts ouune combinaison des deux principes.

Un contrôle du courant avec un temps deretombée extrêmement court est utilisécomme critère de protection pour garantirune sécurité élevée contre lesfonctionnements intempestifs.

L'initialisation de la protection contre lesdéfaillance du disjoncteur peut êtremonophasée ou triphasée afin de permettreson utilisation dans des applications


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déclenchement monophasé. Pour la versiontriphasée de la protection contre lesdéfaillances du disjoncteur, les critères decourant peuvent être réglés pour nefonctionner que dans deux phases sur quatre,soit dans deux phases ou une phase plus lesdémarrages par courant résiduel. La sécuritéà l'égard de l'ordre de déclenchement enréserve s’en trouve ainsi renforcée.

La fonction peut être programmée pourlibérer un re-déclenchement monophasé outriphasé du disjoncteur considéré afin d'éviterle déclenchement intempestif des disjoncteursadjacents en cas d'initialisation incorrecterésultant d'erreurs lors des essais.

Protection contre ladiscordancediscordance de pôles (RPLD,52PD)

Les disjoncteurs actionnés de manièreunipolaire peuvent, en raison d'unedéfaillance électrique ou mécanique, seretrouver avec les pôles dans des positionsdifférentes (fermeture-ouverture). Cela peutentraîner des courants inverses ethomopolaires qui produisent un stressthermique sur les machines rotatives pouvantentraîner un fonctionnement intempestif desfonctions de courant inverse et homopolaire.

En règle générale, le disjoncteur en questionest déclenché afin de corriger la position despôles. Si la situation persiste l'extrémitédistante peuvent être déclenchésinterdépendamment afin d'éliminer leproblème de charge asymétrique.

La fonction de discordance de pôlesfonctionne sur la base d'informationsprovenant des contacts auxiliaires sur lestrois phases du disjoncteur avec, le caséchéant, un critère supplémentaire decourants de phase asymétriques.

Protection directionnelle àminimum / maximum de puissance(PDOP, 32) et (PDUP, 37)

Ces deux fonctions peuvent être utilisées dèslors qu'une protection ou une alarme baséesur le critère de puissance active, réactive ouapparente est nécessaire. Elles peuvent

également être utilisées pour vérifier ladirection du flux de puissance actif ou réactifdans le réseau. Ces fonctionnalités sontnécessaires dans de nombreuses applications.Parmi elles :

• détection d'un flux de puissance actifinversé

• détection d'un flux de puissance réactifimportant

Chaque fonction dispose de deux seuils detemporisation à temps constant. Des tempsde remise à zéro peuvent également êtredéfinis.


Protection à minimum de tension à deuxseuils (PTUV, 27)

Des sous-tensions peuvent apparaître dans leréseau en cas de défaut ou de conditionsanormales. La fonction peut être utilisée pourouvrir les disjoncteurs afin de préparer lareprise de service dans le réseau en casd'effondrement du réseau ou commeprotection de réserve à temporisation élevée.

La fonction dispose de deux seuils detension, avec chacun un retard indépendantou inverse.

Protection à maximum de tension à deuxseuils (PTOV, 59)

Des maximaux de tension se produiront dansle réseau en cas de conditions anormalestelles que les pertes soudaines de puissance,les défauts de régulation des régulateurs deprises en charge, les extrémités de ligneouvertes sur les longues lignes.

La fonction peut être utilisée commedétecteur de ligne ouverte à son autreextrémité, auquel cas elle est normalementcombinée avec la fonction directionnelle àmaximum de puissance réactive ou commesurveillance de la tension du réseau auquelcas, normalement, elle donne uniquementl'alarme ou enclenche les réactances oudéclenche les batteries de condensateurspour contrôler la tension.


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La fonction de maximum de tension disposed'un rapport de remise à zéro extrêmementélevé permettant de régler le seuil de laprotection très près de la tension de servicedu réseau.

Protection à maximum de tensionrésiduelle à deux seuils (PTOV, 59N)

Des tensions résiduelles apparaissent dans leréseau en cas de défauts à la terre.

La fonction peut être configurée pour calculerla tension résiduelle à partir des troistensions de phase en provenance destransformateurs d'entrée ou à paritr d'untransformateur d'entrée monophasé alimentépar un transformateur de tension en triangleouvert ou par un transformateur de tensiondans le point neutre.


Protection contre la surexcitation (PVPH,24)

Lorsque le noyau feuilleté d'untransformateur de puissance ou d'unalternateur est soumis à une densité de fluxmagnétiques supérieure à ses limitesassignées, les flux parasites circuleront dansles composants non feuilletés qui ne sont pasconçus pour transporter ces flux et ilsénèreront des courants de Foucault. Cescourants de Foucault peuvent provoquer unéchauffement excessif et gravementendommager l'isolement et les élémentsadjacents dans un délai relativement court. Lafonction dispose d'une courbe defonctionnement inverse et d'un seuil d'alarmeà retard indépendant.

Protection différentielle de tension (PTOV,60)

Une fonction de surveillance différentielle estdisponible. Elle compare les tensions de deuxjeux triphasés de transformateurs de tension

et dispose d'un seuil d'alarme sensible et d'unseuil de déclenchement. Elle peut être utiliséepour surveiller la tension de deux groupes defusibles ou de deux différents fusibles detransformateurs de tension comme unefonction une fonction de surveillance defusible fusible / MCB

Protection 95% et 100% défaut de stator dela protection terre basée sur 3èmeharmonique

Le défaut à la terre du stator est un type dedéfaut qui a une probabilité relativementélevée. Les systèmes d'alternateurs disposentgénéralement d'une mise à la terre à hauteimpédance, par ex. une mise à la terre viaune résistance de point neutre. Cetterésistance est en général dimensionnée pourlimiter le courant de défaut à la terre entre 5– 15 A en cas de défaut à la terre directementà la borne haute tension de l'alternateur. Lescourants de défaut à la terre relativementfaibles provoquent un effort thermique oumécanique sur l'alternateur bien inférieurqu'en cas de court-circuit. Quoi qu'il en soit,les défauts à la terre dans l'alternateurdoivent être détectés et l'alternateur doit êtredéclenché même si un temps de défaut pluslong qu'en cas de court-circuit est acceptable.

En cas de fonctionnement normal normalesans défaut dans la machine, la tension dupoint neutre est proche de zéro et aucuncourant homopolaire ne circule dansl'alternateur. Lorsqu'un défaut phase-terre seproduit, la tension du point neutre augmenteet un courant circule à travers la résistance depoint neutre.

Afin de détecter un défaut à la terre sur lesenroulements d'un alternateur, il convientd'utiliser un relais de surtension de pointneutre, un relais de surintensité de pointneutre, un relais de surtension homopolaireou une protection différentielle résiduelle.Ces protections sont simples et ont fait leurspreuves depuis de nombreuse années.Cependant, ces protections simples nepréservent que 95% de l'enroulementstatorique. Elles laissent 5% près del'extrémité du point neutre sans protection.


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Dans des conditions défavorables, la zoneaveugle peut s'étendre à 20% de l'extrémitédu point neutre.

La protection à 95% contre les défauts à laterre du stator mesure habituellement lacomposante de la tension à fréquencefondamentale dans le point neutre del'alternateur et se met en marche lorsqu'elledépasse la valeur préreglée. En utilisant ceprincipe de protection contre les défauts à laterre environ 95% de l'enroulement statoriquepeut être protégé. La mesure de la tensionharmonique de rang trois permet de protégerles derniers 5% de l'enroulement statoriqueproche de l'extrémité du point neutre neutre.Avec le REG 670, les principes différentiel del'harmonique de rang trois et celui de sous-tension de l'harmonique de rang trois dupoint neutre sont tous deux disponibles. Lacombinaison de ces deux principes demesure procure une couverture de toutl'enroulement statorique contre les défauts àla terre.

Défaut à la terre de rotor (GAPC, 64R)

L'enroulement inducteur, enroulement durotor et équipement d'excitation non rotatif ycompris, est toujours isolé des élémentsmétalliques du rotor. La résistanced'isolement est élevée si le rotor est refroidipar air ou par hydrogène. La résistanced'isolement est beaucoup plus basse sil'enroulement du rotor est refroidi à l'eau.Ceci est vrai même si l'isolement est intact.Un défaut de l'isolement du circuit inducteurentraìne un chemin conducteur depuisl'enroulement inducteur jusqu'à la terre. Cecisignifie qu'un défaut à la terre apparaît.

Normalement, le circuit inducteur d'unalternateur synchrone n'est pas relié à laterre. C'est pourquoi un défaut à la terre surl'enroulement inducteur ne provoque qu'untrès petit courant de défaut. Par conséquent,le défaut à la terre n'entraìne pas de dégâtssur l'alternateur. En outre, il n'affecteaucunement le fonctionnement de la tranche.Cependant, l'existence d'un défaut à la terreaugmente la contrainte électrique à d'autrespoints dans le circuit inducteur. Ceci signifie

que le risque d'un second défaut à la terre àun autre point sur l'enroulement inducteurest considérablement plus élevé. Un seconddéfaut à la terre entraîne l'apparition d'uncourt-circuit aux graves conséquences.

La protection contre les défauts à la terre durotor est basée sur l'injection d'une tensionalternative dans le circuit inducteur isolé.Dans des conditions sans défaut, aucun fluxde courant ne sera associé à cette tensioninjectée. Si un défaut à la terre du rotor seproduit, celui-ci est détecté par la protectioncontre les défauts à la terre du rotor. Suivantla philosophie du propriétaire del'alternateur, cet état opérationnel serasignalé par une alarme et / ou l'alternateursera déclenché.


Protection à minimum de fréquence(PTUF, 81)

La diminution de la fréquence est le résultatd'un manque de production dans le réseau.

La fonction peut être utilisée pour lessystèmes de délestage, les schémas demesures correctives, le démarrage desturbines à gaz, etc.

La fonction dispose d'un blocage à minimumde tension. Le fonctionnement peut se basersur une mesure de tension monophasée, surune mesure entre phases ou sur une mesurede tension directe.

Protection à maximum de fréquence(PTOF, 81)

Une surfréquence se produit en cas de pertesoudaine de charge ou de défaut de shuntdans le réseau électrique. Une surfréquencepeut également être provoquée dans certainscas par des problèmes de régulation deséléments de production.

La fonction peut être utilisée pour ledélestage de production, les schémas demesures correctives, etc. Elle peut égalementêtre utilisée comme un étage à fréquence sub-nominale pour la reprise de charge.


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La fonction dispose d'un blocage à minimumde tension. Le fonctionnement peut se basersur une mesure de tension monophasée, surune mesure entre phases ou sur une mesurede tension directe.

Protection à gradient de fréquence (PFRC,81)

La fonction à gradient de fréquence fournitune indication précoce en cas de perturbationmajeure dans le réseau.

La fonction peut être utilisée pour le délestagde production, le délestage, les schémas demesures correctives, etc.

La fonction dispose d'un blocage à minimumde tension. Le fonctionnement peut se basersur une mesure de tension monophasée surune mesure entre phases ou sur une mesurede la tension directe.

Chaque seuil peut faire la différence entre unchangement de fréquence positif ou négatif.

Protection multi - objets

Protection générale de courant et detension (GAPC)

L'usage du module de protection commeprotection de secours générale estrecommandé pour ses nombreusespossibilités en termes de zones d'applicationen raison de la flexibilité de sesfonctionnalités de mesure et de paramétrage.

La fonction de protection à maximum decourant intégrée dispose de deux seuilsréglables en courant qui peuvent être utilisésavec une caractéristique à temps constant ouinverse. Les seuils de la protection àmaximum de courant peuvent être renduesdirectionnelles avec une tension depolarisation à sélectionner. En outre, cesseuils peuvent être asservis ou retenus par uncourant ou une tension. Une fonction deretenue de l'harmonique de rang 2 estégalement disponible. Lorsque la tension depolarisation est trop basse, la fonction àmaximum de courant peut soit être bloquée,soit être rendue non directionnelle ou encoreêtre configurée afin d'utiliser la mémoire de

tension conformément à un réglage deparamètre.

En outre, deux seuils à maximum de tensionet deux seuils à minimum de tension à reatrdindépendant ou inverse sont disponibles danschaque fonction.

La fonction générale est adaptée pour lesapplications réquérant des solutions àminimum d'impédance et à maximum decourant à tension asservie. La fonctiongénérale peut également être utilisée pour lesapplications de protection du transformateur-alternateur requérant habituellement lescomposantes directes, inverses ouhomopolaires des courants et des tensions.


Surveillance du circuit de courant (RDIF)

Les noyaux de transformateur de courantouverts ou court-circuités peuvent provoquerun fonctionnement intempestif de plusieursfonctions de protection telles que lesfonctions différentielles, les fonctions decourant contre les défauts à la terre et lesfonctions basées sur le courant inverse.

Il faut savoir qu'un blocage des fonctions deprotection lorsqu'un circuit TC s'ouvre aurapour conséquence que le problème persisteraet que des tensions extrêmement élevéess'appliqueront sur le circuit secondaire.

La fonction de surveillance du circuit decourant compare le courant résiduel d'un jeutriphasé de noyaux de transformateur decourant avec le courant du point neutre surune autre entrée provenant d'un autre jeu denoyaux du transformateur de courant.

La détection d'une différence indique undéfaut dans le circuit et fait office d'alarme oupermet de bloquer les fonctions de protectionpouvant provoquer un déclenchementintempestif.

Fonction fusible (RFUF)

Des défaillances dans le circuit secondaire dutransformateur de tension peuvent entraînerun fonctionnement intempestif desprotections de distance, des protections à


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minimum de tension, des protections detension du point neutre et de la fonction demise sous tension (contrôle du synchronisme)etc. La fonction fusible empêche de telsfonctionnements intempestifs.

Il existe trois méthodes pour détecter lesdéfaillances de fusible.

La méthode basée sur la détection de latension homopolaire sans le moindre couranthomopolaire. Ceci est un principe utile dansun réseau avec neutre mis directement à laterre et il peut permettre de détecter lesdéfaillances d'un ou de deux fusibles.

La méthode basée sur la détection de latension inverse sans le moindre courantinverse. Ceci est principe utile dans un réseaudont le neutre n'est pas relié directement à laterre et il peut permettre de détecter lesdéfaillances d'un ou de deux fusibles.

La méthode basée sur la détection de du/dt-di/dt qui compare un changement de la tensionà un changement dans le courant. Seuls leschangements de tension impliquent un défautdans le circuit du transformateur de tension.Ce principe permet de détecter lesdéfaillances d'un, de deux ou de trois fusibles.

Contrôle-commande

Contrôle du synchronismesynchrocheck etde la mise sous tension (RSYN, 25)

La fonction de synchronisation permet defermer des réseaux asynchrones au momentcorrect et inclut la durée de fermeture dudisjoncteur. Les systèmes peuvent ainsi êtrereconnectés après une fermeture parréenclenchement automatique ou manuelle,ce qui améliore la stabilité du réseau.

La fonction de synchrocheck vérifie que lestensions aux deux extrémités du disjoncteursont synchrones ou qu'au moins un côté estmort afin de garantir qu'il peut être fermé entoute sécurité.

La fonction comprend un schéma de sélectionde tension intégré pour les configurations dejeux de barres double, les configurations à oules jeux de barres en anneau.

La fermeture manuelle ainsi que la fermetureautomatique peuvent être vérifiées par lafonction et leurs paramètres sont réglables.

Une fonction de synchronisation est fourniepour les systèmes fonctionnant de manièreasynchrone. La fonction de synchronisation apour objectif principal de permettre unefermeture contrôlée des disjoncteurs lorsquedeux systèmes asynchrones vont êtreconnectés. Elle est utilisée pour lesfréquences de glissement supérieures à cellesadmises pour le synchrocheck et inférieures àun seuil maximum déterminé pour lafonction de synchronisation.

Le contrôle de l'appareillage APC

Le contrôle-commande d'appareillages decoupure est une fonction permettant depiloter et de surveiller les disjoncteurs, lessectionneurs et les sectionneurs de mise à laterre dans une travée. Une manoeuvre estautorisée après évaluation des conditions pard'autres fonctions telles quel'interverrouillage, le synchrocheck, lasélection de la place opérateur et les blocagesexterne ou interne.

Commutateur rotatif intelligent poursélection de fonction et présentation del'IHML (SLGGIO)

Le bloc fonctionnel SLGGIO (ou blocfonctionnel du sélecteur) est utilisé dansl'outil CAP afin d'obtenir une fonctionnalitéde sélecteur similaire à celle fournie par lesélecteur matériel. Les sélecteurs matérielssont amplement utilisés par les exploitantspour que différentes fonctions puissent êtreexploitées selon les valeurs préréglées.Cependant les commutateurs matériels sontsource de problèmes d'entretien, d'une baissede la fiabilité du système et d'un portefeuilled'achat étendu. Les sélecteurs virtuelsneutralisent tous ces problèmes.

Mini-sélecteur (VSGGIO)

Le bloc fonctionnel VSGGIO (ou le blocfonctionnel à commutateur polyvalent) estune fonction multi-objet utilisée dans l'outil


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CAP comme commutateur universel pourtoute une variété d'applications.

Le commutateur peut être piloté depuis lemenu ou grâce à un symbole du SLD de l'IHM.

Contrôle générique à point unique 8signaux (SPC8GGIO)

Le bloc fonctionnel SC est un ensemble de 8commandes à point unique, conçu dansintroduire des commandes de REMOTE(SCADA) ou de LOCAL (IHM) pour leséléments de la configuration logique nenécessitant pas de blocs fonctionnelscompliqués mais ayant la capacité de recevoirdes commandes (par exemple SCSWI). Ainsi,des commandes simples peuvent êtredirectement envoyées aux sorties IED, sansconfirmation. La confirmation (état) durésultat des commandes est sensé être réalisépar d'autres moyens, tels que les entréesbinaires et les blocs fonctionnels SPGGIO.

Logique

Logique de déclenchement (PTRC, 94)

Un bloc fonctionnel pour le déclenchementde la protection est fourni pour chaquedisjoncteur impliqué dans l'élimination dudéfaut. Il assure la prolongation desimpulsions pour garantir une impulsion dedéclenchement d'une longueur suffisante,ainsi que toutes les fonctionnalitésnécessaires pour une coopération correcteavec les fonctions de réenclenchementautomatique.

Le bloc fonctionnel comprend lesfonctionnalités pour les défauts évolutifs et leverrouillage du disjoncteur.

Logique pour matrice de déclenchement(GGIO)

Douze blocs logiques pour la matrice dedéclenchement sont inclus dans l'IED. Lesblocs fonctionnels sont utilisés lors de laconfiguration de l'IED pour acheminer lessignaux de déclenchement et / ou d'autressignaux de sortie logiques vers les diversrelais de sortie.

La matrice et les sorties physiques serontvisibles dans l'outil d'ingénierie PCM 600,permettant à l'utilisateur d'adapter les signauxaux sorties de déclenchement physiquesconformément aux exigences spécifiques del'application.

Blocs logiques configurables

Plusieurs blocs logiques et temporisationssont disponibles et permettent à l'utilisateurd'adapter la configuration aux besoinsspécifiques de l'application.

Bloc fonctionnel à signaux fixes

Le bloc fonctionnel à signaux fixes génère uncertain nombre de signaux préréglés (fixes)pouvant être utilisés dans la configurationd'un IED, soit pour forcer les entréesinutilisées dans un autre bloc fonctionnel àun(e) certain(e) niveau / valeur, soit pourcréer une certaine logique.

Surveillance

Mesures (MMXU)

La fonction des valeurs de service permetd'afficher des informations en ligne de l'IEDsur l’IHM locale et sur le systèmed'automatisation du poste électriqueconcernant :

• les tensions, les courants, la fréquence, lapuissance active, réactive et apparenteainsi que le facteur de puissance mesurés,

• les phaseurs primaires et secondaires,• les courants différentiels, les courants de

polarisation,• les courants et tensions directs, inverses

et homopolaires,• les mA, les courants d'entrée• les compteurs d'impulsions,• les compteurs d'événements• les valeurs mesurées et d'autres

informations concernant differentsparamètres des fonctions incluses,

• les valeurs logiques de toutes les entréeset sorties binaires,

• des informations générales sur les IED.


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Surveillance des signaux d'entrée mA(MVGGIO)

Cette fonction sert principalement à mesureret de traiter des signaux issus de différentsconvertisseurs de mesure. De nombreuxdispositifs utilisés pour piloter les processusaffichent divers paramètres, tels que lafréquence, la température et la tension cc desbatteries, sous forme de valeurs à courantfaible, généralement dans la plage 4-20 mAou 0-20 mA.

Des seuils d'alarme peuvent être réglés etutilisés pour générer par exemple dessignaux de déclenchement ou d'alarme.

Cette fonction impose que l'IED soit équipédu module d'entrées mA.

Compteur d'événements (GGIO)

La fonction se compose de six compteursservant à mémoriser le nombre d'activationsde chacune des entrées de compteur.

Rapport de perturbation (RDRE)

Les informations complètes et fiables sur lesperturbations dans le système primaireet / ou secondaire ainsi que la consignationcontinue des événements sont fournies par lafonctionnalité de rapport de perturbation.

Le rapport de perturbation, toujours intégrédans l'IED, acquiert des donnéeséchantillonnées de tous les signaux d'entréeanalogiques sélectionnés et les signauxbinaires connectés au bloc fonctionnel, c'est-à-dire au maximum 40 signaux analogiques et96 signaux binaires.

La fonctionnalité dénomée rapport deperturbation désigne plusieurs fonctions :

• Liste d'événements (EL)• Indications (IND)• Enregistreur d'événements (ER)• Enregistreur des valeurs de

déclenchement (TVR)• Perturbographe (DR)

La fonction est caractérisée par une grandeflexibilité en termes de configuration, de

conditions de démarrage, de duréesd'enregistrement et est caractérisée aussi paune grande capacité de stockage.

Une perturbation est définie par l'activationd'une entrée dans les blocs fonctionnelsDRAx ou DRBy réglés pour lancer leperturbographe. Tous les signaux à partir dudémarrage du délai pré-défaut jusqu'à la findu délai post-défaut, seront inclus dansl'enregistrement.

Chaque rapport de perturbation estsauvegardé dans l'IED au format Comtradestandard. Il en va de même pour tous lesévénements qui sont sauvegardés en continudans le tampon annulaire L'interface Homme-Machine locale (LHMI) est utilisée pourobtenir des informations au sujet desenregistrements. Cependant, les fichiers derapport de perturbation peuvent être chargéssur le PCM 600 (gestionnaire d'IED deprotection et de contrôle-commande) et desanalyses supplémentaires peuvent êtreentreprises en utilisant l'outil de traitementdes perturbations.

Liste d'événementsSéquence d'événements(RDRE)

Une consignation continue des événementspermet de surveiller le système dans uneperspective d'aperçu général et constitue uncomplément pour les fonctions spécifiquesdu perturbographe.

La liste d'événements enregistre tous lessignaux d'entrée binaire connectés à lafonction de rapport de perturbation. La listepeut contenir jusqu'à 1000 événementshorodatés mémorisés dans un tamponannulaire.

Indications (RDRE)

Pour obtenir rapidement des informationscondensées et fiables au sujet desperturbations dans le système primaireet / ou secondaire, il est primordial dedéterminer, par exemple, les signaux binairesdont l'état a changé lors d'une perturbation.Ces informations sont utilisées à court terme


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pour obtenir spontanément des informationsvia l'IHML.

Trois LED sur l'IHML (verte, jaune et rouge)indiquent les informations d'état de l'IED etde la fonction de rapport de perturbation(lancement du perturbographe).

La fonction de liste d'indication montre tousles signaux d'entrée binaire sélectionnésconnectés à la fonction de rapport deperturbation dont l'état a changé lors d'uneperturbation.

Enregistreur d'événements (ER)

Des informations rapides, complètes etfiables au sujet des perturbations dans lesystème primaire et / ou secondaire, c'est-à-dire événements horodatés consignéspendant les perturbations, sont primordiales.Ces informations sont utilisées à différentesfins à court terme (par ex. actions correctives)et à long terme (par ex. analyse fonctionnelle).

L'enregistreur d'événements journalise tousles signaux d'entrée binaire sélectionnésconnectés à la fonction de rapport deperturbation. Chaque enregistrement peutcontenir jusqu'à 150 événements horodatés.

Les informations de l'enregistreurd'événements sont disponibles localementdisponibles localement dans l'IED.

Les informations de l'enregistreurd'événements sont une part intégrante del'enregistrement des perturbations (fichierComtrade).

Enregistreur des valeurs de déclenchement(RDRE)

Les informations au sujet des des courants etdes tensions avant et pendant le défaut sontprimordiales pour l'évaluation desperturbations.

L'enregistreur des valeurs de déclenchementcalcule les valeurs de tous les signauxd'entrée analogiques sélectionnés à lafonction de rapport de perturbation. Lerésultat est l'amplitude et l'angle de phaseavant et pendant le défaut pour chaque signald'entrée analogique.

Les informations de l'enregistreur de valeursde déclenchement sont disponibleslocalement pour les perturbations localesdans l'IED.

Les informations de l'enregistreur valeurs dedéclenchement sont une part intégrante del'enregistrement des perturbations (fichierComtrade).

Perturbographe (RDRE)

La fonction de perturbographie fournitrapidement des informations complètes etfiables au sujet des perturbations dans leréseau. Il faide à comprendre lecomportement du système et deséquipements primaire et secondaire pendantet après une perturbation. Les informationsenregistrées sont utilisées à différentes fins àcourt terme (par ex. actions correctives) et àlong terme (par ex. analyse fonctionnelle).

Le perturbographe acquiert des donnéeséchantillonnées de tous les signaux d'entréeanalogiques sélectionnés et des signauxbinaires connectés à la fonction deperturbographe (au maximum 40 signauxanalogiques et 96 signaux binaires). Lessignaux binaires sont les mêmes signaux queceux disponibles dans la fonctiond'enregistreur d'événements.

La fonction est caractérisée par une grandeflexibilité et ne dépend pas dufonctionnement des fonctions de protection.Elle peut enregistrer des perturbations nondétectées par les fonctions de protection.

Les informations du perturbographe pour lesdernières 100 perturbations sontsauvegardées dans l'IED et l'interface Homme-Machine locale (LHMI) est utilisée pourvisualiser la liste des enregistrements.

Fonction d'événement (EV)

En cas d'utilisation d'un systèmed'automatisation de poste électrique avec unecommunication LON ou SPA, les événementshorodatés peuvent être envoyés de l'IED auniveau du poste au moment du changementou cycliquement. Ces événements sont créésà partir d'un quelconque signal disponible


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dans l'IED et connecté au bloc fonctionneldes événements. Le bloc fonctionnel desévénements est utilisé pour lescommunications LON et SPA.

Les valeurs d'indication analogiques et lesindications doubles sont égalementtransférées à travers le bloc d'événements.

Bloc d'extension des valeurs de mesure

Les fonctions MMXU (SVR, CP et VP), MSQI(CSQ et VSQ) et MVGGIO (MV) sont muniesd'une fonctionnalité de surveillance desmesures. Toutes les valeurs de mesurepeuvent être surveillées à l'aide de quatrelimites réglables, à savoir la très basse limite,la basse limite, la haute limite et la très hautelimite. Le bloc d'extension des valeurs demesure (XP) a été introduit afin de permettrede traduire le signal de sortie intégral desfonctions de mesure à 5 signaux binaires, àsavoir inférieur à la très basse limite, inférieurà la basse limite, normal, supérieur à la trèshaute limite ou supérieur à la haute limite.Les signaux de sortie peuvent être utilisés entant que conditions dans la logiqueconfigurable.

Comptage

Logique du compteur d'impulsions (GGIO)

La fonction de logique de comptaged'impulsions compte les impulsions binairesgénérées depuis l'extérieur, telles que lesimpulsions provenant d'une mesure d'énergieexterne, pour calculer les valeurs deconsommation d'énergie. Les impulsions sontcapturées par le module des entrées binairespuis lues par la fonction de comptaged'impulsions. Une valeur de service calibréeest disponible sur le bus du poste. Pourremplir cette fonction, le module des entréesbinaires spécial à capacités, améliorées pourle comptage d'impulsions, doit êtrecommandé.

Mesures d'énergie et traitement de lademande (MMTR)

Les sorties de la fonction de mesure (MMXU)peuvent être utilisées pour calculer l'énergie.

Les valeurs actives et réactives sont calculéesrespectivement pour l'importation etl'exportation. Les valeurs peuvent être luesou générées sous formes d'impulsions. Lesvaleurs de consommation d'électricitémaximum sont également calculées par lafonction.

Fonctions de base de l'IED

Synchronisation de l'horloge

Utiliser le sélecteur source de synchronisationde l'horloge pour sélectionner une sourcecommune de temps absolu pour l'IEDlorsqu'il fait partie d'un système de protectionet de contrôle-commande. Ceci permet decomparer les événements et données deperturbations de tous les IED dans unsystème SA.

Interface homme-machine

Le d'interface locale homme-machine estdisponible dans un petite et intermédiairemodèle. La différence principale entre cesdeux unités réside dans la taille de l'écran àcristaux liquides. Le petit écran à cristauxliquides affiche sept lignes de texte et l'écrande taille intermédiaire peut afficher unschéma unifilaire avec un maximum de 15objets sur chaque page.

Il est possible de définir jusqu'à 12 pagesSLD, en fonction de la capacité du produit.

L'interface locale Homme-Machine estéquipée d'un écran à cristaux liquides quipeut afficher le schéma unifilaire avec unmaximum de 15 objets.

L'interface locale Homme-Machine est simpleet intuitive : la face avant est subdivisée enzones qui ont chacune une fonctionnalitébien précise :

• Les LED d’état• Affichage d'alarmes à l'aide de 15 LED (6

rouges et 9 jaunes) avec une étiquetteutilisateur imprimable. Toutes les LED de


24 ABB

signalisation are configurable from thePCM600 tool.

• Écran à cristaux liquides (LCD).• Clavier avec des boutons-poussoirs pour

le contrôle-commande et la navigation,un commutateur pour la sélection entrele contrôle local et le contrôle-commandeà distance et un bouton-poussoir deremise à zéro

• Une porte de communication RJ45 isolée

IEC07000083 V1 FR

Figure 5. Exemple de graphique de taillemoyenne pour l'IHM


Présentation

Chaque IED comprend une interface decommunication qui permet sa connexion à unou plusieurs systèmes ou équipements deposte électrique, par le biais du bus decommunication du système de contrôle-commande numérique du poste électrique(automatisation du poste électrique, SA) parle biais du bus de communication du systèmede surveillance du poste électrique(surveillance de poste électrique, SM).

Les protocoles de communication suivantssont disponibles :

• Protocole de communication CEI61850-8-1

• Protocole de communication LON• Protocole de communication SPA ou CEI

60870-5-103• Protocole de communication DNP3.0

En théorie, il est possible de combiner diversprotocoles dans le même IED.

Protocole de communication CEI 61850-8-1

Des portes optiques Ethernet simples oudoubles sont disponibles pour le nouveauprotocole de communication de posteélectrique CEI 61850-8-1 pour le bus niveauposte de poste. Le protocole CEI 61850-8-1permet à des IED de différents constructeursd'échanger des informations et de simplifierl'ingénierie de l'automatisation du poste. Ilpermet également la communication point àpoint via des messages GOOSE. Lechargement de fichiers de perturbation estpossible.

Communication sérielle, LON

Les postes existants avec LON pour le bus auniveau poste fourni par ABB peuvent êtreétendus par l'usage de l'interface LONoptique. Cela permet une fonctionnalité SAcomplète comprenant une messagerie d'égalà égal et une coopération entre les IED ABBexistants et le nouvel IED 670.

Protocole de communication SPA

Une simple porte en verre ou en plastique estfournie pour le protocole SPA ABB. Ellepermet d'étendre les systèmesd'automatisation de poste électrique simplesmais est principalement utilisée pour lessystème de surveillance de poste électriqueSMS.

Protocole de communicationCEI 60870-5-103

Une simple porte en verre ou en plastique estfournie pour la norme CEI 60870-5-103. Ellepermet de concevoir les systèmesd'automatisation de poste électrique simplesincluant l'équipement de divers constructeurs.


ABB 25

Le chargement de fichiers de perturbation estpossible.

Protocole de communication DNP3.0

Une porte électrique RS485 et une porteEthernet optique sont disponibles pour lacommunication DNP3.0. Une communicationDNP3.0 de niveau 2 avec événements nonsollicités, synchronisation de l'horloge etrapports de perturbation est fournie pour lacommunication vers les RTU, les passerellesou les systèmes IHM.

Commande simple, 16 signaux

Les IED peuvent recevoir des ordres decommande d'un système d'automatisation deposte électrique ou de l'interface localeHomme-Machine (ILHM). Le bloc de fonctionde commande dispose de sorties utilisablespour piloter des appareillages à haute tensionou pour d'autres fonctionnalités définies parl’utilisateur.

Commande multiple et transmission

Lorsque les IED 670 sont utilisés dans dessystèmes d'automatisation de poste électriqueavec les protocoles de communication LON,SPA ou CEI 60870-5-103, les blocsfonctionnels de commande multiple etd'événement sont utilisés comme interface decommunication pour la communicationverticale avec l'IHM et la passerelle du posteet comme interface pour la communicationd'égal à égal horizontale (uniquement avecLON).


Transfert des signaux analogiques etbinaires à l'extrémité opposée

Trois signaux analogiques et huit signauxbinaires peuvent être échangés entre deuxIED. Cette fonctionnalité est principalementutilisée pour la protection différentielle deligne. Cependant elle peut également êtreutilisée dans d'autres produits. Un IED peutcommuniquer avec un maximum de 4 IEDdistants.

Transfert des signaux binaires à distance,192 signaux

Si le canal de communication est utilisé pourtransférer uniquement des signaux binaires,un maximum de 192 signaux binairespeuvent être échangés entre deux IED. Parexemple, cette fonctionnalité peut êtreutilisée pour envoyer des informations tellesque l'état des appareillages de coupureprimaires ou les ordres de déclenchementinterdépendants à l'IED distant. Un IED peutcommuniquer avec un maximum de 4 IEDdistants.

Module optique de communication desdonnées de ligne à courte et moyenneportée (LDCM) (LDCM)

Le module de communication des données deligne (LDCM) est utilisé pour lacommunication entre des IED situés à desdistances <90 km ou entre l'IED et unconvertisseur optique-électrique avecinterface G.703 ou G.703E1 située à desdistances <3 km. Le module LDCM échangedes données avec un autre module LDCM. Leformat standard IEEE/ANSI C37.94 est utilisé.

5. Description dumatériel

Modules matériels

Module d'alimentation (PSM)

Le module d'alimentation électrique est utilisépour fournir des tensions internes correcteset une isolation complète entre le termianl etla batterie batterie. Une sortie d'alarme en casde défaillance est disponible.

Module des entrées binaires (BIM)

Le module des entrés binaires dispose de 16entrées optiquement isolées et est disponibleen deux versions, l'une standard et l'autreavec des capacités améliorées pour lecomptage d'impulsions sur les entrées qui


26 ABB

seront utilisées avec la fonction de comptaged'impulsions. Les entrées binaires sontlibrement programmables et peuvent êtreutilisées pour l'entrée de signaux logiquesvers une quelconque fonction. Elles peuventégalement être incluses aux fonctions duperturbographe et de l'enregistreurd'événements. Ceci permet une surveillanceet une évaluation étendues dufonctionnement de l'IED et de tous lescircuits électriques associés.

Modules des sorties binaires (BOM)

Le module des sorties binaires dispose de 24relais de sorties indépendants et est utilisépour la sortie de déclenchement ou toutefonction de signalisation.

Module de sorties binaires statiques (SOM)

Le module de sorties binaires statiquesdispose de six sorties statiques rapides et desix relais de sortie inverseurs pour uneutilisation dans les applications à hautesexigences de vitesse.

Module des entrées / sorties binaires (IOM)

Le module des entrées / sorties binaires estutilisé lorsqu'un nombre réduit de canauxd'entrée et de sortie est nécessaire. Les dixcanaux de sortie standard sont utilisés pourles ordres de déclenchement ou toutefonction de signalisation. Les deux canaux desortie de signal à haute vitesse sont utiliséspour des applications dans lesquelles untemps de fonctionnement court est essentiel.Huit entrées binaires optiquement isoléesservent pour les informations d'entréerequises.

mA input module (MIM)

Le module des entrées milliampère sertd'interface aux signaux compris dans la plageallant de –20 à +20 mA en provenance, parexemple, des transducteurs de positionOLTC, de température ou de pression. Lemodule dispose de six canaux indépendantsgalvaniquement séparés.

Module optique pour Ethernet (OEM)

Le module optique pour fast-Ethernet estutilisé pour connecter un IED aux bus decommunication (tels que le bus au niveauposte) utilisant le protocole CEI 61850-8-1. Lemodule dispose d'une ou de deux portesoptiques avec des connecteurs ST.

SPA/CEI 60870-5-103 sériel et module decommunication LON (SLM)

Le canal sériel optique et le module du canalLON sont utilisés pour connecter un IED à lacommunication utilisant SPA, LON, ouCEI 60870–5–103. Le module dispose de deuxportes optiques plastique / plastique,plastique / verre ou verre/verre.

Module de communication des données deligne (LDCM)

Le module de communication des données deligne est utilisé pour le transfert de signauxbinaires. Chaque module dispose d'une porteoptique, une pour chaque extrémité distanteavec laquelle l'IED communique.

Des cartes alternatives de Moyenne portée(mode simple 1310 nm) et Courte portée(mode multiple 900 nm) sont disponibles.

Module galvanique de communicationsérielle RS485

Le module galvanique de communicationsérielle RS485 est utilisé comme alternative àla communication DNP3.0.

Module de synchronisation GPS (GSM)

Ce module contient le récepteur GPS utilisépour la synchronisation de l'horloge. Le GPSdispose d'un contact SMA permettant de leconnecter à une antenne.

Module de synchronisation de l'horlogeIRIG-B

Le module de synchronisation de l'horlogeIRIG-B permet de synchroniser de manièreprécise l'IED à une horloge de au niveau.

Connexions électriques (BNC) et optiques(ST) pour support IRIG-B 0XX et 12X.


ABB 27

Module des transformateurs d'entrée (TRM)

Le module des transformateurs d'entrée estutilisé pour séparer et transformergalvaniquement les courants et tensionssecondaires générés par les transformateursde mesure. Le module dispose de douzeentrées avec diverses combinaisons d'entréesde courant et de tension.

Des connecteurs alternatifs de type cosseannulaire ou à serrage peuvent êtrecommandés.

Unité de résistances pour haute impédance

L'unité de résistances pour haute impédance,avec des résistances pour le réglage de la

valeur de mise au travail et une varistance,est disponible en version monophasée et enversion triphasée. Les deux versions sontmontées sur une platine de 1/1 19 poucesmunie de bornes à serrage.

Configuration et dimensions

Dimensions

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 FR

Figure 6. Boîtier 1/2 x 19” avec cache arrière


28 ABB

xx05000004.vsd

IEC05000004 V1 FR

Figure 7. Montage côte-à-côte

Taille du boîtier A B C D E F

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3

(mm)

Alternatives de montage

Les alternatives de montage suivantes (faceavant avec protection IP40) sont disponibles :

• Kit de montage sur châssis 19”• Kit de montage mural

Voir commande pour obtenir des détailsconcernant les alternatives de montagedisponibles.


ABB 29

6. Schémas des connexions

Tableau 1. Dénominations pour boîtier 1/2 x 19” avec 1 emplacement TRM

IEC08000471 BG V1 EN

Module Positions à l'arrière

PSM X11

BIM, BOM, SOM ou IOM X31 et X32 etc. à X51 et X52

BIM, BOM, SOM, IOM ouGSM

X51, X52

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B 1) X302

OEM X311:A, B, C, D

RS485 ou LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Installation du module IRIG-B, quand il est inclusdans le support P30:22) Séquence d'installation du module LDCM : P31:2 ouP31:33) Installation du module RS485, quand il est inclusdans le support P31:2Note !1 module LDCM peut être inclus en fonction de laprésence des modules IRIG-B et RS485.


30 ABB

Tableau 2. Dénominations pour boîtier 1/1 x 19” avec 2 emplacements TRM

IEC08000475 BG V1 EN

Module Positions à l'arrière

PSM X11

BIM, BOM,SOM, IOM ouMIM

X31 et X32 etc. à X131 etX132

BIM, BOM,SOM, IOM, MIMou GSM

X131, X132

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B ou LDCM1,2)

X302

LDCM 2) X303

OEM 4) X311:A, B, C, D

RS485 ou LDCM2) 3)

X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

1) Installation du module IRIG-B, quand il estinclus dans le support P30:22) Séquence d'installation du module LDCM :P31:2, P31:3, P32:2, P32:3, P30:2 et P30:33) Installation du module RS485, quand il estinclus dans le support P31:2Note !2-4 LDCM peuvent être inclus en fonction de laprésence des modules IRIG-B et RS485.


ABB 31

IEC1MRK002801-AB10-BG V1 FR

Figure 8. Module d'entrée de transformateurs (TRM)

Désignation entrée CT/VT selon figure 8

Coura

nt/

Ten

sion

confi

gura

tion

(50/

60 H

z)

AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12

12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A

12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A

9I+3U,1A

1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

9I+3U,5A

5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

5I, 1A+4I, 5A+3U

1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

7I+5U,1A

1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

7I+5U,5A

5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

6I+6U,1A

1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

6I+6U,5A

5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -

6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -

￭ Indique forte polarité. Notez que la polarité interne peut être ajustée par la création de la direction analogique CT le neutre ou surSMAI pré-traitement des blocs de fonctions.


32 ABB


Figure 9. Module d'entrée binaire (BIM). Lescontacts d'entrée XA correspondentaux positions arrière X31, X41, etc.et les contacts d'entrée XB auxpositions arrière X32, X42, etc.


Figure 10. Module d'entrée en mA (MIM)


ABB 33


Figure 11. Interfaces de communication (OEM, LDCM, SLM et IHM)

Note relative à la figure 11

1) Port arrière de communication SPA/IEC 61850-5-103, connecteur ST pour verre. Connecteur HFBR àressorts pour plastique conformément à la commande

2) Port de communication arrière LON, connecteur ST pour glass alt. Connecteur HFBR à ressorts pourplastique conformément à la commande

3) Port de communication arrière RS485, bornier

4) Port IRIG-B de synchronisation de l'horloge, connecteur BNC

5) Port PPS de synchronisation de l'horloge ou optique IRIG-B, connecteur ST

6) Rear communication port IEC 61850, ST-connector

7) Port de communication arrière C37.94, connecteur ST

8) Port de communication en face avant, connecteur Ethernet RJ45

9) Port arrière de communication, femelle 15 broches, micro D-sub, pas 1,27 mm (0.050")

10) Port de communication arrière, bornier


34 ABB


Figure 12. Module d'alimentation (PSM)


Figure 13. Module de synchronisationde l'horloge GPS (GSM)


Figure 14. Module de sortie binaire (BOM). Les contacts de sortie XA correspondent auxpositions arrière X31, X41, etc. et les contacts de sortie XB aux positions arrièreX32, X42, etc.


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Figure 15. Module de sortie statique (SOM)


Figure 16. Module d'entrée/sortie binaire (IOM). Les contacts d'entrée XA correspondent auxpositions arrière X31, X41, etc. et les contacts de sortie XB aux positions arrièreX32, X42, etc.


36 ABB

7. Caractéristiques techniques

Généralités

Définitions

Valeur deréférence :

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

Plagenominale :

The range of values of an influencing quantity (factor) within which, underspecified conditions, the equipment meets the specified requirements

Plage defonction-nement :

Plage de valeurs d'une grandeur de mise sous tension donnée dans laquellel'équipement, dans des conditions déterminées, est en mesure d'exécuter lesfonctions prévues conformément aux exigences spécifiées

Grandeurs de mise sous tension,valeurs nominales et limites

Entrées analogiques

Tableau 3. TRM - Grandeurs de mise sous tension, valeurs nominales et limites

Quantité Valeur nominale Plage nominale

Courant Ir = 1 ou 5 A (0,2-40) × Ir

Plage de fonctionnement (0-100) x Ir

Surcharge admise 4 × Ir cont.

100 × Ir pour 1 s *)

Charge < 150 mVA à Ir = 5 A

< 20 mVA à Ir = 1 A

Tension c. a. Ur = 110 V 0,5–288 V

Plage de fonctionnement (0–340) V

Surcharge admise 420 V cont.450 V 10 s

Charge < 20 mVA à 110 V

Fréquence fr = 50/60 Hz ± 5%

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


ABB 37

Tableau 4. MIM - Module des entrées mA

Quantité : Valeur nominale : Plage nominale :

Plage d'entrée ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

-

Résistance d'entrée Rentrée = 194 Ohm -

Consommationchaque carte mAchaque entrée mA

£ 4 W£ 0,1 W

-

Tableau 5. OEM - Module optique pour Ethernet

Quantité Valeur nominale

Nombre de canaux 1 ou 2

Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX

Type de fibre 62,5/125 mm fibre multimode

Longueur d'onde 1300 nm

Connecteur optique Type ST

Vitesse de communication Ethernet rapide 100 MB

Tension de courant continue auxiliaire

Tableau 6. PSM - Module d'alimentation


Tension de courant continue auxiliaire,EL (entrée)

EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20%EL ± 20%

Puissance consommée 50 W (typique) -

Appel de courant à l'enclenchement < 5 A pendant 0,1 s -


38 ABB

Entrées et sorties binaires

Tableau 7. BIM - Module des entrées binaires


Entrées binaires 16 -

Tension c. c., RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Puissance consommée24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

max. 0,05 W/sortiemax. 0,1 W/sortiemax. 0,2 W/sortiemax. 0,4 W/sortie

-

Fréquence d'entrée du compteur 10 impulsions/s max -

Discriminateur de signal oscillant Blocage réglable 1–40 HzLibération réglable 1–30 Hz

Tableau 8. BIM - Module d'entrées binaires spécial à capacités améliorées de comptaged'impulsions




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consommation d'énergie24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

max. 0,05 W/entréemax. 0,1 W/entréemax. 0,2 W/entréemax. 0,4 W/entrée

-

Fréquence d'entrée du compteur 10 impulsions/s max -

Fréquence d'entrée du compteuréquilibrée

40 impulsions/s max -

Discriminateur de signal oscillant Blocage réglable 1–40 HzRelâchement réglable 1–30 Hz


ABB 39

Tableau 9. IOM - Module des entrées / sorties binaires




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Puissance consommée24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

max. 0,05 W/entréemax. 0,1 W/entréemax. 0,2 W/entréemax. 0,4 W/entrée

-

Tableau 10. IOM - Données des contacts du module d'entrée / sortie binaires (étalon deréférence : CEI 61810-2)

Fonction ou quantité Relais dedéclenchement et designalisation

Relais de signalisationrapides (100 relaisreed parallèles)

Entrées binaires 10 2

Tension max. du système 250 V c. a., c. c. 250 V c. a., c. c.

Tension d'essai sur contact ouvert, 1 min 1 000 V rms 800 V c. c.

Capacité d'acheminement de courantContinu1 s

8 A10 A

8 A10 A

Pouvoir de fermeture sous chargeinductive avec L/R> 10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Pouvoir de coupure pour c. a., cos φ >0,4

250 V/8,0 A 250 V/8,0 A

Pouvoir de coupure pour c. c. avec L/R< 40 ms

48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Charge capacitive maximum - 10 nF


40 ABB

Tableau 11. SOM - Données du module de sorties statiques (étalon de référence :CEI 61810-2)

Fonction ou quantité Relais de déclenchement etde signalisation

Sorties binaires statiques 6

Sorties sur relais électromécanique 6

Tension max. du système 250 V c. a., c. c.

Tension d'essai sur contact ouvert, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

Sorties binaires statiques :Pouvoir de fermeture sur charge capacitive avec lacapacitance maximum de 0,2 mF0,2 s1,0 s

20 A10 A

Sorties sur relais électromécanique :Pouvoir de fermeture sous charge inductive avec L/R>10 ms0,2 s1,0 s

20 A10 A

Pouvoir de coupure pour c. a., cos j>0,4 250 V/8,0 A

Pouvoir de coupure pour c. c. avec L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Temps de fonctionnement, sorties statiques <1 ms


ABB 41

Tableau 12. BOM - Données des contacts du module de sorties binaires (étalon deréférence : CEI 61810-2)

Fonction ou quantité Relais de déclenchement etde signalistion

Entrées binaires 24

Tension max. du système 250 V c. a., c. c.

Tension d'essai sur contact ouvert, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

Pouvoir de fermeture sous charge inductive avec L/R>10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

Pouvoir de coupure pour c. a., cos j> 0,4 250 V/8,0 A

Pouvoir de coupure pour c. c. avec L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Facteurs d'influence

Tableau 13. Influence de la température et de l'humidité

Paramètre Valeur de référence Plage nominale Influence

Températureambiante, valeur defonctionnement

+20 °C de -10 °C à +55 °C 0,02% /°C

Humidité relativePlage defonctionnement

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Températured'entreposage

de -40 °C à +70 °C - -


42 ABB

Tableau 14. Influence de la tension d'alimentation auxiliaire c.c. sur les fonctionnalitéspendant l'exploitation

Incidence sur Valeur deréférence

Dans la plagenominale

Influence

Ondulation, sur tensionauxiliaire c. c.Plage de fonctionnement

max. 2%Redressementpleine onde

12% de EL 0,01% /%

Dépendance à la tensionauxiliaire, valeur defonctionnement

± 20% de EL 0,01% /%

Interruption de la tensionauxiliaire c. c.

24-60 V c. c. ±20%90-250 V c. c. ±20%

Intervalled'interruption0–50 ms

Pas de redémarrage

0–∞ s Fonction-nementcorrect hors tension

Temps deredémarrage

<180 s

Tableau 15. Influence de la fréquence (étalon de référence : CEI 60255–6)

Incidence sur Dans la plage nominale Influence

Dépendance à lafréquence, valeur defonctionnement

fr ± 2,5 Hz pour 50 Hz

fr ± 3,0 Hz pour 60 Hz

± 1,0% / Hz

Dépendance auxharmoniques (contenu de20%)

harmonique de rang 2, 3et 5 de fr

± 1.0%


ABB 43

Essais de type conformément aux normes

Tableau 16. Compatibilité électromagnétique

Essai Valeurs d'essai detype

Étalons de référence

1 MHz Salve oscillatoire amortie 2.5 kV IEC 60255-22-1, Classe III

Essai d'immunité à l'ondesinusoïdale amortie

2-4 kV IEC 61000-4-12, Classe IV

Essai de résistance aux surtensions 2,5 kV, oscillatoire4,0 kV, transitoirerapide

ANSI/IEEE C37.90.1

Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte

15 kV Décharge dansl'air8 kV Décharge aupoint de contact8 kV Décharge aupoint de contact

IEC 60255-22-2, Classe IV IEC 61000-4-2, Classe IV

Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte

15 kV Décharge dansl'air8 kV Décharge aupoint de contact8 kV Décharge aupoint de contact

ANSI/IEEE C37.90.1

Perturbation au transitoire rapide 4 kV IEC 60255-22-4,Classe A

Essai d'immunité aux ondes de choc 1-2 kV, 1.2/50 mshaute énergie

IEC 60255-22-5

Essai d'immunité à la fréquence duréseau

150-300 V,50 Hz

IEC 60255-22-7, Classe A

Essai aux champs magnétiques à lafréquence du réseau

1000 A/m, 3 s IEC 61000-4-8, Classe V

Essai au champ magnétiqueoscillatoire amorti

100 A/m IEC 61000-4-10, Classe V

Perturbation au champ magnétiquerayonné

20 V/m, 80-1000 MHz IEC 60255-22-3


20 V/m, 80-2500 MHz EN 61000-4-3


35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2


44 ABB

Tableau 16. Compatibilité électromagnétique, suite


Étalons de référence

Perturbation au champ magnétiqueconduit

10 V, 0.15-80 MHz IEC 60255-22-6

Émission rayonnée 30-1000 MHz CEI 60255-25

Émission conduite 0,15-30 MHz CEI 60255-25

Tableau 17. Isolement


Étalon de référence

Essai diélectrique 2,0 kV c. a., 1 min. CEI 60255-5

Essai à la tension de choc 5 kV, 1,2/50 ms, 0,5 J

Résistance d'isolement >100 MW à 500 V c. c.

Tableau 18. Essais environnementaux

Essai Valeurs d'essai de type Étalon de référence

Essai à froid Essai Ad pendant 16 h à-25°C

CEI 60068-2-1

Essai d'entreposage Essai Ad pendant 16 h à-40°C

CEI 60068-2-1

Essai de chaleur sèche Essai Bd pendant 16 h à+70°C

CEI 60068-2-2

Essai de chaleur humide,état statique

Essai Ca pendant 4 jours à+40 °C avec une humiditéde 93%

CEI 60068-2-78

Essai de chaleur humide,cyclique

Essai Db pendant 6 cyclesde +25 à +55 °C avec unehumidité de 93 à 95% (1cycle = 24 heures)

CEI 60068-2-30

Tableau 19. Conformité CE

Essai Conformément à

Immunité EN 50263

Émissivité EN 50263

Directive basse tension EN 50178


ABB 45

Tableau 20. Essais mécaniques

Essai Valeurs d'essai de type Étalons de référence

Vibration Classe I CEI 60255-21-1

Choc et secousse Classe I CEI 60255-21-2

Sismique Classe I CEI 60255-21-3


Tableau 21. Protection différentielle d'alternateur (PDIF, 87G)

Fonction Plage ou valeur Précision

Rapport de remise à zéro > 95 % -

Limite de courant différentiel sansretenue

(1-50) pu de Ibase ± 2,0 % de la valeur assignée

Sensibilité de base (0,05–1,00) pu deIbase

± 2,0 % de Ir

Seuil du courant inverse (0,02–0,2) pu deIbase

± 1,0 % de Ir

Temps de fonctionnement,fonction avec retenue

25 ms (typique)de 0 à 2 x seuilassigné

-

Temps de remise à zéro, fonctionavec retenue


-

Temps de fonctionnement,fonction sans retenue


-

Temps de remise à zéro, fonctionsans retenue


-

Temps de fonctionnement,fonction inverse sans retenue


-

Temps d'impulsion critique,fonction sans retenue

2 ms (typique) de0 à 5 x seuilassigné

-


46 ABB

Tableau 22. Protection différentielle de transformateur T2WPDIF, T3WPDIF


Caractéristiques defonctionnement

Adaptable ± 2.0% de Ir avec I < Ir± 2.0% de Ir avec I > Ir

Rapport de remise à zéro > 95% -

Limite de courant différentiel sansretenue

(100-5000)% deIbase pour lesenroulementshaute tension

± 2.0% de la valeur assignée

Sensibilité de base (10-60)% de Ibase ± 2.0% de Ir

Blocage par l'harmonique de rangdeux

(5,0-100,0)% decomposantefondamentale

± 2,0% de Ir

Blocage par l'harmonique de rang5

(5,0-100,0)% decomposantefondamentale

± 5,0% de Ir

Type de connexion pour chacundes enroulements

Y-wye ou D-delta -

Déplacement de phase entreenroulements haute tension, W1et chacun des enroulements, w2et w3. Notation horaire

0–11 -

Temps de fonctionnement,fonction avec retenue

25 ms (typique)de 0 à 2 x Id

-

Temps de remise à zéro, fonctionavec retenue

20 ms (typique)de 0 à 2 to 0 x Id

-

Temps de fonctionnement,fonction sans retenue


-

Temps de remise à zéro, fonctionsans retenue


-

Temps d'impulsion critique 2 ms (typique) de0 à 5 x Id

-


ABB 47

Tableau 23. Protection différentielle contre les défauts à la terre, à basse impédanceREFPDIF


Caractéristique defonctionnement

Adaptable ± 2.0% de Irr avec I < Irbase

± 2.0% de I avec I > Irbase

Rapport de remise à zéro >95 % -

Sensibilité de base (4,0-100,0) % de Ibase ± 2.0% de Ir

Caractéristiquedirectionnelle

180 degrés fixe ou de ±60 à ± 90 degrés

± 2,0 degré

Temps de fonctionnement 20 ms (typique) de 0 à 10x Id

-

Temps de remise à zéro 25 ms (typique) de 10 à 0x Id

-

Blocage par l'harmoniquede rang 2

(5,0-100,0) % decomposante fondamentale

± 2.0% de Ir

Tableau 24. Protection différentielle à haute impédance (PDIF, 87)


Tension de fonctionnement (20-400) V ± 1,0 % de Ur avec U < Ur

± 1,0 % de U avec U > Ur

Rapport de remise à zéro >95 % -

Tension maximumpermanente

U>Décl.M.A.T.2/résistance série≤ 200 W

-

Temps de fonctionnement 10 ms (typique) de 0 à 10 x Ud -

Temps de remise à zéro 90 ms (typique) de 10 à 0 x Ud -

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


48 ABB


Tableau 25. Protection de distance multichaîne non commutée, caractéristique mho(PDIS, 21)


Nombre de zones avecdirections à sélectionner

3 avec direction àsélectionner

-

Courant defonctionnement minimum

(10–30) % de IBase

Impédance directe,boucle phase–terre

(0.005–3000.000) W/phase

± 2,0 % précision statiqueConditions :Plage nominale : (0.1-1.1) x Ur

Plage de courant : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degrés et 85 degrés

Angle d'impédance direct,boucle phase–terre

(10–90) degrés

Portée amont, bouclephase–terre (amplitude)

(0.005–3000.000) Ω/phase

Portée d'impédance pouréléments phase–phase

(0,005–3000,000) Ω/phase

Angle pour d'impédancedirecte, éléments phase–phase

(10–90) degrés

Portée amont de laboucle phase–phase

(0,005–3000,000) Ω/phase

Amplitude du facteur deterre KN

(0,00–3,00)

Angle du facteur de terreKN

(-180–180) degrés

Dépassement dynamique <5 % à 85 degrésmesurée avec CVT et0,5<SIR<30

-

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

Temps de fonctionnement 15 ms (typique avecsorties statiques)

-

Rapport de remise à zéro 105 % (typique) -

Temps de remise à zéro 30 ms (typique) -


ABB 49

Tableau 26. Protection contre les glissements de pôle (PPAM, 78)


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 etde déclenchement

(0,0–180,0) degrés ± 5,0 degrés

Compteur dedéclenchement pour zone1 et pour zone 2

(1-20) -

Tableau 27. Perte d'excitation (PDIS, 40)


Décalage X du pointsupérieur de mho

(–1000,00–1000,00) % deZbase

± 2,0 % de Ur/Ir

Diamètre du cercle mho (0,00–3000,00) % de Zbase ± 2,0 % de Ur/Ir

Temporisations (0,00–6000,00) s ± 0,5% ± 10 ms


Tableau 28. Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC


Courant defonctionnement

(1-2500)% de lBase ± 1,0% de Ir à I £ Ir± 1,0% de I à I > Ir


Temps de fonctionnement 25 ms (typique) de 0 à 2 x Iset -

Temps de remise à zéro 25 ms (typique) de 2 à 0 x Iassigné -

Temps d'impulsioncritique

10 ms (typique) de 0 à 2 x Iassigné -

Temps de fonctionnement 10 ms (typique) de 0 à 10 x Iassigné -

Temps de remise à zéro 35 ms (typique) de 10 à 0 x Iset -


2 ms (typique) de 0 à 10 x Iset -

Dépassement dynamique < 5% à t = 100 ms -


50 ABB

Tableau 29. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC

Fonction Plage de réglage Précision


(1-2500)% de lBase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir


Courant defonctionnement min.

(1-100) % de lbase ± 1,0 % de Ir

Angle caractéristique durelais (RCA)

(-70.0– -50.0) degrés ± 2,0 degrés

Angle aval maximum (40,0–70,0) degrés ± 2,0 degrés

Angle aval minimum (75,0–90,0) degrés ± 2,0 degrés

Blocage par l'harmoniquede rang deux

(5–100) % de composantefondamentale

± 2,0 % de Ir

Temporisationindépendante

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps defonctionnement minimum

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 83et tableau 84

19 types de courbe Voir tableau 83 ettableau 84

Temps defonctionnement, fonctionde démarrage mise autravail


Temps de remise à zéro,fonction de démarragemise au travail




Marge de duréed'impulsion

15 ms (typique) -


ABB 51

Tableau 30. Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC



(1-2500) % de lbase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir


Temps de fonctionnement 25 ms (typique) de 0 à 2 x Iset -




Temps de fonctionnement 10 ms (typique) de 0 à 10 x Iassigné -




Dépassement dynamique < 5 % avec t = 100 ms -


52 ABB

Tableau 31. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils EF4PTOC



(1-2500) % de lbase ± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0% de I avec I > Ir


Courant defonctionnement pourcomparaisondirectionnelle

(1–100) % de lbase ± 1,0 % de Ir


Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 83 ettableau 84


Fonctionnement deretenue de l'harmoniquede rang deux

(5–100) % de composantefondamentale

± 2,0 % de Ir

Angle caractéristique durelais

(de -180 à 180) degrés ± 2,0 degrés

Tension de polarisationminimum

(1–100) % de Ubase ± 0,5 % de Ur

Courant de polarisationminimum

(1-30)% de IBase ±0.25% de Ir

RNS, XNS (0,50–3000,00) W/phase -

Temps defonctionnement, fonctionde démarrage


Temps de remise à zéro,fonction de démarrage




Marge de duréed'impulsion

15 ms (typique) -


ABB 53

Tableau 32. Protection directionnelle sensible et à maximum de courant résiduel etprotection de puissance SDEPSDE


Niveau defonctionnement pourpuissance résiduelledirectionnelle 3I0 cosj

(0,25-200,00) % de lbase

Avec un réglage bas :(2,5-10) mA(10-50) mA

± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA

Niveau defonctionnement pourpuissance résiduelledirectionnelle 3I03U0cosj

(0,25-200,00) % de Sbase

Avec un réglage bas :(0,25-5,00) % de Sbase

± 1,0 % de Sr avec S £ Sr

± 1,0 % de S avec S > Sr

± 10 % de la valeurassignée

Niveau defonctionnement poursurintensité résiduelle 3I0et j

(0,25-200,00) % de Ibase


± 1,0 % de Ir avec £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA

Niveau defonctionnement poursurintensité nondirectionnelle

(1,00-400,00) % de Ibase

Avec un réglage bas :(10-50) mA

± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir ± 1,0 mA

Niveau defonctionnement poursurtension résiduelle nondirectionnelle

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


Courant résiduel deretour pour tous lesmodes directionnels

(0,25-200,00) % de Ibase


± 1,0 % de Ir avec I £ Ir± 1,0 % de I avec I > Ir ±1.0 mA± 0.5 mA

Tension résiduelle deretour pour tous lesmodes directionnels

(0.01-200.00)% de UBase ± 0,5 % de Ur avec U£Ur

± 0,5 % de U avec > Ur



Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 83 ettableau 84



54 ABB

Tableau 32. Protection directionnelle sensible et à maximum de courant résiduel etprotection de puissance SDEPSDE, suite


Angle caractéristique durelais RCA

(de -179 à 180) degrés ± 2,0 degrés

Angle d'ouverture durelais ROA

(0-90) degrés ± 2,0 degrés

Temps defonctionnement,surintensité résiduellenon directionnelle

60 ms (typique) de 0 à à 2 ·Iset -

Temps de remise à zéro,surintensité résiduellenon directionnelle

60 ms (typique) de 2 à 2 à 0 ·Iset -

Temps defonctionnement, fonctionde démarrage mise autravail

150 ms (typique) de 0 à 2 ·Iset -

Temps de remise à zéro,fonction de démarragemise au travail

50 ms (typique) de 2 à 0 ·Iset -


ABB 55

Tableau 33. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de tempsTRPTTR


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

Temps defonctionnement :

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 FR (Équation 1)

I = Imesuré

Ip = courant de charge

avant que la surcharge nese produise

Constante de temps τ = (1–500) minutes

CEI 60255–8, classe 5 + 200 ms

Seuil d'alarme 1 et 2 (50–99)% de la valeur dedéclenchement de laconstante thermique

± 2,0% du déclenchement de laconstante thermique


(50–250)% de Ibase ± 1,0% de Ir

Remise à zérotempérature de niveau

(10–95)% dudéclenchement de laconstante thermique

± 2,0% du déclenchement de laconstante thermique


56 ABB

Tableau 34. Protection contre les défaillances du disjoncteur CCRBRF


Courant de phase defonctionnement


Rapport de remise à zéro,courant de phase

> 95 % -

Courant résiduel defonctionnement


Rapport de remise à zéro,courant résiduel

> 95 % -

Seuil de courant de phasepour blocage de la fonctionde contact




Temps de fonctionnementpour détection de courant

10 ms ms (typique) -

Temps de remise à zéro pourdétection de courant

15 ms maximum -

Tableau 35. Protection contre la discordance de pôles CCRPLD



(0–100)% de IBase ± 1.0% de Ir

Temporisation (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tableau 36. Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP


Niveau de puissance (0,0–500,0) % de Sbase


(2,0-10) % de Sbase

± 1,0 % de Sr avec S < Sr


< ±50 % de la valeur assignée< ± 20 % de la valeur assignée

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



ABB 57

Tableau 37. Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP


Niveau de puissance (0,0–500,0) % de Sbase


(2,0-10) % de Sbase

± 1,0 % de Sr avec S < Sr


< ± 50 % de la valeur assignée< ± 20 % de la valeur assignée

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



Tableau 38. Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV


Tension de fonctionnement,seuils bas et haut

(1–100)% de Ubase ± 1.0% of Ur

Hystérèse absolue (0–100)% de Ubase ± 1,0% de Ur

Niveau de blocage interne,seuils bas et haut

(1–100)% de Ubase ± 1,0% de Ur

Caractéristiques à tempsinverse pour seuils bas ethaut, voir tableau 85

- Voir tableau 85

Temporisations à tempsindépendant

(0,000-60,000) s ± 0,5% ±10 ms

Temps de fonctionnementminimum, caractéristiques àtemps inverse

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Temps de fonctionnement,fonction de démarrage

25 ms (typique) de 2 à 0 x Uset -



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

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


58 ABB

Tableau 39. Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV

Fonction Plage et valeur Précision


(1-200) % de Ubase ± 1.0% de Ur avec U < Ur

± 1.0% de U avec U > Ur

Hystérèse absolue (0–100) % de Ubase ± 1,0 % de Ur avec U < Ur



- Voir tableau 86

Temporisations à tempsindépendant

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnementminimum, caractéristiques àtemps inverse

(0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms




25 ms (typique) de 2 à 0 x Uassigné -




ABB 59

Tableau 40. Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV



(1-200) % de Ubase ± 1.0% de Ur avec U < Ur

± 1.0% de U avec U > Ur

Hystérèse absolue (0–100) % de Ubase ± 1,0 % de Ur avec U < Ur

± 1,0% de U avec U > Ur


- Voir tableau 87

Réglage du retardindépendant

(0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnementminimum

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms




25 ms (typique)t de 2 de 0 xUassigné

-




60 ABB

Tableau 41. Protection contre la surexcitation OEXPVPH


Valeur defonctionnement, mise autravail

(100–180) % de (Ubase/fassigné) ± 1,0 % de U

Valeur defonctionnement, alarme

(50–120) % du seuil dedémarrage

± 1,0 % de Ur avec U ≤ Ur


Valeur defonctionnement, seuilsupérieur

(100–200) % de (Ubase/fassigné) ± 1,0% de U

Type de courbe IEEE ou défini par le client

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-EQUATION1319 V1 FR (Équation 2)

avec M = relative (V/Hz) = (E/f)/(Ur/fr)

Classe 5 + 40 ms

Temporisation minimumpour fonction inverse

(0,000–60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Temporisation maximumpour fonction inverse

(0,00–9000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temporisation d'alarme (0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tableau 42. Protection différentielle de tension (PTOV)


Différence de tensionpour alarme etdéclenchement

(0,0–100,0) % de Ubase ± 0,5 % de Ur

Seuil à minimum detension

(0,0–100,0) % de Ubase ± 0,5 % de Ur

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


ABB 61

Tableau 43. Protection du stator contre les défauts à la terre protection à 100% (PHIZ,59THD)


Seuil UN à la fréquencefondamentale (protectionterre-stator à 95%)

(1,0–50,0) % de Ubase ± 0,5 % de Ur

Seuil différentiel del'harmonique de rang 3

(0,5–10,0) % de Ubase ± 0,5 % de Ur

Seuil de blocagedifférentiel del'harmonique de rang 3

(0,1–10,0) % de Ubase ± 0,5 % de Ur

Temporisations (0,020–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Caractéristique du filtre :fondamentalharmonique de rang trois

Rejet de l'harmonique derang trois par 1–40Rejet de l'harmoniquefondamental par 1–40

-

Tableau 44. Protection contre les défauts de terre du rotor (PHIZ, 59THD) basée sur laprotection générale de courant et de tension (GAPC) et (RXTTE4)


Surtension d'excitationmaximum admissible

1 200 V c. c. -

Tension d'alimentation de120 ou 230 V

50 / 60 Hz -

Valeur de fonctionnementde la résistance de défautà la terre

Approx. 1–20 kΩ -

Influence desharmoniques sur latension d'excitation c. c.

Influence négligeable de50 V, 150 Hz ou 50 V,300 Hz

-

Capacitance de fuiteadmissible

(1–5) μF

Résistance de mise à laterre de l'arbre admissible

Maximum 200 Ω -

Résistance de protection 220 Ω, 100 W, plaque 135x 160 mm

-


62 ABB


Tableau 45. Protection à minimum de fréquence SAPTUF


Valeur de fonctionnement, fonction dedémarrage

(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Temps de fonctionnement, fonction dedémarrage

100 ms (typique) -

Temps de remise à zéro, fonction dedémarrage

100 ms (typique) -

Temps de fonctionnement, fonction àretard indépendant

(0,000-60,000)s ± 0,5% + 10 ms

Temps de remise à zéro, fonction àretard indépendant

(0,000-60,000)s ± 0,5% + 10 ms

Temporisation en fonction de la tension

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 FR (Équation 3)

U=Umesuré

Réglages :UNom=(50-150)% deUbase

UMin=(50-150)% de Ubase

Exposant=0,0-5,0tMax=(0,000-60,000)stMin=(0,000-60,000)s

Classe 5 + 200 ms

Tableau 46. Protection à maximum de fréquence SAPTOF


Valeur de fonctionnement, fonctionde démarrage

(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Temps de fonctionnement, fonctionde démarrage mise au travail

100 ms (typique) -

Temps de remise à zéro, fonctionde démarrage mise au travail

100 ms (typique) 100 ms (typique) -

Temps de fonctionnement, fonctionà retard indépendant

(0,000-60,000)s ± 0,5% + 10 ms

Temps de remise à zéro, fonction àretard indépendant

(0,000-60,000)s ± 0,5% + 10 ms


ABB 63

Tableau 47. Protection à gradient de fréquence SAPFRC


Valeur de fonctionnement, fonctionde démarrage

(-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Valeur de fonctionnement, niveaude blocage interne

(0-100)% de Ubase ± 1,0% de Ur

Temps de fonctionnement, fonctionde démarrage

100 ms (typique) -


64 ABB

Protection multi-objets

Tableau 48. Protection générale de courant et de tension (GAPC)


Entrée de courant de mesure phase1, phase2, phase3,PosSeq, NegSeq, 3*ZeroSeq,MaxPh, MinPh, UnbalancePh,phase1-phase2, phase2-phase3,phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Courant de base (1 - 99999) A -

Entrée de tension de mesure phase1, phase2, phase3,PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq,MaxPh, MinPh, UnbalancePh,phase1-phase2, phase2-phase3,phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Tension de base (0,05 - 2000,00) kV -

Surintensité de démarrage,seuils 1 et 2

(2 - 5000) % de Ibase ± 1,0 % de Ir avec I<Ir± 1,0 % de I avec I>Ir

Sous-intensité de démarrage,seuils 1 seuil 2

(2 - 150) % de Ibase ± 1,0 % de Ir avec I<Ir± 1,0 % de I pour I>Ir

Temporisation à retardindépendant

(0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnementdémarrage


Temps de remise à zérodémarrage


Temps de fonctionnement dedémarrage





ABB 65

Tableau 48. Protection générale de courant et de tension (GAPC), suite


Voir tableau 83 et tableau 84 Plages de paramètres pour lescaractéristiques no 17 définiespar le client :k : 0.05 - 999.00A : 0.0000 - 999.0000B : 0.0000 - 99.0000C : 0.0000 - 1.0000P : 0.0001 - 10.0000PR : 0.005 - 3.000TR : 0.005 - 600.000CR : 0.1 - 10.0

Voir tableau 83 et tableau84

Seuil de tension lorsque lamémoire de tension prend lerelais

(0,0 - 5,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur

Surtension de démarrage,seuils 1 et 2

(2,0 - 200,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur avec U<Ur

± 1,0 % de U avec U>Ur

Sous-tension de démarrage,seuils 1 et 2

(2,0 - 150,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur pour U<Ur


Temps de fonctionnement,démarrage


Temps de remise à zéro,démarrage


Temps de fonctionnement,démarrage




Limite de haute et bassetension avec, fonctionnementen fonction de la tension

(1,0 - 200,0) % de Ubase ± 1,0 % of Ur avec U<Ur


Fonction directionnelle Réglable : NonDir, sens aval etsans amont

-

Angle caractéristique du relais (de -180 à +180) degrés ± 2,0 degrés

Angle de fonctionnement durelais

(de 1 à 90) degrés ± 2,0 degrés

Rapport de remise à zéro,maximum de courant

> 95 % -

Rapport de remise à zéro,minimum de courant

< 105 % -


66 ABB

Tableau 48. Protection générale de courant et de tension (GAPC), suite


Rapport de remise à zéro,maximum de tension

> 95 % -

Rapport de remise à zéro,minimum de tension

< 105 % -

Maximum de courant :

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


Minimum de courant :

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


Maximum de tension :



Minimum de courant :




Tableau 49. Surveillance du circuit de courant CCSRDIF



(5-200) % de Ir ± 10,0 % de Ir avec I £ Ir± 10,0 % de I avec I > Ir

Courant de blocage (5-500) % de Ir ± 5,0 % de Ir avec I £ Ir± 5,0 % de I avec I > Ir


ABB 67

Tableau 50. Fonction fusible SDDRFUF


Tension de fonctionnement,composante homopolaire

(1-100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Courant de fonctionnement,composante homopolaire

(1–100)% de Ibase ± 1,0% de Ir

Tension de fonctionnement,composante inverse

(1–100)% de Ubase ± 1.0% de Ur

Courant de fonctionnement,composante inverse

(1–100)% de Ibase ± 1,0% de Ir

Seuil de variation de tension defonctionnement

(1–100)% de Ubase ± 5,0% de Ur

Seuil de variation de courant defonctionnement

(1–100)% de Ibase ± 5,0% de Ir


68 ABB

Contrôle-commande

Tableau 51. Synchronisation, synchrocheck et contrôle de mise sous tension SESRSYN


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

Rapport de tension, Ujeu de barre/

Uligne

(0,20-5,00) % de Ubase -

Limite supérieure de tension pourle synchrocheck

(50,0-120,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur avec U ≤ Ur

± 1,0 % de U avec U >Ur

Rapport de remise à zéro,synchrocheck

> 95 % -

Limite de différence de fréquenceentre le jeu de barre et la ligne

(0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Limite de différence d'angle entre lejeu de barre et la ligne

(5,0-90,0) degrés ± 2,0 degrés

Limite de différence de tensionentre le jeu de barre et la ligne

(2,0-50,0) % de Ubase ± 1.0% de Ur

Sortie de temporisation pour lesynchrocheck

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Limite supérieure de tension pourle contrôle de la mise sous tension

(50,0-120,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur at U ≤ Ur


Rapport de remise à zéro, limitesupérieure de tension

> 95 % -

Limite inférieure de tension pour lecontrôle de la mise sous tension

(10,0-80,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur

Rapport de remise à zéro, limiteinférieure de tension

< 105 % -

Tension maximum pour la misesous tension

(80,0-140,0) % de Ubase ± 1,0 % de Ur avec U ≤ Ur


Temporisation pour le contrôle dela mise sous tension

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnement pour lafonction synchrocheck

160 ms (typique) -

Temps de fonctionnement pour lafonction de mise sous tension

80 ms (typique) -


ABB 69

Logique

Tableau 52. Logique de déclenchement SMPPTRC

Fonction Plage de valeur Précision

Action de déclenchement 3-ph, 1/3-ph, 1/2/3-ph -

Longueur minimum del'impulsion dedéclenchement

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms


Tableau 53. Blocs logiques configurables

Bloc logique Quantité avec tauxd'actualisation

Plage ou valeur Précision

rapide moyenne normale

LogicAND 60 60 160 - -

LogicOR 60 60 160 - -

LogicXOR 10 10 20 - -

LogicInverter 30 30 80 - -

LogicSRMemory 10 10 20 - -

LogicGate 10 10 20 - -

LogicTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms


70 ABB

Surveillance

Tableau 54. Mesures CVMMXN


Fréquence (0,95-1,05) × fr ± 2,0 mHz

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 Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir

± 1,0 % de Sr avec S ≤ Sr


Puissance réactive, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir



Puissance apparente, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir



Facteur de puissance, cos

(φ)

0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir

± 0,02

Tableau 55. Surveillance des signaux d'entrée mA (MVGGIO)


Fonction de mesure mA ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0,1 % de la valeur réglée ± 0,005 mA

Courant max. duconvertisseur versl'entrée

(de -20,00 à +20,00) mA

Courant min. duconvertisseur versl'entrée

(de -20,00 à +20,00) mA

Seuil d'alarme pourl'entrée

(de -20,00 à +20,00) mA

Seuil d'alerte pourl'entrée

(de -20,00 à +20,00) mA

Hystérèse d'alarmepour l'entrée

(0,0-20,0) mA


ABB 71

Tableau 56. Compteur d'événements CNTGGIO


Valeur de comptage 0-10000 -

Vitesse de comptage max. 10 impulsions/s -

Tableau 57. Rapport de perturbation DRPRDRE


Délai pré-défaut (0,05–0,30) s -

Délai post-défaut (0,1–5,0) s -

Limite de temps (0,5–6,0) s -

Nombre maximum d'enregistrements 100 -

Résolution d'horodatage 1 ms Voir tableau 79

Nombre maximum d'entrées analogiques 30 + 10 (externe + dérivéau niveau interne)

-

Nombre maximum d'entrées binaires 96 -

Nombre maximum de phaseurs parenregistrement dans l'enregistreur desvaleurs de déclenchement

30 -

Nombre maximum d'indications dans unrapport de perturbation

96 -

Nombre maximum d'événements parenregistrement dans l'enregistreurd'événements

150 -

Nombre maximum d'événements dans laliste d'événements

1000, premier entré -premier sorti

-

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

340 secondes (100enregistrements) à 50 Hz,280 secondes (80enregistrements) à 60 Hz

-

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

-

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


72 ABB

Tableau 58. Liste d'événements

Fonction Valeur

Capacité de lamémoire tampon

Nombre maximum d'événementsdans cette liste

1000

Résolution 1 ms

Précision En fonction de lasynchronisation de l'horloge

Tableau 59. Indications

Fonction Valeur


Nombre maximum d'indications présentéespour une seule perturbation

96

Nombre maximum de perturbationsenregistrées

100

Tableau 60. Enregistreur d'événements

Fonction Valeur


Nombre maximum d'événements dans le rapportde perturbation

150

Nombre maximum de rapports de perturbation 100

Résolution 1 ms

Précision En fonction dela synchroni-sation del'horloge

Tableau 61. Enregistreur des valeurs de déclenchement

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 30

Nombre maximum de rapports de perturbation 100


ABB 73

Tableau 62. Perturbographe

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 40

Nombre maximum d'entrées binaires 96

Nombre maximum de rapports deperturbation

100

Durée d'enregistrement totale maximum (duréed'enregistrement de 3,4 s et nombre maximum de canaux,valeur habituelle)

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

Comptage

Tableau 63. Compteur d'impulsions PCGGIO

Fonction Plage de réglage Précision

Fréquence d'entrée Voir module des entrées binaires(BIM)

-

Temps de cycle pourrapport de valeur decomptage

(0–3600) s -

Tableau 64. Mesures d'énergie ETPMMTR


Mesures d'énergie kWh Export / Import,kvarh Export / Import

Entrée de la MMXU. Pas d'erreursupplémentaire à charge constante


Tableau 65. Protocole de communication CEI 61850-8-1

Fonction Valeur

Protocole CEI 61850-8-1

Vitesse de communication pour les IED 100BASE-FX

Tableau 66. Protocole de communication LON

Fonction Valeur

Protocole LON

Vitesse de communication 1,25 Mbit/s


74 ABB

Tableau 67. Protocole de communication SPA

Fonction Valeur

Protocole SPA

Vitesse de communication 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 ou 38400 Bd

Numéro d'esclave 1 à 899

Tableau 68. Protocole de communication CEI 60870-5-103

Fonction Valeur

Protocole CEI 60870-5-103

Vitesse de communication 9600, 19200 Bd

Tableau 69. SLM – Port LON

Quantité Plage ou valeur

Connecteur optique Fibre de verre : type STFibre plastique : type HFBR à encliqueter

Fibre, atténuationoptique

Fibre de verre : 11 dB (1000 m habituellement *)Fibre plastique : 7 dB (10 m habituellement *)

Diamètre de fibre Fibre de verre : 62.5/125 mmFibre plastique : 1 mm

*) en fonction du calcul de l'atténuation optique

Tableau 70. SLM – Port SPA/CEI 60870-5-103


Connecteur optique Fibre de verre : type STFibre plastique : type HFBR à encliqueter

Fibre, atténuationoptique

Fibre de verre : 11 dB (3000ft/1000 m habituellement *)Fibre plastique : 7 dB (80ft/25 m habituellement *)

Diamètre de fibre Fibre de verre : 62.5/125 mmFibre plastique : 1 mm

*) en fonction du calcul de l'atténuation optique

Tableau 71. Module galvanique de communication RS485


Vitesse de communication 2400–19200 bauds

Connecteurs externes Connecteur hexapolaire RS-485Connecteur bipolaire à masse molle


ABB 75


Tableau 72. Module de communication des données de ligne (LDCM)

Caractéristiques Plage ou valeur

Type de LDCM Courteportée (SR)

Moyenneportée (MR)

Longue portée (LR)

Type de fibre Multimodale àgradientd'indice62,5/125 mmou 50/125 mm

Monomodale8/125 mm

Monomodale 8/125 mm

Longueur d'onde 820 nm 1310 nm 1550 nm

Atténuation optiqueMultimodale à gradientd'indice 62,5/125 mm, Multimodale à gradientd'indice 50/125 mm

11 dB(distancehabituelled'environ 3km *)7 dB (distancehabituelled'environ 2km *)

20 dB (distancehabituelle 80 km*)

26 dB (distance habituelle120 km *)

Connecteur optique Type ST Type FC/PC Type FC/PC

Protocole C37.94 C37.94 mise enœuvre **)

C37.94 mise en œuvre **)

Transmission de données Synchrone Synchrone Synchrone

Vitesse de transmission /débit

2 Mb/s / 64kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

Horloge Interne ouderivée dusignal reçu

Interne ouderivée dusignal reçu

Interne ou derivée dusignal reçu

*) en fonction de du calcul de l'atténuation optique**) C37.94 originalement seulement défini pour le multimode; avec les mêmes en-tête,configuration et format de données que C37.94

Description du matériel


76 ABB

IED

Tableau 73. Boîtier

Matériel Tôle d'acier

Plaque frontale Profilé en tôle d'acier avec découpe pour l'IHM

Traitement desurface

Acier Aluzink pré-conditionné

Finition Gris clair (RAL 7035)

Tableau 74. Classe de protection contre l'eau et la poussière selon la norme CEI 60529

Avant IP40 (IP54 avec bande d'étanchéité)

Arrière, côtés, hautet bas

IP20

Tableau 75. Masse

Taille du boîtier Masse

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Système de connexion

Tableau 76. Connecteurs de circuit TC et TP

Type de connecteur Tension et courantnominaux

Surface maximum duconducteur

Borniers de type traversée 250 V c. a., 20 A 4 mm2

Borniers adaptés pour les bornes àcosse annulaire

250 V c. a., 20 A 4 mm2

Tableau 77. Système de connexion d'entrées / sorties binaires

Type de connecteur Tension nominale Surface maximum duconducteur

Type à serrage vissé 250 V c. a. 2,5 mm2

2 × 1 mm2

Borniers adaptés pour les bornes àcosse annulaire

300 V c. a. 3 mm2


ABB 77

Fonctions de base de l'IED

Tableau 78. Autosurveillance avec liste d'événements internes

Données Valeur

Type d'enregistrement Continu, commandé par l'événement

Taille de la liste 1000 événements, premier entré - premier sorti

Tableau 79. Synchronisation de l'heure, le marquage de temps

Fonction Valeur

Temps de résolution de marquage, d'événements et del'échantillon des valeurs de mesure

1 ms

Erreur d'étiquetage avec la synchronisation une fois / min(synchronisation d'impulsion minute), les événements et lesvaleurs de mesure échantillonnées

± 1.0 ms typiquement

Erreur d'étiquetage avec synchronisation SNTP, valeurs de mesureéchantillonnées

± 1.0 ms typiquement

Tableau 80. Module de synchronisation GPS (GSM)


Récepteur – ±1 µs relatif UTC

Temps par rapport à la référencetemporelle fiable avec antenne dans lanouvelle position ou après une perte depuissance d'une durée supérieure à 1 mois

<30 minutes –

Temps par rapport à la référencetemporelle fiable après une perte depuissance d'une durée supérieure à 48heures

<15 minutes –

Temps par rapport à la référencetemporelle fiable après une perte depuissance d'une durée supérieure à 48heures

<5 minutes –


78 ABB

Tableau 81. GPS – Antenne et câble

Fonction Valeur

Atténuation max. du câble de l'antenne 26 db à 1,6 GHz

Impédance du câble de l'antenne 50 ohm

Protection contre la foudre Doit être fournie de manièreexterne

Connecteur du câble de l'antenne SMA côté récepteurTNC côté antenne

Tableau 82. IRIG-B

Quantité Valeur nominale

Nombre de canaux IRIG-B 1

Nombre de canaux PPS 1

Connecteur électrique IRIG-B BNC

Connecteur optique PPS Type ST

Type de fibre 62,5/125 μm fibre multimode


ABB 79

Caractéristique inverse

Tableau 83. Caractéristiques à temps inverse ANSI


Caractéristique defonctionnement :

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 FR (Équation 4)

Caractéristique de remise à zéro :

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imesuré/Iassigné

k = 0,05-999 par échelons de 0,01,sauf indication contraire

-

ANSI Extrêmement inverse no 1 A=28.2, B=0.1217, P=2.0, tr=29.1 ANSI/IEEE C37.112,classe 5 + 30 ms

ANSI Très inverse no 2 A=19.61, B=0.491, P=2.0, tr=21.6

ANSI Normalement inverse no 3 A=0.0086, B=0.0185, P=0.02, tr=0.46

ANSI Modérément inverse no 4 A=0.0515, B=0.1140, P=0.02, tr=4.85

ANSI Extrêmement inverse àlong terme no 6

A=64.07, B=0.250, P=2.0, tr=30

ANSI Très inverse à long termeno 7

A=28.55, B=0.712, P=2.0, tr=13.46

ANSI Inverse à long terme no 8 k=(0,01-1,20) par échelons de 0,01A=0,086 ; B=0,185 ; P=0,02 ; tr=4,6


80 ABB

Tableau 84. Caractéristiques à temps inverse IEC


Caractéristique defonctionnement :

( )1= ×

-


P

At k

I



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

Temporisation de la remise àzéro, temps inverse CEI

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

CEI Normalement inverse no 9 A=0,14 ; P=0,02 IEC 60255-3, classe5 + 40 ms

CEI Très inverse no 10 A=13,5 ; P=1,0

CEI Inverse no 11 A=0,14 ; P=0,02

CEI Extrêmement inverse no 12 A=80,0 ; P=2,0

CEI Temporairement inverse no13

A=0.05, P=0.04

CEI Inverse à long terme no 14 A=120, P=1.0


ABB 81

Tableau 84. Caractéristiques à temps inverse IEC, suite


Caractéristique définie par leclient no 17Caractéristique defonctionnement :

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Caractéristique de remise à zéro :

( )= ×

-PR

TRt k

I CR



k=0,5-999 par échelons de 0.1A=(0,005-200,000) par échelons de0,001B=(0,00-20,00) par échelons de 0,01C=(0,1-10,0) par échelons de 0,1P=(0,005-3,000) par échelons de0,001TR=(0,005-100,000) par échelonsde 0,001CR=(0,1-10,0) par échelons de 0,1PR=(0,005-3,000) par échelons de0,001

CEI 60255, classe 5+ 40 ms

Caractéristique inverse RI no 18

1

0.2360.339

= ×

-

t k

I



k=(0,05-999) par échelons de 0,01 CEI 60255-3, classe5 + 40 ms

Caractéristique inverselogarithmique no 19

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



k=(0.05-1.10) par échelons de 0,01 IEC 60255-3, classe5 + 40 ms


82 ABB

Tableau 85. Caractéristiques à temps inverse pour protection à minimum de tension àdeux seuils (PUVM, 27)


Courbe de type A :

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uassigné

U = UVmesuré

k = (0,05-1,10) par échelonsde 0,01

Classe 5 +40 ms

Courbe de type B :

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uassigné

U = Umesuré


Courbe programmable :

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Uassigné

U = Umesuré

k = (0,05-1,10) par échelonsde 0,01A = (0,005-200,000) paréchelons de 0,001B = (0,50-100,00) paréchelons de 0,01C = (0,0-1,0) par échelons de0,1D = (0,000-60,000) paréchelons de 0,001P = (0,000-3,000) paréchelons de 0,001


ABB 83

Tableau 86. Caractéristiques à temps inverse pour protection à maximum de tension àdeux seuils (POVM, 59)


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uassigné

U = Umesuré


Classe 5 +40 ms

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U




×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0.05-1.10) par échelonsde 0,01A = (0,005-200,000) paréchelons de 0,001B = (0,50-100,00) paréchelons de 0,01C = (0.0-1,0) par échelons de0,1D = (0,000-60,000) paréchelons de 0,001P = (0,000-3,000) paréchelons de 0,001


84 ABB

Tableau 87. Caractéristiques à temps inverse pour protection à maximum de tension àdeux seuils (POVM, 59N)


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uassigné

U = Umesuré

k = (0,05-1,10) paréchelons de 0,01

Classe 5 +40 ms

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U




×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) paréchelons de 0,01A = (0,005-200,000)par échelons de0,001B = (0,50-100,00)par échelons de 0,01C = (0,0-1,0) paréchelons de 0,1D = (0,000-60,000)par échelons de0,001P = (0,000-3,000)par échelons de0,001


ABB 85

Accessoires

Antenne GPS et accessoires de montage

Antenne GPS, y compris kits de

montage

Qté :

RUTAKVADRAT V1 EN

1MRK 001 640-AA

Câble pour antenne, 20 m Qté :

RUTAKVADRAT V1 EN

1MRK 001 665-AA


RUTAKVADRAT V1 EN

1MRK 001 665-BA

Convertisseur d'interface (pour communication à distance)

Convertisseur externe d'interface du C37.94 au G703, avec

accessoires de montage pour châssis 1U 19”

Qté : 1 2 1MRK 002 245-AA

Convertisseur externe d'interface du C37.94 au G703.E1 Qté : 1 2 1MRK 002 245-BA

Interrupteur d'essai

Le système d'essai COMBITEST prévu pour

être utilisé avec les produits IED 670 est

décrit dans les documentations 1MRK 512 001-

BEN et 1MRK 001024-CA. Pour plus

d'informations, consulter le site Web :

www.abb.com/substationautomation et les

rubriques ABB Product Guide > High Voltage

Products > Protection and Control > Modular

Relay > Test Equipment. Pour plus

d'informations concernant les commutateurs

FT, consulter le site Web :

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) for detailed information.

Nos produits ont des applications si flexibles

et les possibilités d'applications sont si vastes

que le choix de l'interrupteur d'essai dépend

de chaque application spécifique.

Sélectionner l'interrupteur d'essai en fonction

des configurations de contacts disponibles,

illustrés dans la documentation de référence.

Les variantes suivantes sont néanmoins

proposées :

Transformateur à deux enroulements avec

neutre interne dans les circuits de courant.

Deux interrupteurs d'essai peuvent être

utilisés dans les applications avec

transformateurs à trois enroulements dans

des configurations à un seul disjoncteur ou à

plusieurs disjoncteurs par départ (numéro de

commande RK926 215-BD)


neutre externe dans les circuits de courant.






commande RK926 215-BH).

Commande Protection d'alternateur REG670GuidesLire attentivement et suivre l’ensemble des règles pour assurer une gestion de la commande sans problème. Veuillez vous référer à la matrice de fonctions pour les fonctions du logiciel comprises données dans chaque emballage d’option du logiciel. Veuillez observer que la longueur des caractères de la section des options du logiciel varie selon les options comprises. Entrez les codes d’options dans les espaces gris pour remplir le numéro de la commande. Pour obtenir un code de commande complet, veuillez combiner le code de la feuille 1 et de la feuille 2, comme illustré dans l’exemple suivant : 1 BIM et 1 BOM sont de base. Ordre entrée/sortie comme requis.

Feuille 1 Feuille 2REG 670* - - - - - - -

LOGICIEL Remarques et règlesNuméro de la version

Version nº 1.1Autres configurations

Gen diff + backup 12 AI A20Gen diff + backup 24 AI B30Protection de transformateur bloc et gen 24 AI

C30

Configuration CAPConfiguration standard ABB X00Configuration définie utilisateur Y00

Options du logiciel Tous les champs du formulaire de commande doivent être remplie dansAucun option X00

Protection par défaut à la terre restreint, faible impédance

A01 Remarques : A01 uniquement pour B30

Protection élevée de différentiels d’impédance, 3 blocs A02 Remarques : A02 uniquement pour A20Protection de différentiels de transformateur, 2 bobin-ages

A11 Remarques : A11 uniquement pour A20

Protection de différentiels de transformateur, 2 et 3 bobin-ages

A13 Remarques : A13 uniquement pour B30

Détection glissement de pôle B21Protection d'énergie et de surintensité résiduelle directionnelle sensible

C16

100% Stateur E/F 3ème harmonique D21 Remarques : D21 uniquement pour A20Contrôle dispositif 30 objets H09Première langue HMI

Langue HMI, Anglais IEC B1Langue HMI, Anglais US B2

Langue HMI supplémentairePas de deuxième langue HMI

X0

Allemand A1Russe A2Français A3Espagnol A4Italien A5Polonais A6Hongrois A7Tchèque A8Suédois A9

EmballageCaisse 1/2 x 19” A Remarques : Uniquement pour A20Caisse 1/1 19” 2 fentes TRM E Remarques : Uniquement pour B30 et C30

Détails de montage avec IP40 de protection sur le devantKit de montage armoire 19” pour caisse 1/2 19” ou 2xRHGS6 ou RHGS12 A Remarques : Uniquement pour A20Kit de montage armoire 19” pour caisse 1/1 19” C Remarques : Uniquement pour B30 et C30Kit de montage mural DKit de montage encastré EKit de montage encastré + enduit de montage IP54 F

Type de connexion pour tableaux PSM et entrée/sortieConnexion de type de compression standard K

Alimentation électrique auxiliaire24-60 VDC A

90-250 VDC BInterface machine humaine

Petite taille - texte uniquement, symboles IEC ATaille moyenne - affichage graphique, symboles IEC BTaille moyenne - affichage graphique, symboles ANSI C

Feuille 1 (Entrer les codes d’options à partir de la feuille 1 dans les espaces ci-dessous)

Feuille 2

REG 670* - - - - - - - - - * A - -

Système analogique (Premier module X401, deuxième module X411)

Premier TRM, terminaux de connexion de compression stan-dard

A

Premier TRM, terminaux renflement anneau BPremier TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Remarques : Uniquement pour B30 et C30Premier TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Remarques : Uniquement pour B30 et C30Premier TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U,100/220V 5 Remarques : Uniquement pour B30 et C30Premier TRM 7I+5U, 1A, 100/200V 12 Remarques : Uniquement pour A20Premier TRM 7I+5U, 5A, 100/200V 13 Remarques : Uniquement pour A20Deuxième TRM non compris X0 Remarques : B30/C30 doit inclure un deuxième TRMDeuxième TRM, terminaux de connexion de compression standard A Remarques : Le deuxième TRM doit avoir les mêmes connexions (type compression standard

ou renflement anneau) que le premier TRMDeuxième TRM, terminaux renflement anneau BDeuxième TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Remarques : Uniquement pour B30Deuxième TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Remarques : Uniquement pour B30Deuxième TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V 5 Remarques : Uniquement pour B30Deuxième TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Remarques : Uniquement pour B30Deuxième TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Remarques : Uniquement pour B30

Entrée et sortie binaire, tableaux de synchronisation de temps et mA. Remarques : 1BIM et 1BOM de base comprisPosition fente (vue arrière) Remarques : Max 3 positions dans

armoire 1/2 dans armoire 11 dans 1/1 avec 2 TRM et 14 dans armoire 1/1 dans 1 TRM (=champs gris)

-

X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X10

1

X11

1

X12

1

X13

1

- -

Fentes disponible en caisse 1/2 avec 1 TRM Remarques : Uniquement pour A20Fentes disponible en caisse 3/4 avec 2 TRM Remarques : Uniquement pour B30 et

C30Pas de tableau dans cette fente X X X X X X X X XModule de sortie binaire 24 relais de sortie (BOM) Remarques : Maximum 4 tableaux

(BOM+SOM+MIM)A A A A A A A A A A

BIM 16 entrées, RL24-30 VDC Remarques : Sélectionner 1 BIM en position X31

B B B B B B B B B BBIM 16 entrées, RL48-60 VDC C C C C C C C C C CBIM 16 entrées, RL110-125 VDC D D D D D D D D D DBIM 16 entrées, RL220-250 VDC E E E E E E E E E E

BIMp 16 entrées, RL24-30 VDC pour compteur de pulsations

F F F F F F F F F

BIMp 16 entrées, RL48-60 VDC pour compteur de pulsations

G G G G G G G G G

BIMp 16 entrées, RL110-125 VDC for pulse counting

H H H H H H H H H

BIMp 16 entrées, RL220-250 VDC pour comp-teur de pulsations

K K K K K K K K K

IOM 8 entrées, 10+2 sortie, RL24-30 VDC L L L L L L L L LIOM 8 entrées, 10+2 sortie, RL48-60 VDC M M M M M M M M MIOM 8 entrées, 10+2 sortie, RL110-125 VDC N N N N N N N N NIOM 8 entrées, 10+2 sortie, RL220-250 VDC P P P P P P P P PIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL24-30 VDC U U U U U U U U UIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL48-60 VDC V V V V V V V V VIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL110-125 VDC W W W W W W W W WIOM with MOV 8 inputs, 10+2 output, RL220-250 VDC Y Y Y Y Y Y Y Y YmA module d’entrée 6 chaînes (MIM) Remarques : Max 4

(BOM+SOM+MIM) tableau dans caisse 1/1. Pas de tableau MIM dans caisse 1/2

R R R R R R R R

GPS module de synchronisation du temps (dans dernière fente)

S S

SOM Module de sortie statique Remarques : Maximum 4 tableaux (BOM+SOM+MIM)

T T T T T T T T T

Communication finale lointaine, comm. De série DNP et modules de synchronisation du tempsPosition fente (vue arrière)

X31

2

X31

3

X30

2

X30

3

X32

2

X32

3

Fentes disponible en caisse 1/2 avec 1 TRM Remarques : Max 1 LDCMFentes disponible en caisse 1/1 avec 2 fentes TRM

Remarques : Max 2 LDCM

Ne comprend aucun tableau de communication à distante

X X X X X X

Court-terme optique LDCM A A A A A ARang moyen optique, LDCM 1310 nm B B B B B BIRIG-B Module de synchronisation du temps FModule de communication RS485 galvanique G

Unité de communication de série pour communication de stationPosition fente (vue arrière)

X301

X311

Ne comprend pas le premier tableau de com-munication

X

Ne comprend pas le deuxième tableau de communication

X

Série SPA/IEC 60870-5-103 et LON module de communication (plastique)

A

Série SPA/IEC 60870-5-103 (plastique) et LON (verre) module de communication

B

Série SPA/IEC 60870-5-103 et LON module de communication (verre)

C

Module éthernet optique, 1 verre chaîne DOptical ethernet module, 2 channel glass E

Exemple:REG 670*1.1-A20X00-X00-X0-A-B-A-A6-X0-CA-XD

Accessoires

Antenne GPS et accessoires de montage

Antenne GPS, y compris kits de

montage

Qté :

RUTAKVADRAT V1 EN

1MRK 001 640-AA


RUTAKVADRAT V1 EN

1MRK 001 665-AA


RUTAKVADRAT V1 EN

1MRK 001 665-BA

Convertisseur d'interface (pour communication à distance)

Convertisseur externe d'interface du C37.94 au G703, avec

accessoires de montage pour châssis 1U 19”

Qté : 1 2 1MRK 002 245-AA

Convertisseur externe d'interface du C37.94 au G703.E1 Qté : 1 2 1MRK 002 245-BA

Interrupteur d'essai

Le système d'essai COMBITEST prévu pour

être utilisé avec les produits IED 670 est

décrit dans les documentations 1MRK 512 001-

BEN et 1MRK 001024-CA. Pour plus

d'informations, consulter le site Web :

www.abb.com/substationautomation et les

rubriques ABB Product Guide > High Voltage

Products > Protection and Control > Modular

Relay > Test Equipment. Pour plus

d'informations concernant les commutateurs

FT, consulter le site Web :

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) for detailed information.

Nos produits ont des applications si flexibles

et les possibilités d'applications sont si vastes

que le choix de l'interrupteur d'essai dépend

de chaque application spécifique.

Sélectionner l'interrupteur d'essai en fonction

des configurations de contacts disponibles,

illustrés dans la documentation de référence.

Les variantes suivantes sont néanmoins

proposées :


neutre interne dans les circuits de courant.






commande RK926 215-BD)


neutre externe dans les circuits de courant.






commande RK926 215-BH).

Transformateur à trois enroulements avecneutre interne dans les circuits de courant(numéro de commande RK926 215-BX

Le contact 29-30 normalement ouvert « enmode essai » sur les interrupteurs d'essaiRTXP doit être raccordé à l'entrée du blocfonction d'essai pour permettre l'activationindividuelle des fonctions pendant l'essai.

Interrupteur d'essai de type RTXP 24 sontcommandés séparément. S'il vous plaît se

référer à la section "Documents" de laréférence à des documents correspondants.

RHGS 6 Affaire ou RHGS 12 Affaire montéavec RTXP 24 et l'interrupteur on / off pourDC-approvisionnement sont classésséparément. S'il vous plaît se référer à lasection "Documents"de la référence à desdocuments correspondants.

Panneau de protection

Panneau de protection arrière pour IED, 6U, 1/2 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AC

Panneau de protection arrière pour IED, 6U, 1/1 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AA

Unité externe avec résistances pour la protection différentielle à haute impédance

Unité monophasée avec résistances de haute impédance et etvaristance 20-100 V

Qté : 1 2 3 RK795101-MA

Unité triphasée avec résistances de haute impédance et varistance20-100 V

Qté : RK795101-MB

Unité monophasée avec résistances de haute impédance etvaristance 100-400 V

Qté : 1 2 3 RK795101-CB

Unité triphasée avec résistances de haute impédance et varistance100-400 V

Qté : RK795101-DC

Combiflex

Commutateur à clé pour verrouillage des réglages au moyen de l'IHMà cristaux liquides

Qté : 1MRK 000 611-A

Remarque : Pour connecter le commutateur à clé, il convient d'utiliser des fils avec un douille Combiflex de 10 A àune extrémité.

Kit de montage juxtaposé Qté : 1MRK 002 420-Z

Unités d'interface externe pour la protection contre les défauts à la terre du rotor

Unité d'injection pour la protection contre les défauts à la terre durotor (RXTTE 4)

Qté : 1MRK 002 108-BA

Résistance de protection sur plaque Qté : RK795102-AD


ABB 87

YWX111-11*100-110 V/50 Hz, Unité auxiliaire Qté : HESG215882R0001

YWX111-11*100-110V/60Hz, Unité auxiliaire Qté : HESG215882R0011



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

Gestionnaire d'IED de protection et de contrôle-commande PCM 600

PCM 600 ver. 1,5, Gestion d'IED Qté : 1MRK 003 395-AB

PCM 600 ver. 1,5, Engineering, gestionnaire d'IED + CAP 531 Qté : 1MRK 003 395-BB

Licence de société Engineering PCM 600 Qté : 1MRK 003 395-BL

PCM 600 ver. 1,5, Engineering, gestionnaire d'IED + CAP 531 +programme de configuration CEI 61850-8-1 de l'IED

Qté : 1MRK 003 395-CB

10 licences Engineering Pro PCM 600 Qté : 1MRK 003 395-CL

Manuels

Remarque : Un (1) CD de raccordement IED contenant la documentation utilisateur (Manuel del'opérateur, Manuel de référence technique, Manuel d'installation et de mise en service, Manueld'application et Guide de démarrage), les outils logiciels de connectivité, et un modèle de papierspécial pour LED est fourni avec chaque IED.

Règle : Préciser le nombre supplémentaire requis de CD IED Connect. Qté : 1MRK 002 290-AB


88 ABB

Documentation utilisateur

Règle : Préciser le nombre requis de manuels imprimésManuel de l'opérateur

IEC Qté : 1MRK 502 014-UEN

US English Qté : 1MRK 502 014-UUS

Manuel de référence technique IEC Qté : 1MRK 502 013-UEN


Manuel d’installation et de mise en service IEC Qté : 1MRK 502 015-UEN


Manuel d'application IEC Qté : 1MRK 502 016-UEN


Guide d'ingénierie produits IED 670 Qté : 1MRK 511 179-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

Documents

Références pour REG 670 N° d'identification

Manuel de l'opérateur 1MRK 502 014-UFR

Manuel d'installation et de mise en service 1MRK 502 015-UFR

Manuel de référence technique 1MRK 502 013-UEN

Manuel d'application 1MRK 502 016-UEN

Guide de l'acheteur 1MRK 502 019-BFR

Exemple de configuration 1MRK 502 020-WEN


ABB 89

Accessoires de connexion et d'installation 1MRK 013 003-BEN

Appareillage de test, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accessoires pour IED 670 1MRK 514 012-BEN

Guide de démarrage IED 670 1MRK 500 080-UEN

Liste de signaux SPA et LON pour l'IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 083-WEN

Liste des données d'objets CEI 61850 pour IED 670, ver. 1.1 1MRK 500 084-WEN

Kit de raccordement générique d'IED CEI 61850 1KHA001027-UEN

Logiciel de gestion d'IED PCM 600 - notice d'installation 1MRS755552

Guide d'ingénierie produits IED 670 1MRK 511 179-UEN

Guide de l'acheteur REG 216 1MRB520004-BEN

Les dernières versions de la documentation décrite peut être obtenues sur www.abb.com/substationautomation.


90 ABB

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