protection d'alternateur reg670 pré-configurée · 1. application le reg670 est utilisé pour...

Série Relion® 670

Protection d'alternateur REG670Pré-configuréeGuide de l'acheteur

Contenu

1. Application.....................................................................3

2. Fonctions disponibles.....................................................9

3. Protection différentielle.................................................13

4. Protection d'impédance...............................................15

5. Protection de courant...................................................17

6. Protection de tension...................................................19

7. Protection de fréquence...............................................21

8. Protection à multi utilités...............................................21

9. Surveillance du système secondaire.............................22

10. Contrôle......................................................................22

11. Logique.......................................................................24

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

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

14. Fonctions de base du DEI...........................................26

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

16. Communication interne du poste ................................27

17. Communication à distance..........................................27

18. Description du matériel................................................28

19. Schémas de raccordement.........................................31

20. Données techniques....................................................40

21. Bon de commande.....................................................90

Démenti

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

la part d'ABB. ABB décline toute responsabilité quant aux erreurs éventuellement présentes dans ce document.

© Copyright 2014 ABB.

Tous droits réservés.

Marques déposées

ABB et Relion sont des marques déposées du Groupe ABB. Tous les autres noms de marques ou de produits mentionnés dans ce document peuvent être des

marques de commerce ou des marques déposées de leurs propriétaires respectifs.

Protection d'alternateur REG670 1MRK 502 032-BFR CPré-configurée Version du produit: 1.2

2 ABB

1. ApplicationLe REG670 est utilisé pour la protection, le contrôle et lasurveillance des alternateurs et des ensembles alternateur-transformateur, des unités relativement petites aux unités lesplus grandes. Le DEI est doté d'une bibliothèque de fonctionscomplète, qui couvre les exigences de la plupart desapplications d'alternateur. Le grand nombre d'entréesanalogiques disponibles permet, en association avec labibliothèque de fonctions étendue, l'intégration denombreuses fonctions dans un même DEI. Dans lesapplications type, deux unités peuvent fournir unefonctionnalité totale, ainsi qu'un degré élevé de redondance.Le REG670 peut également être utilisé pour la protection et lecontrôle des inductances de compensation.

La protection contre les défauts de terre du stator, aussi biencelle à 95 % que celle à 100 % basée sur l'injection de latroisième harmonique, est incluse. Lorsque la protectionbasée sur l'injection est utilisée, 100 % de l'enroulement dustator, y compris le point étoile, sont protégés dans tous lesmodes de fonctionnement. La protection à 100 % contre lesdéfauts de terre du stator basée sur la troisième harmoniqueutilise le principe de tension différentielle de la troisièmeharmonique. La protection à 100 % contre les défauts destator basée sur l'injection fonctionne même lorsque lamachine est à l'arrêt. Des algorithmes éprouvés de protectioncontre les glissements de pôle, la sous-excitation, les défautsde terre de rotor, le courant inverse, etc. sont inclus dans leDEI.

La protection différentielle d'alternateur dans le REG670 estadaptée pour un fonctionnement correct pour les applicationsd'alternateur où les facteurs tels que les constantes de tempsc.c. longues et les exigences de temps de déclenchementcourt ont été pris en compte.

Étant donné que de nombreuses fonctions de protectionpeuvent être utilisées en tant qu'instance multiple, il estpossible de protéger plusieurs objets dans le même DEI. Desprotections pour un transformateur de puissance auxiliaireintégré dans le même DEI disposant des principalesprotections pour l'alternateur sont disponibles. Le conceptpermet par conséquent des solutions hautement rentables.

Le REG670 offre également des possibilités de surveillancedes valeurs appréciables, un grand nombre de valeurs detraitement pouvant être transféré vers une IHM opérateur.

Du fait de sa grande flexibilité, ce produit constitue unexcellent choix pour des installations neuves ou pour larénovation dans des centrales électriques existantes.

La communication sérielle est réalisée au moyen de liaisonsoptiques pour assurer l'immunité aux perturbations.

Du fait de sa grande flexibilité, ce produit constitue unexcellent choix pour des installations neuves ou pour laremise à neuf d'installations existantes.

En utilisant un algorithme breveté, le REG670 (ou tout autreproduit de la série 670) peut suivre la fréquence du systèmeélectrique sur une plage de 9 Hz à 95 Hz. Pour ce faire, lesignal de tension triphasée issu des bornes de l'alternateurdoit de préférence être raccordé au DEI. Le DEI adapte alorsson algorithme de filtrage afin de mesurer de manièreadéquate les phaseurs de tous les signaux de courant et detension connectés au DEI. Cette fonction est essentielle aubon fonctionnement de la protection lors des procédures dedémarrage et d'arrêt de l'alternateur.

Protection d'alternateur REG670 1MRK 502 032-BFR CPré-configurée Version du produit: 1.2 Mise à jour: avril 2014

Révision: C

ABB 3

=IEC11000068=1=fr=Original.vsd

GI

U

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

64R Re<

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>

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.2 – A20

Diff Alt + Secours 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

CV GAPC

51/27 U

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque

+ RXTTE4

T2W PDIF

87T 3Id/I

HZ PDIF

87 IdN

Autres fonctions pour 87G/GEN PDIF

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

AEG GAPC

50AE U/I>

CV MMXN

Mesure

ROV2 PTOV

59N UN>

YY

IEC11000068 V1 FR

Figure 1. Application typique de protection d'alternateur avec protection différentielle d'alternateur et protection de secours, incluant12 transformateurs d'entrée analogiques dans un boîtier 1/2 19".


4 ABB

GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

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 MMXN

Mesure

Option

Diff HiZ Alt. + Secours 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3 I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

+ RXTTE4

HZ PDIF

87 IdN

AEG GAPC

50AE U/I>

CCS RDIF

87CT I2d/I

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>



STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

T2W PDIF

87T 3Id/I

REG 670*1.2 – A20

3Uo>

YY

Transformateur de

mise à la terre

IEC11000070 V1 FR

Figure 2. Application A20 avec protection différentielle d'alternateur à haute impédance et protection de secours, incluant12 transformateurs d'entrée analogiques dans un boîtier 1/2 19".


ABB 5

CCS RDIF

87CT I2d/I

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>


HZ PDIF

87 IdN


GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

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 MMXN

Mesure

Option

REG 670*1.2 – A20

Diff. glob. + Secours 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

AEG GAPC

50AE U/I>

+ RXTTE4

T2W PDIF

87O 3Id/I

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

YY

Y

Tra

nsf. p

rin

cip

al

IEC11000069 V1 FR

Figure 3. Application A20 avec protection différentielle générale et protection de secours, incluant 12 transformateurs d'entrée analogiquesdans un boîtier 1/2 19".


6 ABB

GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.2 – B30

Diff Alt + Secours 24AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

51/27 U

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

AEG GAPC

50AE U/I>

CC RPLD

52PD PD


+ RXTTE4

STEF PHIZ

59THD U3d/N

T2W PDIF

87T 3Id/I

REF PDIF

87N IdN/I

JdB auxiliaire

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

EF4 PTOC

51N IN>

OC4 PTOC

50/51 3I>

Protection principale

Protection de secours

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

T3W PDIF

87T 3Id/I

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

CV MMXN

Mesure

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

YY

YY

YTransf. principal

Tra

nsf. a

uxili

aire

Tra

nsf.

d’e

xcita

tio

n

IEC11000071 V1 FR

Figure 4. Application améliorée de protection d'alternateur avec protection différentielle d'alternateur et protection de secours, incluant24 entrées analogiques dans un boîtier 1/1 19". Une protection contre les glissements de pôle, une protection à 100 % contre lesdéfauts de terre du stator et une protection différentielle générale peuvent être ajoutées en option.


ABB 7

GI

U

CV GAPC

64R Re<

STEF PHIZ

59THD U3d/N

TR PTTR

49 Ith

SA PTUF

81 f<

CV MMXN

Mesure

EF4 PTOC

50N/51N IN>

REF PDIF

87N IdN/I

OV2 PTOV

59 3U>

T3W PDIF

87O 3Id/I

REG 670*1.2 – C30

T2W PDIF

87T 3Id/I

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

Protection alternateur et transformateur bloc 24AI

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

SDD RFUF

60FL

SDD RFUF

60FL

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

PSP PPAM

78 Ucos

Option

SA PTOF

81 f>

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>


CCS RDIF

87CT I2d/I

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

GEN PDIF

87G 3Id/I

+ RXTTE4

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

ROV2 PTOV

59N UN>

CC RBRF

50BF 3I> BF

OC4 PTOC

51/67 3I->

AEG GAPC

50AE U/I>

CV MMXN

Mesure

YY

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

YY

YY

Y

Tra

nsf. p

rin

cip

al

Transformateur

de mise à la

terre

IEC11000072 V1 FR

Figure 5. Protection d'unité incluant la protection d'alternateur et d'ensemble alternateur-transformateur avec 24 entrées analogiques dansun boîtier 1/1 19". Une protection contre les glissements de pôle et une protection à 100 % contre les défauts de terre du statorpeuvent être ajoutées en option.


8 ABB

2. Fonctions disponibles

Fonctions de protection principales

2 = nombre d'instances de base3-A03 = fonction optionnelle incluse dans les packages A03 (voir les détails de commande)

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Alternateur

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Protection différentielle

T2WPDIF 87T Protection différentielle de transformateur, deux enroulements 1-A31 1-A33 1

T3WPDIF 87T Protection différentielle de transformateur, trois enroulements 1-A33 1

HZPDIF 87 Protection différentielle à haute impédance 1Ph 3-A02 2 6

GENDIF 87G Protection différentielle d'alternateur 1 2 2

REFPDIF 87N Protection restreinte contre les défauts de terre, basse impédance 1-A01 1

Protection d'impédance

ZMHPDIS 21 Protection de distance multichaîne non commutée (full-scheme), caractéristiqueMho

3 3 3

ZDMRDIR 21D Élément d'impédance directionnelle pour la caractéristique mho 1 1 1

PSPPPAM 78 Protection contre les glissements de pôle/la perte de synchronisme 1-B21 1-B21 1-B21

LEXPDIS 40 Perte d'excitation 1 2 2

ROTIPHIZ 64R Protection sensible contre les défauts de terre du rotor, basée sur l'injection 1-B31 1-B31 1-B31

STTIPHIZ 64S Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator, basée sur l'injection 1-B32 1-B32 1-B32


ABB 9

Fonctions de protection de secours


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Protection de courant

PHPIOC 50 Protection instantanée à maximum de courant de phase 1 2 2

OC4PTOC 51_67 Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils 4 4 4

EFPIOC 50N Protection instantanée à maximum de courant résiduel 1 2 2

EF4PTOC 51N_67N

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils 1 5 5

NS4PTOC 46I2 Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils 1-C41 2-C42 2-C42

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

1-C16 1-C16 1-C16

TRPTTR 49 Protection de surcharge thermique à deux constantes de temps 1 2 3

CCRBRF 50BF Protection contre les défaillances de disjoncteur 2 4 4

CCRPLD 52PD Protection contre les discordances de pôles 2 2 2

GUPPDUP 37 Protection directionnelle à minimum de puissance 2 4 4

GOPPDOP 32 Protection directionnelle à maximum de puissance 2 4 4

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

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

Protection de tension

UV2PTUV 27 Protection à minimum de tension à deux seuils 2 2 2

OV2PTOV 59 Protection à maximum de tension à deux seuils 2 2 2

ROV2PTOV 59N Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils 3 3 3

OEXPVPH 24 Protection contre la surexcitation 1 1 2

VDCPTOV 60 Protection différentielle de tension 2 2 2

STEFPHIZ 59THD Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator, sur la base de latroisième harmonique

1-D21 1 1

Protection de fréquence

SAPTUF 81 Protection à minimum de fréquence 3 6 6

SAPTOF 81 Protection à maximum de fréquence 3 6 6

SAPFRC 81 Protection de taux de variation de fréquence 1 3 3

Protection à multi utilités

CVGAPC Protection générale de courant et de tension 6 6 6

64R Défaut de terre du rotor 1 1 1


10 ABB

Fonctions de contrôle et de surveillance


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Contrôle

SESRSYN 25 Contrôle de synchronisme, de présence tension et synchronisation 1 2 2

APC30 3 Contrôle d'appareils pour jusqu'à 6 travées, max 30 appareils (6 disjoncteurs), ycompris verrouillage

1-H09 1-H09 1-H09

QCBAY Contrôle d'appareils 1 1 1

LocalDistant

Gestion des positions du commutateur local/distant 1 1 1

LocRemContrôle

Commande IHML de PSTO 1 1 1

TCMYLTC 84 Contrôle et supervision du régleur en charge, 6 entrées binaires 1-A31 2-A33 2

SLGGIO Commutateur rotatif pour la sélection de fonction et la présentation sur l'IHML 15 15 15

VSGGIO Sélecteur de mini commutateur 20 20 20

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

SPC8GGIO Contrôle générique unipolaire, 8 signaux 5 5 5

AutomationBits AutomationBits, fonction de commande pour DNP3.0 3 3 3

Commande simple, 16 signaux 4 4 4

Surveillance du système secondaire

CCSRDIF 87 Surveillance de circuit de courant 4 5 5

SDDRFUF Supervision fusion fusible 2 3 3

Logique

SMPPTRC 94 Logique de déclenchement 2 4 4

TMAGGIO Matrice logique de déclenchement 12 12 12

Blocs logiques de configuration 40-280 40-280 40-280

Blocs fonctionnels de signaux fixes 1 1 1

B16I Conversion binaire 16 bits en nombre entier 16 16 16

B16IFCVI Conversion binaire 16 bits en nombre entier avec représentation de nœud logique 16 16 16

IB16 Conversion nombre entier en binaire 16 bits 16 16 16

IB16FVCB Conversion nombre entier en binaire 16 bits avec représentation de nœud logique 16 16 16

Surveillance

CVMMXN Mesures 6 6 6

CNTGGIO Compteur d'événements 5 5 5

Evénements Fonction d'événement 20 20 20

DRPRDRE Rapport de perturbographie 1 1 1


ABB 11


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

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

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

MVGGIO Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850 24 24 24

BSStartRapport

Rapport d'état des signaux logiques 3 3 3

RANGE_XP Bloc d'extension des valeurs de mesure 66 66 66

Mesures

PCGGIO Logique du compteur d'impulsions 16 16 16

ETPMMTR Fonction de calcul de l'énergie et gestion de la demande d'énergie 6 6 6

Conçu pour communiquer


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Communication interne du poste

Protocole de communication SPA 1 1 1

Protocole de communication LON 1 1 1

Protocole de communication CEI 60870-5-103 20/1 20/1 20/1

Sélection de fonctionnement entre SPA et CEI 60870-5-103 pour SLM 1 1 1

DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IP et EIA-485 1 1 1

Enregistrements de défauts DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IPet EIA-485

1 1 1

Fonction de réglage des paramètres pour CEI 61850 1 1 1

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

Réception binaire Goose 10 10 10

Commande et transmission multiple 60/10 60/10 60/10

Configuration Ethernet des liens 1 1 1

CEI 62439-3 Édition 1 Parallel Redundancy Protocol (protocole de redondanceen parallèle)

1-P01 1-P01 1-P01

CEI 62439-3 Édition 2 Parallel Redundancy Protocol (protocole de redondanceen parallèle)

1-P02 1-P02 1-P02


12 ABB

Fonctions de base du DEI

CEI 61850 Description de la fonction

Fonctions de base incluses dans tous les produits

IntErrorSig Autosurveillance avec liste d'événements internes 1

TIME Erreur d'horloge et de synchronisation 1

TimeSynch Synchronisation d'horloge 1

ActiveGroup Groupes de réglage des paramètres 1

Test Fonctionnalité du mode test 1

ChangeLock Fonction de changement de verrouillage 1

TerminalID Identifiants du DEI 1

Productinfo Informations produit 1

MiscBaseCommon Base commune divers 1

IEDRuntimeComp Comp. exécution DEI 1

RatedFreq Fréquence nominale du système 1

SMBI Matrice des signaux pour les entrées binaires 40

SMBO Matrice des signaux pour les sorties binaires 40

SMMI Matrice des signaux pour les entrées mA 4

SMAI Matrice des signaux pour les entrées analogiques 36

Sum3Ph Bloc de sommation triphasé 18

LocalHMI Fonction de réglage des paramètres pour l'IHM dans PCM600 1

LocalHMI Signaux de l'IHM locale 1

AuthStatus État d'autorisation 1

AuthorityCheck Vérification d'autorisation 1

AccessFTP Accès FTP avec mot de passe 1

SPACommMap Affectation (mapping) pour la communication SPA 1

DOSFRNT Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port en face avant 1

DOSOEMAB Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port AB de l'OEM 1

DOSOEMCD Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port CD de l'OEM 1

3. Protection différentielle

Protection différentielle d'alternateur GENPDIFUn court-circuit entre les phases des bobinages du statorgénère en principe de forts courants de défaut. Un court-circuit est susceptible d'endommager l'isolation, lesbobinages et le noyau ferreux du stator. Les courts-circuitsgénèrent de grandes intensités de courant qui peuventendommager même d'autres composants de la centraleélectrique, comme la turbine ou l'arbre du groupe turbine-alternateur.

Pour limiter les dommages liés aux courts-circuits desbobinages du stator, le défaut doit être éliminé le plus vitepossible (instantanément). Si l'alternateur est connecté auréseau à proximité d'autres alternateurs, l'élimination rapidedu défaut est essentielle pour maintenir la stabilité transitoiredes alternateurs qui ne sont pas en défaut.

Normalement, le courant de défaut de court-circuit est trèsélevé, à savoir largement supérieur au courant nominal del'alternateur. Il existe un risque qu'un court-circuit se produiseentre des phases à proximité du point neutre de l'alternateur,générant ainsi un courant de défaut relativement faible. Le


ABB 13

courant de défaut peut également être limité du fait de lafaible excitation de l'alternateur. Par conséquent, il estpréférable que la détection des courts-circuits entre phasesde l'alternateur soit relativement sensible, afin de détecter lesfaibles courants de défaut.

Il est également extrêmement important que la protectiondifférentielle de l'alternateur ne se déclenche pas en cas dedéfauts externes, lorsque des courants de défaut élevés sontdélivrés par l'alternateur.

Afin de pouvoir combiner l'élimination rapide des défauts, lasensibilité et la sélectivité, une protection différentielle del'alternateur est en principe le meilleur choix pour les courts-circuits entre les phases de l'alternateur.

La protection différentielle d'alternateur GENPDIF estégalement adaptée pour l'élimination rapide, sensible etsélective des défauts si elle est utilisée pour protéger lesinductances de compensation ou les petits jeux de barres.

Protection différentielle de transformateur T2WPDIF/T3WPDIFLa protection différentielle de transformateur, deuxenroulements (T2WPDIF) et la protection différentielle detransformateur, trois enroulements (T3WPDIF) sont fourniesavec rattrapage interne de différence de rapport de TC,compensation du déphasage et élimination de couranthomopolaire réglable.

La fonction peut être fournie avec trois jeux d'entrées decourant triphasé. Toutes les entrées de courant sont muniesde caractéristiques à retenue, qui rendent le DEI utilisablepour des transformateurs à deux ou trois enroulements.

Applications pour deux enroulements

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements avecenroulement tertiaireen delta non connecté

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements avecdeux disjoncteurs surun côté

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux ensembles TCdes deux côtés

Applications pour trois enroulements

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 FR

transformateur depuissance à troisenroulements avecles trois enroulementsconnectés

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 FR

transformateur depuissance à troisenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux jeux de TC surun côté

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 FR

Autotransformateuravec deuxdisjoncteurs et deuxjeux de TC sur deuxdes trois côtés

Figure 6. Configuration des groupes de TCpour la protection différentielle etd'autres protections

Les possibilités de réglage couvrent les applications deprotection différentielle pour tous types de transformateurs depuissance et d'autotransformateurs avec ou sans régleur en


14 ABB

charge, ainsi que pour les inductances de compensation et/ou les alimentations locales au sein du poste. Une fonction destabilisation adaptative est incluse pour les courants dedéfauts traversants importants.En introduisant la position durégleur en charge, le démarrage de la protection différentiellepeut être réglé à sa sensibilité optimale, couvrant ainsi lesdéfauts internes de faible niveau.

La stabilisation est incluse pour les courants d'appel et de sur-magnétisation, respectivement. La stabilisation adaptativeprend également en compte les courants d'appel et lasaturation des TC lors des défauts externes. Un élément deprotection de courant différentiel seuil haut sans retenue estinclus pour un déclenchement ultra rapide en cas de courantde défaut interne élevé.

Un élément de protection différentielle sensible innovante estinclus. Il s'appuie sur la théorie des composantessymétriques. Cet élément offre la meilleure couverturepossible contre les défauts entre spires des enroulements detransformateurs de puissance.

Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIFLa fonction de protection différentielle à haute impédance1Ph (HZPDIF) peut être utilisée lorsque les noyaux de TCconcernés présentent le même rapport de transformation etune caractéristique de magnétisation similaire. Elle utilise unesommation des courants de TC externe par enroulement, unerésistance série et une résistance dépendante de la tension,montés et connectés en externe au DEI.

La fonction HZPDIF peut être utilisée pour protéger lesenroulements de stator des alternateurs, les piquages (T) oules jeux de barres. Six blocs fonctionnels monophasés sontdisponibles pour permettre une application pour deuxprotections de jeux de barres à zones triphasées.

Protection restreinte, à basse impédance, contre les défautsde terre REFPDIFLa protection restreinte, à basse impédance, contre lesdéfauts de terre (REFPDIF) peut être utilisée sur tous lesenroulements avec mise à la terre directe ou par faibleimpédance. La fonction REFPDIF offre un déclenchement àgrande sensibilité et ultra rapide en protégeant chaqueenroulement séparément et ne nécessite donc pas destabilisation contre le courant d'appel.

La fonction à faible impédance est une fonction àpourcentage de retenue, avec un critère supplémentaire decomparaison directionnelle de courant homopolaire. Cela luiconfère une excellente sensibilité et une grande stabilitécontre les courants de défauts traversants.

La fonction REFPDIF peut également protéger lestransformateurs automatiques. Dans ce cas, la comparaisondirectionnelle de courant inverse doit être utilisée. Laconfiguration la plus typique et la plus complexe d'un

transformateur automatique est illustrée à la figure 7. Cinqcourants sont mesurés dans le cas illustré à la figure 7.

The most typical

application

YNdx

dCB

CT

CT

CB

Y

IED

CB CB

CB CB

Autotransformer

The most complicated

application - autotransformer

CT CT

CT CT

=IEC05000058-2=1=fr=Original.vsd

Application la plus

courante

Application la plus complexe -

autotransformateur

Autotransformateur

TC

TC

TC

TC TC

TC

DJ DJ

DJ DJ

DJ DJ

DEI

IEC05000058-2 V1 FR

Figure 7. Exemples d'applications de la fonction REFPDIF

4. Protection d'impédance

Mesure de distance à multichaîne non commuté (full-scheme)à caractéristique Mho ZMHPDISLa protection de distance de ligne Mho numérique est uneprotection multichaîne non commuté avec trois zones pour ladétection de secours des défauts entre phases et des défautsde terre. Les trois zones disposent de mesures et de réglagestotalement indépendants, qui permettent une grandesouplesse pour tous les types de lignes.

La fonction peut être utilisée comme une protection desecours à minimum d'impédance pour les transformateurs etles alternateurs.

Élément d'impédance directionnelle pour la caractéristiqueMho ZDMRDIRLes éléments d'impédance phase-terre peuventoptionnellement être surveillés par une fonction directionnellesans sélection de phase (parce que basée sur lescomposantes symétriques).

Protection contre les glissements de pôle PSPPPAMLa situation de glissement de pôles d'un alternateur peut êtredue à diverses raisons.

Un court-circuit peut se produire dans le réseau électriqueexterne, à proximité de l'alternateur. Si le délai d'éliminationdu défaut est trop long, l'alternateur accélérera au point quele synchronisme ne pourra pas être maintenu.

Les oscillations non amorties se produisent dans le réseaulorsque des groupes d'alternateurs situés à diversemplacements oscillent les uns par rapport aux autres. Si laconnexion entre les alternateurs est trop faible, l'amplitudedes oscillations augmente jusqu'à ce que la stabilité angulairesoit perdue.


ABB 15

L'exploitation d'un alternateur soumis à un glissement depôles implique des risques d'endommagement del'alternateur, de l'arbre et de la turbine.

• Chaque glissement de pôles provoque un couplesignificatif sur l'arbre de la turbine de l'alternateur.

• En exploitation asynchrone, des courants sont induitsdans les éléments de l'alternateur ne transportantnormalement pas de courant, ce qui ce qui provoque unéchauffement. Cela peut endommager l'isolement et lefer du stator / rotor.

La fonction de protection contre les glissements de pôle(PSPPPAM) doit détecter les conditions de glissement depôle et déclencher l'alternateur aussi rapidement quepossible si le point d'impédance mesuré se trouve dansl'ensemble alternateur-transformateur. Si le centre duglissement de pôle se situe en dehors du réseau, la premièreaction doit consister à diviser le réseau en deux parties, aprèsl'action de protection de ligne. Si cela échoue, la fonctionPSPPPAM de l'alternateur doit fonctionner en zone 2, afin deprévenir tout autre dommage pour l'alternateur, l'arbre et laturbine.

Perte d'excitation LEXPDISIl existe des limites au fonctionnement en sous-excitationd'une machine synchrone. Une réduction du courantd'excitation affaiblit le couplage entre le rotor et le stator. Lamachine peut se désynchroniser et commencer à fonctionnercomme une machine à induction. La consommationénergétique réactive va alors augmenter. Même si la machinene perd pas son synchronisme, il peut ne pas être acceptablede la faire fonctionner longtemps dans cet état. La diminutionde l'excitation provoque des échauffements dans les zonesd'extrémités de la machine synchrone. L'échauffementlocalisé peut endommager l'isolation des enroulements dustator et du circuit magnétique.

Pour empêcher l'endommagement de l'alternateur, il doit êtredéclenché lorsque l'excitation est perdue.

Protection sensible contre les défauts de terre du rotor,basée sur l'injection ROTIPHIZLa protection sensible contre les défauts de terre du rotor,basée sur l'injection (ROTIPHIZ) permet de détecter lesdéfauts de terre dans les enroulements de rotor desalternateurs. La fonction ROTIPHIZ est applicable à tous lestypes d'alternateurs synchrones.

Afin de mettre en œuvre le concept ci-dessus, un boîtierd'injection distinct est nécessaire. Le boîtier d'injectiongénère un signal de tension à onde carrée à une fréquenceprédéfinie. Ce signal est envoyé dans l'enroulement du rotor.

L'amplitude du signal de tension injecté et le courant injectérésultant sont mesurés via un shunt résistif situé dans leboîtier d'injection. Les deux valeurs mesurées sont ensuitetransmises au DEI. En fonction de celles-ci, le DEI de

protection détermine la résistance de l'enroulement de rotorpar rapport à la terre. La valeur de résistance est alorscomparée à l'alarme de résistance de défaut prédéfinie et auxniveaux de déclenchement.

La fonction de protection peut détecter les défauts de terredans l'ensemble de l'enroulement de rotor et dans lesconnexions associées.

Une unité d'injection REX060 et une unité de condensateurde couplage REX061 sont nécessaires pour unfonctionnement correct.

Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator,basée sur l'injection STTIPHIZLa protection à 100 % contre les défauts de terre du statorSTTIPHIZ permet de détecter les défauts de terre dans lesenroulements du stator des alternateurs et des moteurs. Lafonction STTIPHIZ s'applique aux alternateurs raccordés ausystème électrique via un transformateur dans unraccordement de bloc. Un signal indépendant doté d'unefréquence différente de la fréquence nominale de l'alternateurest injecté dans le circuit du stator. La réponse à ce signalinjecté est utilisée pour détecter les défauts de terre du stator.

Afin de mettre en œuvre le concept ci-dessus, un boîtierd'injection distinct est nécessaire. Le boîtier d'injectiongénère un signal de tension à onde carrée qui peut parexemple être envoyé dans l'enroulement secondaire dutransformateur de tension ou du transformateur de mise à laterre au point neutre de l'alternateur. Le signal se propage àtravers ce transformateur dans le circuit du stator.

L'amplitude du signal de tension injecté est mesurée du côtésecondaire du transformateur de tension ou dutransformateur de mise à la terre au point neutre. En outre, lecourant injecté qui en résulte est mesuré via un shunt résistifsitué dans le boîtier d'injection. Les deux valeurs mesuréessont ensuite transmises au DEI. En fonction de celles-ci, leDEI détermine la résistance de l'enroulement du stator parrapport à la terre. La valeur de résistance est alors comparéeà l'alarme de résistance de défaut prédéfinie et aux niveauxde déclenchement.

La fonction de protection peut non seulement détecter lesdéfauts de terre au niveau du point en étoile de l'alternateur,mais aussi tout le long des enroulements du stator et auxbornes de l'alternateur, y compris au niveau des composantsconnectés tels que les transformateurs de tension, lesdisjoncteurs, les transformateurs d'excitation, etc. Le principede mesure utilisé n'est pas influencé par le mode defonctionnement de l'alternateur et reste pleinementfonctionnel, même si l'alternateur est à l'arrêt. Il restenéanmoins nécessaire de disposer d'une protection standardà 95 % contre les défauts de terre du stator, basée sur latension de déplacement de fréquence fondamentale au pointneutre, et fonctionnant en parallèle avec la fonction deprotection à 100 % contre les défauts de terre du stator.


16 ABB

Une unité d'injection REX060 et une unité optionnelle decondensateur de couplage REX062 sont nécessaires pour unfonctionnement correct.

5. Protection de courant

Protection instantanée à maximum de courant de phasePHPIOCLa fonction de protection instantanée à maximum de couranttriphasé dispose d'un faible dépassement transitoire et d'untemps de déclenchement court qui permettent de l'utiliser enseuil haut comme une fonction de protection contre lescourts-circuits.

Protection à maximum de courant de phase à quatre seuilsOC4PTOCLa fonction de protection à maximum de courant de phase àquatre seuils OC4PTOC possède un temps inverse ou définiindépendant pour les seuils 1 et 4. Les seuils 2 et 3 sonttoujours à temps défini.

Toutes les caractéristiques de temps inverse CEI et ANSI sontdisponibles ainsi qu'une caractéristique optionnelledéfinissable par l'utilisateur.

La fonction directionnelle est polarisée en fonction de latension avec mémoire. La fonction peut être régléeindépendamment pour être directionnelle ou non pour chaqueseuil.

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

Protection instantanée à maximum de courant résiduelEFPIOCLa protection instantanée à maximum de courant résiduelEFPIOC est à faible dépassement transitoire avec un tempsde réponse court pour une protection instantanée contre lesdéfauts de terre, dont la portée est limitée à moins de 80 %de l'impédance minimale de la ligne. EFPIOC peut êtreconfigurée pour mesurer le courant résiduel des entrées encourant triphasées ou le courant d'une entrée en courantspécifique. EFPIOC peut être inhibée en activant l'entréeBLOCK.

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils,courant inverse et homopolaire EF4PTOCLa protection à maximum de courant résiduel à quatre seuilsEF4PTOC possède une temporisation à temps inverse ouindépendant pour chaque seuil.

Toutes les caractéristiques de temporisation CEI et ANSI sontdisponibles, ainsi qu'une caractéristique optionnelledéfinissable par l'utilisateur.

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

IDir, UPol et IPol peuvent être sélectionnés indépendammentpour être soit en courant inverse soit en courant homopolaire.

Un blocage de l'harmonique de rang 2 peut être définiindividuellement pour chaque seuil.

EF4PTOC peut être utilisée comme protection principalecontre les défauts phase-terre.

EF4PTOC peut également être utilisée comme solution deremplacement, par exemple au cas où la protection principaleserait hors service suite à un défaut de communication ou enraison d'un transformateur de tension défaillant.

EF4PTOC peut être configurée pour mesurer le courantrésiduel des entrées en courant triphasées ou le courantd'une entrée en courant spécifique.

Protection à maximum de courant inverse à quatre seuilsNS4PTOCLa protection à maximum de courant inverse à quatre seuils(NS4PTOC) possède une temporisation à temps inverse ou àtemps défini réglable séparément pour chaque seuil.

Toutes les caractéristiques du temps CEI et ANSI sontdisponibles, ainsi qu'une caractéristique optionnelledéfinissable par l'utilisateur.

La fonction directionnelle peut être polarisée en fonction de latension ou de deux critères.

La fonction NS4PTOC peut être configurée en directionnel ounon directionnel indépendamment pour chaque seuil.

La fonction NS4PTOC peut être utilisée comme protectionprincipale contre les défauts asymétriques, les courts-circuitsphase-phase, les courts-circuits biphasés-terre et les défautsde terre monophasés.

La fonction NS4PTOC peut également être utilisée commesolution de remplacement, par exemple au cas où laprotection principale serait hors service suite à un défaut decommunication ou en raison d'un transformateur de tensiondéfaillant.

Protection directionnelle sensible de puissance et àmaximum de courant résiduel SDEPSDEDans les réseaux à neutre isolé ou à neutre à la terre à hauteimpédance, le courant de défaut phase-terre est beaucoupplus faible que les courants de court-circuit. Par ailleurs,l'amplitude du courant de défaut est pratiquementindépendante de la position de celui-ci sur le réseau. Laprotection peut utiliser soit le courant résiduel, soit lacomposante de puissance résiduelle 3U0·3I0·cos j, pour lagrandeur de fonctionnement avec maintien de la capacité decourt-circuit. Un seuil non directionnel 3I0 et un seuil dedéclenchement à maximum de tension 3U0 sont égalementdisponibles.


ABB 17

Aucune entrée de courant sensible spécifique n'estnécessaire. La fonction SDEPSDE peut être définie à unniveau aussi bas que 0,25 % de IBase.

Protection contre les surcharges thermiques, deuxconstantes de temps TRPTTRSi un transformateur de puissance ou un alternateur atteintune température trop élevée, il risque d'être endommagé.L'isolation interne du transformateur / de l'alternateur subiraun vieillissement forcé. Par conséquent, le risque de défautsentre phases ou entre phase et terre sera plus élevé. Leshautes températures dégraderont la qualité de l'isolation dutransformateur / de l'alternateur.

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

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

Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRFLa fonction de protection contre les défaillances dedisjoncteur (CCRBRF) assure le déclenchement de secoursrapide des disjoncteurs situés à proximité du disjoncteurdéfaillant concerné. La fonction CCRBRF peut se baser sur lecourant, les contacts de position ou une combinaison de cesdeux conditions.

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

Un critère de contrôle par les contacts de position peut êtreutilisé lorsque le courant de défaut circulant dans ledisjoncteur est faible.

CCRBRF peut être initialisée en monophasé ou triphasé pourpermettre l'utilisation avec des applications dedéclenchement monophasé simples. Pour la version triphaséede CCRBRF les critères de courant peuvent être configuréspour ne fonctionner que si deux phases, par exemple deuxphases ou une phase plus le courant résiduel, sontdémarrées. La sécurité jusqu’à la commande dedéclenchement de secours s’en trouve ainsi renforcée.

CCRBRF peut être programmée pour assurer le re-déclenchement monophasé ou triphasé du disjoncteurconsidéré afin d'éviter le déclenchement intempestif desdisjoncteurs environnants en cas d'initialisation incorrecterésultant d'erreurs lors des essais.

Protection contre les discordances de pôles CCRPLDUne phase ouverte peut entraîner des courants inverses etdes courants homopolaires susceptibles de causer unecontrainte thermique sur les machines tournantes, entraînantalors le fonctionnement indésirable de protections commecelles de courant inverse ou homopolaire.

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

La fonction de protection contre la discordance de pôlesCCRPLD fonctionne avec les informations provenant descontacts auxiliaires du disjoncteur pour les trois phases,avec, si nécessaire, des critères supplémentaires provenantde l'asymétrie des courants de phase.

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

• détection d'un flux de puissance active inversé• détection d'un flux de puissance réactive importante• protection de l'alternateur contre le retour de puissance

Chaque fonction comprend deux seuils avec destemporisations définies. Les délais de réinitialisation peuventégalement être définis pour les deux seuils.

Protection temporisée de déséquilibre de courant pour lesmachines NS2PTOCLa protection temporisée à maximum de courant inverse pourles machines NS2PTOC est principalement destinée à laprotection des alternateurs contre une éventuelle surchauffedu rotor engendrée par un courant inverse dans le stator.

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

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

disjoncteur ou d'un sectionneur

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


18 ABB

Afin de protéger efficacement l'alternateur contre lesconditions de déséquilibre extérieures, la fonction NS2PTOCest capable de mesurer directement le courant inverse. Lafonction NS2PTOC possède également une caractéristiquede temporisation qui correspond à la caractéristique

d'échauffement de l'alternateur 22I t K= telle que définie

dans la norme IEEE C50.13.

où :

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

t est le temps de fonctionnement ensecondes

K est une constante dépendant de la taillede l'alternateur et de sa conception

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

Une sortie séparée est disponible comme alarme destinée àprévenir l'opérateur d'une situation potentiellementdangereuse.

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

La protection contre la mise sous tension accidentelle pouralternateur synchrone (AEGGAPC) prend en compte lecourant d'entrée maximum de phase du côté bornes ou ducôté neutre de l'alternateur, ainsi que l'entrée de tensionmaximum entre phases du côté bornes. AEGGAPC estactivée lorsque la tension chute en dessous d'un certainniveau de tension pendant un temps donné.

6. Protection de tension

Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUVDes sous-tensions peuvent survenir dans le systèmeélectrique en cas de défaut ou de conditions anormales. Laprotection à minimum de tension à deux seuils (UV2PTUV)permet d'ouvrir les disjoncteurs pour préparer la restaurationdu système lors d'une perte du réseau ou comme solution desecours avec une longue temporisation en cas de nonfonctionnement de la protection principale.

UV2PTUV possède deux seuils en tension, à temps inverseou indépendant.

Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOVDes surtensions peuvent se produire sur le réseau électriqueen cas de conditions anormales (perte du réseau soudaine,pannes de régulation du régleur en charge, extrémités deligne ouvertes sur les lignes longues, etc.).

La protection à maximum de tension à deux seuils(OV2PTOV) permet de détecter les extrémités de lignesouvertes, normalement associées à une fonction de maximumde puissance réactive directionnelle afin de superviser latension du système. Lorsqu'elle est déclenchée, la fonctionentraîne une alarme, active les inductances de compensationou désactive les batteries de condensateurs.

OV2PTOV possède deux seuils en tension, à temps inverseou indépendant.

OV2PTOV possède un rapport de réinitialisation extrêmementélevé pour permettre un retour de la tension aux conditionsnormales de service du système.

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

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

La fonction ROV2PTOV possède deux seuils en tension, àtemps inverse ou défini.

Le délai de réinitialisation assure le fonctionnement pour lesdéfauts de terre intermittents.

Protection contre la surexcitation OEXPVPHLorsque le noyau laminé d'un transformateur de puissance oud'un alternateur est soumis à une densité de flux magnétiquesupérieure à ses limites de conception, le flux errantempruntera des composants non laminés qui ne sont pasconçus pour le transporter et entraînera la circulation decourants de Foucault. Les courants de Foucault peuvententraîner un échauffement excessif et causer des dégâtssérieux à l'isolation et aux parties adjacentes en relativementpeu de temps. La fonction dispose de courbes inverses defonctionnement, réglables, et de seuils d'alarmeindépendants.

Protection différentielle de tension VDCPTOVUne fonction de surveillance du différentiel de tension estdisponible. Elle compare les tensions de deux jeux detransformateurs de tension triphasés et dispose d'un seuild'alarme sensible et d'un seuil de déclenchement.


ABB 19

Protection à 95 % et 100 % contre les défauts de terre dustator, sur la base de la troisième harmonique STEFPHIZLe défaut de terre du stator est un type de défautrelativement fréquent. Les alternateurs ont normalement unemise à la terre à haute impédance, c'est-à-dire une mise à laterre via une résistance de point neutre. Cette résistance esthabituellement dimensionnée pour donner un courant dedéfaut de mise à la terre de l'ordre de 3 à 15 A en cas dedéfaut de terre permanent aux bornes haute tension del'alternateur. Les courants de défaut de terre relativementfaibles causent beaucoup moins de contraintes thermiques etmécaniques sur l’alternateur que dans le cas d'un court-circuit, qui se produit entre des conducteurs de deux phases.Quoi qu'il en soit, les défauts de mise à la terre dansl'alternateur doivent être détectés et l’alternateur doit êtredéclenché, même si la durée du défaut peut être plus longueque dans le cas de courts-circuits.

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

Pour détecter un défaut de terre sur les enroulements d'unalternateur, on peut utiliser une protection à maximum detension de point neutre, une protection à maximum de

courant de point neutre, une protection à maximum detension homopolaire ou une protection différentielle contre lescourants résiduels. Ces protections sont simples etfonctionnent parfaitement depuis de nombreuses années.Cependant, ces schémas simples ne protègent au mieux que95 % de l'enroulement du stator. Les 5 % à proximité del'extrémité neutre restent sans protection. Dans desconditions défavorables, la zone morte peut s'étendre jusqu'à20 % à partir du neutre.

La protection à 95 % contre les défauts de terre du statormesure généralement la composante de fréquencefondamentale de la tension du point étoile de l'alternateur etentre en action quand elle dépasse la valeur prédéfinie. Enappliquant ce principe, près de 95 % du bobinage du statorpeuvent être protégés. Afin de protéger les derniers 5 % dubobinage du stator près de l'extrémité neutre, on peuteffectuer une mesure de tension de troisième harmonique.Pour la protection à 100 % contre les défauts de terre dustator de troisième harmonique, on applique soit le principedu différentiel de tension de troisième harmonique, soit leprincipe de minimum de tension de la troisième harmoniquede point neutre, soit le principe de maximum de tension de latroisième harmonique du côté borne. Néanmoins, le principedifférentiel est fortement recommandé. Une combinaison deces deux principes de mesure protège tout le bobinage dustator contre les défauts de terre.

x E3

Rf

T(1-x) E3

over- voltage protection 10% – 100%

Differential

0% – 30%

RN

N

uTuN

x E3

Rf Transformateur

T(1-x) E3

x

Protection maximum tension, fréquence

fondamentale point neutre 5% - 100%

Différentiel

harmonique

rang 3

0 % - 30 %

1 ou 100 %

RN

NN

Enroulement stator

uTuN 1 - x1 - xEchantillons de la

tension neutre à

partir de laquelle

les tensions

fondamentale et

harmonique rang

3 sont filtrées

Echantillons de la

tension aux

bornes à partir de

laquelle la

tension

harmonique rang

3 est filtrée


Disj 1 peut ne pas exister

Disj 1 Disj 2

IEC10000202 V1 FR

Figure 8. Principes de protection de la fonction STEFPHIZ


20 ABB

7. Protection de fréquence

Protection à minimum de fréquence SAPTUFUn minimum de fréquence se produit en cas d'absence deproduction d’énergie électrique dans le réseau.

La protection à minimum de fréquence SAPTUF est utiliséepour les systèmes de délestage de charge, les schémas derestauration, le démarrage des turbines à gaz, etc.

La fonction SAPTUF est également fournie avec un blocage àminimum de tension.

Le fonctionnement repose sur la mesure de la tension directeet nécessite la connexion de deux tensions phase-phase oude trois tensions phase-neutre. Pour en savoir plus sur laconnexion des entrées analogiques, reportez-vous auxdocuments : Manuel d'application/Application du DEI/Entréesanalogiques/Directives sur les réglages

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

Une élévation de fréquence survient à cause de chutes decharge soudaines ou de défauts shunt dans le réseauélectrique. Au niveau de la centrale de production, lesproblèmes de régulateur de l'alternateur peuvent égalemententraîner une élévation de fréquence.

SAPTOF est principalement utilisée pour le délestage deproduction et les schémas de restauration. Elle est égalementutilisée comme seuil de fréquence pour initialiser larestauration de charge.

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

Le fonctionnement repose sur la mesure de la tension directeet nécessite la connexion de deux tensions phase-phase oude trois tensions phase-neutre. Pour en savoir plus sur laconnexion des entrées analogiques, reportez-vous auxdocuments : Manuel d'application/Application du DEI/Entréesanalogiques/Directives sur les réglages

Protection de taux de variations de fréquence SAPFRCLa protection de taux de variations de fréquence (SAPFRC)donne une indication précoce d'une perturbation principaledu système. SAPFRC peut être utilisée pour le délestage deproduction, le délestage de charge et les schémas derestauration. SAPFRC peut faire la différence entre unevariation positive de fréquence et une variation négative defréquence.

SAPFRC est dotée d'un blocage à minimum de tension. Lefonctionnement repose sur la mesure de la tension directe etnécessite la connexion de deux tensions phase-phase ou detrois tensions phase-neutre. Pour en savoir plus sur la

connexion des entrées analogiques, reportez-vous auxdocuments : Manuel d'application/Application du DEI/Entréesanalogiques/Directives sur les réglages.

8. Protection à multi utilités

Protection générale de courant et de tension CVGAPCL'usage du module de protection comme protection desecours générale est recommandé pour ses nombreusespossibilités en termes de zones d'application en raison de laflexibilité de ses fonctionnalités de mesure et de paramétrage.

La fonction de protection à maximum de courant intégréedispose de deux seuils de courant réglables. Les deuxpeuvent être utilisés soit avec une caractéristique à tempsinverse, soit avec une caractéristique à temps défini. Lesseuils de protection à maximum de courant peuvent êtrerendus directionnels via une grandeur de polarisation àtension sélectionnable. En outre, ils peuvent être contrôlés/retenus par tension et/ou courant. La fonction de retenued'harmoniques de rang 2 est également disponible. A unetension de polarisation trop faible, la fonction de maximum decourant peut être bloquée, rendue non directionnelle oucommandée pour l'utilisation de la mémoire de tensionconformément à un réglage de paramètre.

En outre, deux seuils à maximum de tension et deux seuils àminimum de tension à temps indépendant ou inverse sontdisponibles dans chaque fonction.

La fonction générale est adaptée aux applications avec dessolutions de maximum de courant contrôlées par la tension etle minimum d'impédance. La fonction générale peutégalement être utilisée pour les applications de protectiondes transformateurs d'alternateur lorsque les composantesdirectes, inverses ou homopolaires des grandeurs de courantet de tension sont typiquement requises.

Protection contre les défauts de terre du rotorLe bobinage de champ, y compris le bobinage de rotor etl'équipement d'excitation non rotatif, est toujours isolé desparties métalliques du rotor. La résistance d'isolement estélevée si le rotor est refroidi à l'air ou à l'hydrogène. Larésistance d'isolement est bien plus faible si le bobinage durotor est refroidi à l'eau. Cela reste vrai même si l'isolation estintacte. Un défaut d'isolement du circuit inducteur entraîneraun chemin de conduction du bobinage du champ vers laterre. Cela signifie que ce défaut créera un défaut de terre dechamp.

Le circuit inducteur d'un alternateur synchrone n'estnormalement pas mis à la terre. Par conséquent, un uniquedéfaut de terre sur le bobinage de champ entraînerauniquement un très faible courant de défaut. Ainsi, le défautde terre n'endommagera pas l'alternateur. En outre, iln'affectera pas le fonctionnement de l'unité de génération dequelque manière que ce soit. Cependant, l'existence d'ununique défaut de terre augmente la contrainte électrique sur


ABB 21

les autres points du circuit inducteur. Cela signifie que lerisque d'un second défaut de terre à un autre point dubobinage de champ est considérablement accru. Un seconddéfaut de terre entraînera un court-circuit de champ auxconséquences graves.

La protection contre les défauts de terre du rotor est baséesur l'injection d'une tension c.a. vers le circuit inducteur isolé.En l'absence de défaut, aucun flux de courant ne seraassocié à cette tension injectée. Si un défaut de terre du rotorse produit, cette condition sera détectée par la protectioncontre les défauts de terre du rotor. En fonction de laphilosophie du propriétaire de l'alternateur, cet état defonctionnement fera l'objet d'une alarme et/ou l'alternateursera déclenché. Une unité d'injection pour la protectioncontre les défauts de terre du rotor (RXTTE4) et unerésistance de protection sur plaque sont requises pour unfonctionnement correct.

9. Surveillance du système secondaire

Surveillance du circuit de courant CCSRDIFLes noyaux de transformateurs de courant ouverts ou encourt-circuit peuvent entraîner le fonctionnement intempestifde nombreuses fonctions de protection telles que lesfonctions de protection différentielle, défaut à la terre etdéfaut de courant inverse.

Il ne faut pas oublier que le blocage des fonctions deprotection lors d'un circuit de TC ouvert entraîne le maintiende la situation et la présence de tensions extrêmementélevées au secondaire.

La fonction de surveillance du circuit de courant (CCSRDIF)compare le courant résiduel d'un jeu triphasé de noyaux deTC avec le courant de point neutre sur une entrée séparée,prélevé sur un autre jeu de noyaux du TC.

La détection d'une différence indique un défaut dans le circuitet est utilisée en tant qu'alarme ou pour bloquer les fonctionsde protection susceptibles de provoquer des déclenchementsintempestifs.

Surveillance fusion fusible SDDRFUFL'objectif de la surveillance fusion fusible (SDDRFUF) est debloquer les fonctions de mesure de la tension lors desdéfaillances des circuits BT (secondaire) entre letransformateur de tension et le DEI, afin d'éviter desconséquences indésirables qui pourraient se produire.

La surveillance fusion fusible dispose de trois algorithmes debase différents, d'algorithmes basés sur les composantesinverses et homopolaires, et d'un algorithme supplémentairepour les deltas de tension et de courant.

L'algorithme de détection de composante inverse estrecommandé pour les DEI utilisant des réseaux mis à la terre

isolés ou par haute impédance. Il repose sur les quantités demesures de composante inverse et une valeur élevée detension 3U2 sans présence de courant inverse 3I2.

L'algorithme de détection de composante homopolaire estrecommandé pour les DEI utilisés dans des réseaux avecmise à la terre par faible impédance ou directement à la terre.Il repose sur les grandeurs de mesures homopolaires, unevaleur élevée de tension 3U0 sans présence de courant

résiduel 3I0.

Pour une meilleure adaptation aux exigences du système, unréglage de mode de fonctionnement a été introduit. Il permetde sélectionner les conditions de fonctionnement pour lafonction basée sur les composantes inverse et homopolaire.La sélection des différents modes de fonctionnement permetde choisir différentes possibilités d'interaction entrel'algorithme basé sur la composante inverse et la composantehomopolaire.

Un critère basé sur les mesures de delta de courant et detension peut être ajouté à la supervision de fusion fusible afinde détecter une fusion fusible triphasée, qui en pratique estplutôt associée à une commutation de transformateur detension pendant les manœuvres du poste.

10. Contrôle

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

La fonction de contrôle de synchronisme, contrôle deprésence tension et synchronisation (SESRSYN) vérifie queles tensions des deux côtés du disjoncteur sont synchronesou qu'au moins l'un d'eux est « mort » (hors tension) afin degarantir une fermeture en toute sécurité.

La fonction SESRSYN inclut un schéma de sélection detension intégré pour les dispositions à jeu de barres double,un disjoncteur et demi ou à jeu de barres en anneau.

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

Une fonction de synchronisation est fournie pour lessystèmes fonctionnant de manière asynchrone. La fonctionde synchronisation a pour objectif principal de permettre unefermeture contrôlée des disjoncteurs lorsque deux systèmesasynchrones vont être connectés. Elle est utilisée pour lesfréquences de glissement supérieures à celles admises pourle contrôle de synchronisme (synchrocheck) et inférieures àun seuil maximum déterminé pour la fonction desynchronisation.


22 ABB

Cependant, cette fonction ne peut pas être utilisée pour lasynchronisation automatique de l'alternateur sur le réseau.

Contrôle d'appareils de coupure (APC)Les fonctions de contrôle d'appareils de coupure permettentle contrôle et la supervision des disjoncteurs, dessectionneurs et des sectionneurs de terre d'un départ.L'autorisation de manœuvre est donnée après évaluation desconditions d'autres fonctions comme l'interverrouillage, lecontrôle de synchronisme, la sélection d'emplacementd'opérateur et les blocages externes ou internes.

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

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

position• Substitution des indications de position• Neutralisation des fonctions d'interverrouillage• Neutralisation du contrôle de synchronisme• Compteur de fonctionnement• Suppression de la position intermédiaire

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

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

Le niveau de sécurité normal signifie que seule la commandeest évaluée et que la position résultante n'est pas supervisée.Le niveau de sécurité renforcé signifie que la commande estévaluée avec une supervision supplémentaire de la valeur destatut de l'objet de contrôle. La sécurité de commande avecsécurité renforcée est toujours complétée par une primitive deservice CommandTermination.

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

Lecture de position du régleur en charge TCMYLTCLa position du régleur en charge peut être surveillée en ligne.Cela est possible soit en utilisant des signaux d'entréesbinaires codés via BCD, soit en utilisant un signal d'entréemA. La position réelle du régleur peut être utilisée par letransformateur ou la fonction de protection différentielleglobale pour obtenir un réglage de démarrage plus sensible.Cela rend alors la protection différentielle plus sensible auxdéfauts internes de faible niveau tels que les défauts entrespires de l'enroulement.

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

Mini-sélecteur VSGGIOLe bloc fonctionnel de mini sélecteur VSGGIO est unefonction polyvalente permettant de nombreuses applicationscomme commutateur à usage général.

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

Fonctions d'E/S de communication générique CEI 61850DPGGIOLe bloc fonctionnel des fonctions d'E/S de communicationgénérique CEI 61850 (DPGGIO) permet l'envoi de doublesindications aux autres systèmes ou équipements du poste. Ilest spécialement utilisé dans les logiques de réservation etd'interverrouillage au niveau du Poste.

Commande générique à point unique, 8 signaux SPC8GGIOLe bloc fonctionnel de commande générique à point unique,8 signaux (SPC8GGIO) est un ensemble de 8 points decommande uniques, conçus pour l'entrée des commandesde REMOTE (SCADA) vers les éléments de la configurationlogique qui ne nécessitent pas de fonctionnalité étendue deréception de commandes (par exemple, SCSWI). De cettefaçon, des commandes simples peuvent être envoyéesdirectement aux sorties de DEI, sans confirmation. Laconfirmation (état) du résultat des commandes est supposéeêtre obtenue par d'autres moyens, comme les entréesbinaires et les blocs fonctionnels SPGGIO. Les commandespeuvent être impulsionnelles ou maintenues.

AutomationBits, fonction de commande pour DNP3.0AUTOBITSLa fonction AutomationBits pour DNP3 (AUTOBITS) estutilisée dans le PCM600 pour accéder à la configuration descommandes transitant par le protocole DNP3. La fonctionAUTOBITS joue le même rôle que les fonctionsGOOSEBINRCV (pour CEI 61850) et MULTICMDRCV(pour LON).

Commande simple, 16 signauxLes DEI peuvent recevoir des commandes d'un systèmed'automatisation de poste électrique ou de l'IHM locale. Lebloc fonctionnel de commande dispose de sorties utilisables


ABB 23

pour contrôler des appareillages haute tension ou pourd'autres fonctionnalités définies par l’utilisateur.

11. Logique

Logique de déclenchement SMPPTRCUn bloc fonctionnel de déclenchement des protections estfourni pour chaque disjoncteur impliqué dans ledéclenchement du défaut. Il fournit une prolongation réglablede l'impulsion qui assure une impulsion de déclenchementassez longue, ainsi que toutes les fonctionnalités nécessairespour la coopération correcte avec les fonctions deréenclenchement automatique.

Le bloc fonctionnel de déclenchement inclut également unefonctionnalité de verrou réglable pour les défauts évolutifs etle verrouillage du disjoncteur.

Logique pour matrice de déclenchement TMAGGIOLa logique pour matrice de déclenchement TMAGGIO permetd'acheminer les signaux de déclenchement et les autressignaux de sortie logiques aux différents contacts de sortiedu DEI.

Les signaux de sortie TMAGGIO et les sorties physiquespermettent à l'utilisateur d'adapter les signaux aux sorties dedéclenchement physiques en fonction des besoinsspécifiques à l'application.

Bloc fonctionnel de signaux fixesLe bloc fonctionnel de signaux fixes (FXDSIGN) génère uncertain nombre de signaux prédéfinis (fixes) qui peuvent êtreutilisés dans la configuration d'un DEI, soit pour forcer lesentrées non utilisées dans les autres blocs fonctionnels, àun(e) certain(e) niveau/valeur, soit pour créer une certainelogique.

12. Surveillance

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

• les tensions, les courants et la fréquence mesurées, ainsique la puissance active, réactive et apparente, et lefacteur de puissance

• les phaseurs primaires et secondaires• les courants et tensions directs, inverses et homopolaires• les mA, les courants d'entrée• les compteurs d'impulsions

Surveillance des signaux d'entrée mACette fonction sert principalement à mesurer et de traiter dessignaux issus de différents convertisseurs de mesure. Denombreux dispositifs utilisés pour piloter les processusaffichent divers paramètres, tels que la fréquence, latempérature et la tension cc des batteries, sous forme devaleurs à courant faible, généralement dans la plage 4-20 mAou 0-20 mA.

Des seuils d'alarme peuvent être réglés et utilisés pourgénérer par exemple des signaux de déclenchement oud'alarme.

Cette fonction impose que le DEI soit équipé du moduled'entrées mA.

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

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

Le rapport de perturbographe DRPRDRE, toujours inclusdans le DEI, acquiert les données échantillonnées de tous lessignaux binaires et signaux d'entrée analogiques sélectionnésconnectés au bloc fonctionnel, pour un maximum de 40signaux analogiques et 96 signaux binaires.

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

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

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

Une perturbation est définie comme une activation d'uneentrée dans les blocs fonctionnels AxRADR ou BxRBDR, quisont réglés pour déclencher le perturbographe. Tous lessignaux, du début du temps pré-défaut (avant défaut) jusqu'àla fin du temps post-défaut (après défaut), seront inclus dansl'enregistrement.

Chaque enregistrement de rapport de perturbographie estenregistré dans le DEI au format Comtrade standard. Il en estde même pour tous les événements qui sont enregistrés enpermanence dans une mémoire tampon circulaire. L'IHMlocale est utilisée pour obtenir des informations sur les


24 ABB

enregistrements. Les fichiers de rapport de perturbographiepeuvent être téléchargés vers le PCM600 pour la réalisationd'autres analyses à l'aide de l'outil de gestion desperturbations.

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

La liste d'événements consigne tous les signaux d'entréebinaires connectés à la fonction de rapport deperturbographie. La liste peut contenir jusqu'à1 000 événements horodatés, stockés dans une mémoiretampon circulaire.

Indications DRPRDREPour obtenir des informations rapides, condensées et fiablessur les perturbations dans le circuit primaire et/ou secondaire,il est important de connaître par exemple les signaux binairesqui ont changé d'état lors d'une perturbation. Cesinformations sont utilisées à court terme pour obtenir desinformations via l'IHM locale de manière simple et directe.

Il y a trois LED sur l'IHM locale (verte, jaune et rouge) quiaffichent les informations d'état sur le DEI et la fonction derapport de perturbographie (déclenchée).

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

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

L'enregistreur d'événements consigne tous les signauxd'entrée binaires connectés à la fonction rapport deperturbographie. Chaque enregistrement peut contenirjusqu'à 150 événements horodatés.

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

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

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

L'enregistreur des valeurs de déclenchement calcule lesvaleurs de tous les signaux d'entrée analogiques sélectionnésà la fonction de rapport de perturbation. Le résultat estl'amplitude et l'angle de phase avant et pendant le défautpour chaque signal d'entrée analogique.

Les informations de l'enregistreur de valeurs dedéclenchement sont disponibles localement pour lesperturbations locales dans le DEI.

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

Enregistrement perturbographique DRPRDRELa fonction d'enregistrement perturbographique fournit desinformations rapides, complètes et fiables sur lesperturbations du système électrique. Elle facilite lacompréhension du comportement du système et deséquipements primaires et secondaires associés pendant etaprès une perturbation. Les informations enregistrées sontutilisées à différentes fins à court terme (par exemple, desmesures correctives) et à long terme (par exemple, desanalyses fonctionnelles).

La perturbographie acquiert les données échantillonnéesprovenant de tous les signaux binaires et analogiquessélectionnés, connectés à la fonction de rapport deperturbographie (maximum 40 signaux analogiques et 96signaux binaires). Les signaux binaires sont les mêmes queceux disponibles avec la fonction d'enregistreurd'événements.

La fonction est caractérisée par une grande flexibilité et nedépend pas du fonctionnement des fonctions de protection.Elle peut enregistrer des perturbations non détectées par lesfonctions de protection. Jusqu'à dix secondes de donnéesprécédant le moment du déclenchement peuvent êtreenregistrées dans le fichier de perturbation.

Les informations de perturbographie pour 100 perturbationsmaximum sont enregistrées dans le DEI et l'IHM locale estutilisée pour visualiser la liste des enregistrements.

Fonction d'événementsLorsqu'on utilise un système d'automatisation de poste avecune communication LON ou SPA, les événements horodatéspeuvent être envoyés lors d'un changement ou cycliquementdu DEI au calculateur du poste. Ces événements sont créés àpartir de tout signal disponible dans le DEI qui est raccordé àla fonction Evénements (EVENT). Le bloc fonctionnel desévénements est utilisé pour la communication LON et SPA.


ABB 25

Les valeurs d'indication analogiques et doubles sontégalement transférées par l'intermédiaire de la fonctionEVENT.

Fonction d'E/S de communication générique CEI 61850 SPGGIOLa fonction d'E/S de communication générique CEI 61850(SPGGIO) permet d'envoyer un signal logique unique àd'autres systèmes ou équipements du poste.

Fonction d'E/S de communication génériqueCEI 61850MVGGIOLa fonction d'E/S de communication générique CEI 61850(MVGGIO) permet d'envoyer la valeur instantanée de toutsignal analogique à d'autres systèmes ou équipements duposte. Elle peut également être utilisée dans le même DEIpour associer un aspect RANGE (PLAGE) à une valeuranalogique et permettre la supervision des mesures sur cettevaleur.

Bloc d'extension des valeurs de mesure RANGE_XPLes fonctions de mesure du courant et de la tension(CVMMXN, CMMXU, VMMXU et VNMMXU), les fonctions demesure des composantes symétriques de courant et detension (CMSQI et VMSQI) et les fonctions d'E/S decommunication générique CEI 61850 (MVGGIO) sont fourniespar la fonctionnalité de supervision des mesures. Toutes lesvaleurs mesurées peuvent être supervisées avec quatrelimites réglables : très bas, bas, haut et très haut. Le blocd'extension des valeurs de mesure (RANGE_XP) a étéintroduit pour permettre la traduction du signal de sortieentier des fonctions de mesure en 5 signaux binaires : endessous de la limite très bas, en dessous de la limite bas,normal, au-dessus de la limite très haut ou au-dessus de lalimite haut. Les signaux de sortie peuvent être utilisés commeconditions dans la logique configurable ou pour les alarmes.

13. Mesures

Logique du compteur d'impulsions PCGGIOLa logique du compteur d'impulsions (PCGGIO) compte lesimpulsions binaires générées en externe, par exemple lesimpulsions provenant d'un compteur d'énergie externe, pourle calcul des valeurs de consommation d'énergie. Lesimpulsions sont captées par le module d'entrée binaire puislues par la fonction . Une valeur de service échelonnée estdisponible sur l'ensemble du bus de poste. Le moduled'entrée binaire spécial avec capacités de comptaged'impulsions avancées doit être commandé pour permettrecette fonctionnalité.

Fonction de calcul de l'énergie et traitement de la demandeETPMMTRLa fonction de sorties des mesures (CVMMXN) peut êtreutilisée pour calculer la consommation énergétique. Lesvaleurs actives et réactives sont calculées dans le sens del'importation et de l'exportation. Les valeurs peuvent être lues

ou générées sous forme d'impulsions. Les valeurs dedemande de puissance maximales sont également calculéespar la fonction.

14. Fonctions de base du DEI

Synchronisation d'horlogeLe sélecteur de source de synchronisation d'horloge permetde sélectionner une source commune de temps absolu pourle DEI lorsque celui-ci fait partie d'un système de deprotection. Cela permet de comparer les donnéesd'événement et de perturbation entre tous les DEI d'unsystème d'automatisation de poste.

15. Interface homme-machine (IHM)

Interface homme-machineL'IHM locale est divisée en zones dotées de fonctionnalitésdifférentes.

• Voyants LED de signalisation d'état.• Voyants LED d'alarme au nombre de 15 (6 rouges et 9

jaunes) avec une étiquette pouvant être imprimée parl'utilisateur. Tous les voyants LED sont configurablesavec l'outil PCM600.

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

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

• Port de communication RJ 45 isolé.

IEC05000056-LITEN V1 FR

Figure 9. Exemple d'IHM graphique de taille moyenne


26 ABB

16. Communication interne du poste

PrésentationChaque DEI comprend une interface de communication quipermet sa connexion à un ou plusieurs systèmes ouéquipements de poste électrique, par le biais du bus decommunication du système de contrôle-commandenumérique du poste électrique (automatisation du posteélectrique, SA) par le biais du bus de communication dusystème de surveillance du poste électrique (surveillance deposte électrique, SM).

Les protocoles de communication suivants sont disponibles :

• Protocole de communication CEI 61850-8-1• 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 divers protocoles dansle même DEI.

Protocole de communication CEI 61850-8-1Le DEI est équipé à l'arrière de ports Ethernet optiquessimples ou doubles (sensibles à l'ordre) pour lescommunications du bus de poste CEI 61850-8-1. Lacommunication CEI 61850-8-1 est également possible via leport Ethernet optique situé en face avant. Le protocoleCEI 61850-8-1 permet à des dispositifs électriquesintelligents (DEI) de différents constructeurs d'échanger desinformations et de simplifier l'ingénierie du système. Il permetégalement la communication de point à point via desmessages GOOSE. Le chargement de fichiers de perturbationest possible.

Communication sérielle, LONLes postes existants avec LON pour le bus au niveau postefourni par ABB peuvent être étendus par l'usage de l'interfaceLON optique. Cela permet une fonctionnalité SA complètecomprenant une messagerie d'égal à égal et une coopérationentre les DEI ABB existants et le nouveau DEI 670.

Protocole de communication SPAUne simple porte en verre ou en plastique est fournie pour leprotocole SPA ABB. Elle permet d'étendre les systèmesd'automatisation de poste électrique simples mais estprincipalement utilisée pour les système de surveillance deposte électrique SMS.

Protocole de communication CEI 60870-5-103Une simple porte en verre ou en plastique est fournie pour lanorme CEI 60870-5-103. Elle permet de concevoir lessystèmes d'automatisation de poste électrique simplesincluant l'équipement de divers constructeurs. Le chargementde fichiers de perturbation est possible.

Protocole de communication DNP3.0Une porte électrique RS485 et une porte Ethernet optiquesont disponibles pour la communication DNP3.0. Une

communication DNP3.0 de niveau 2 avec événements nonsollicités, synchronisation de l'horloge et rapports deperturbation est fournie pour la communication vers les RTU,les passerelles ou les systèmes IHM.

Commande multiple et transmissionLorsque les DEI 670 sont utilisés dans des systèmesd'automatisation de poste électrique avec les protocoles decommunication LON, SPA ou CEI 60870-5-103, les blocsfonctionnels de commande multiple et d'événement sontutilisés comme interface de communication pour lacommunication verticale avec l'IHM et la passerelle du posteet comme interface pour la communication d'égal à égalhorizontale (uniquement avec LON).

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3La communication de bus de poste redondant selon leprotocole CEI 62439-3 Édition 1 et CEI 62439-3 Édition 2 estdisponible en option sur les DEI de la série 670. Le protocolede redondance parallèle CEI 62439-3 est une grandeuroptionnelle et la sélection se fait à la commande. Lacommunication de bus de poste redondant selon le protocoleCEI 62439-3 utilise à la fois les ports AB et CD du moduleOEM.

Sélectionner le protocole CEI 62439-3Édition 1 au moment de la commandelorsqu'on procède à l'extension d'uneinstallation de bus de poste DuoDriverredondant existante.Sélectionner le protocole CEI 62439-3Édition 2 au moment de la commande pourles nouvelles installations avec bus deposte redondant.Le protocole CEI 62439-3 Édition 1 n'estPAS compatible avec le protocoleCEI 62439-3 Édition 2.

17. Communication à distance

Transfert des signaux analogiques et binaires à l'extrémitéopposéeTrois signaux analogiques et huit signaux binaires peuventêtre échangés entre deux DEI. Cette fonctionnalité estprincipalement utilisée pour la protection différentielle deligne. Cependant elle peut également être utilisée dansd'autres produits. Un DEI peut communiquer avec unmaximum de 4 DEI distants.

Transfert des signaux binaires à distance, 192 signauxSi le canal de communication est utilisé pour transféreruniquement des signaux binaires, un maximum de 192signaux binaires peuvent être échangés entre deux DEI. Parexemple, cette fonctionnalité peut être utilisée pour envoyerdes informations telles que l'état des appareillages decoupure primaires ou les ordres de déclenchement


ABB 27

interdépendants au DEI distant. Un DEI peut communiqueravec un maximum de 4 DEI distants.

Module de communication des données courte et moyenneportée LDCMLe module de communication des données (LDCM) est utilisépour la communication entre des DEI situés à des distances<60 km ou entre le DEI et un convertisseur optique-électriqueavec interface G.703 ou G.703E1 situé à une distance <3 km.Le module LDCM échange des données avec un autremodule LDCM. Le format standard IEEE/ANSI C37.94 estutilisé.

Cette fonction peut par exemple être utilisée dans lescentrales électriques pour échanger jusqu'à 192 signauxbinaires (par ex. déclenchement, signalisation, alarme) entrel'alternateur et le poste HT dans les centrales.

18. Description du matériel

Modules matérielsModule d'alimentation PSMLe module d'alimentation sert à fournir les tensions internesappropriées et une isolation totale entre le terminal et lesystème de batterie. Une sortie d'alarme interne dedéfaillance est disponible.

Module d'entrées binaires BIMLe module d'entrées binaires dispose de 16 entrées isoléesoptiquement et est disponible en deux versions : unestandard et une disposant d'entrées avec des capacitésaméliorées de comptage d'impulsions, à utiliser avec lafonction de comptage d'impulsions. Les entrées binaires sontlibrement programmables et peuvent être utilisées pour lessignaux logiques d'entrée de n'importe quelle fonction. Ellespeuvent aussi être incluses dans les fonctions deperturbographie et d'enregistrement des événements. Celapermet une surveillance et une évaluation approfondies dufonctionnement du DEI et de tous les circuits électriquesassociés.

Module de sorties binaires BOMLe module de sorties binaires dispose de 24 relais de sortieindépendants et est utilisé pour la sortie de déclenchementou la signalisation.

Module de sorties binaires statiques SOMLe module de sorties binaires statiques dispose de six sortiesstatiques rapides et de six relais de sortie inverseurs,destinées à être utilisés dans des applications exigeant desvitesses élevées.

Module d'entrées/sorties binaires IOMLe module d'entrées/sorties binaires est utilisé lorsque seulsquelques canaux d'entrée et de sortie sont nécessaires. Lesdix canaux de sortie standard sont utilisés pour la sortie dedéclenchement ou la signalisation. Les deux canaux de sortiede signal ultra rapides sont utilisés pour les applications

nécessitant un temps de fonctionnement réduit. Huit entréesbinaires à isolation optique permettent l'entrée desinformations binaires requises.

Module d'entrées mA MIMLe module d'entrées milli-ampère est utilisé comme interfacepour les signaux de transducteur dans la plage –20 à+20 mA, issus par exemple de la position des transducteursde position, de température ou de pression de l'OLTC(Régleur en charge). Le module dispose de six canauxindépendants à isolation galvanique.

Module Ethernet optique OEMLe module Ethernet rapide optique permet de connecter unDEI aux bus de communication (tels que le bus de poste) quiutilisent le protocole CEI 61850-8-1 (ports A et B). Le moduledispose d'un ou de deux ports optiques avec connecteurs ST.

Module de communication série et LON SLM, prise en chargede SPA/CEI 60870-5-103, LON et DNP 3.0Le module de communication série et LON (SLM) est utilisépour la communication SPA, CEI 60870-5-103, DNP3 etLON. Le module est doté de deux ports de communicationoptique pour liaison plastique/plastique, plastique/verre ouverre/verre. Un port est utilisé pour la communication série(port SPA, CEI 60870-5-103 et DNP3, ou portCEI 60870-5-103 dédié, en fonction du module SLMcommandé) et l'autre pour la communication LON.

Module de communication des données LDCMChaque module dispose d'un port optique, un pour chaqueextrémité distante avec laquelle le DEI communique.

Des cartes alternatives moyenne portée (mode simple,1310 nm) et courte portée (multi-mode, 850 nm) sontdisponibles.

Module galvanique de communication série RS485Le module galvanique de communication RS485 est utilisépour les communications DNP3.0. Le module dispose d'unport de communication RS485. La communication RS485 estune communication série équilibrée qui peut être utilisée surdes connexions à 2 ou à 4 fils. Une connexion sur 2 fils utilisele même signal pour la réception (RX) et l'émission (TX), etcorrespond à une liaison multipoint sans maître ou esclavedédié. Cette variante requiert toutefois un contrôle de lasortie. La connexion sur 4 fils utilise des signaux séparéspour la réception (RX) et l'émission (TX), et correspond à uneliaison multipoint avec un maître dédié et des esclaves. Aucunsignal de contrôle spécial n'est requis dans ce cas.

Module de synchronisation de l'horloge GPS GTMCe module inclut un récepteur GPS utilisé pour lasynchronisation d'horloge. Le GPS dispose d'un connecteurSMA pour le raccordement d'une antenne. Il inclut égalementune sortie à connecteur PPS ST optique.


28 ABB

Module de synchronisation d'horloge IRIG-BLe module de synchronisation d'horloge IRIG-B est utilisépour la synchronisation temporelle précise du DEI avecl'horloge du poste.

Module d'entrée de transformateur TRMLe module d'entrée de transformateur est utilisé pour isolergalvaniquement et transformer les courants et tensionssecondaires générés par les transformateurs de mesure. Lemodule dispose de douze entrées avec différentescombinaisons d'entrées de courant et de tension. Desentrées TC de classe protection ou de classe mesure sontdisponibles.

D'autres connecteurs possibles de type à compression ou àcosse annulaire peuvent être commandés.

Unité de résistances pour haute impédanceL'unité de résistance haute impédance, dotée de résistancepour le réglage de la valeur de démarrage et d'une résistancedépendante de la tension, est disponible en unitémonophasée ou triphasée. Les deux se montent sur uneplaque pour appareil 1/1 19" avec bornes à serrage.

Configuration et dimensionsDimensions

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 FR

Figure 10. Boîtier 1/2 x 19” avec cache arrière

xx05000004.vsdIEC05000004 V1 FR

Figure 11. Montage côte-à-côte


ABB 29

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• Kit de montage sur châssis 19”• Kit de montage encastré avec dimensions découpées :

– boîtier de taille 1/2 (h) 254,3 mm (l) 210,1 mm– boîtier de taille 1/1 (h) 254,3 mm (l) 434,7 mm

• Kit de montage mural

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

Équipement d'injectionUnité d'injection REX060L'unité d'injection REX060 permet d'injecter des signaux detension et de courant dans les circuits du rotor et du statorde l'alternateur ou du moteur. L'unité REX060 génère deuxsignaux à onde carrée avec des fréquences différentes pourune injection dans les circuits du stator et du rotor,respectivement. La réponse aux tensions et courant injectésest ensuite mesurée par l'unité REX060 et amplifiée à unniveau adapté aux entrées de tension analogique du DEI.

Module d'injection du stator SIMLe module SIM est installé dans le boîtier du REX060. Lemodule SIM génère un signal de tension à onde carrée pourl'injection dans le circuit du stator via la résistance de pointneutre ou le TP/TD. Le module SIM mesure la tension et lecourant du signal injecté et le DEI calcule en conséquencel'impédance entre le stator et la terre. Si l'impédance calculéeest inférieure à la valeur prédéfinie, une sortie ALARME et/ouDÉCLENCHEMENT est définie.

Module d'injection du rotor RIMLe module RIM est installé dans le boîtier du REX060. Lemodule RIM génère un signal de tension à onde carrée pour

l'injection dans le circuit du rotor via une unité decondensateur REX061 pour l'isolement. Le module RIMmesure la tension et le courant du signal injecté et le DEIcalcule en conséquence l'impédance entre le rotor et la terre.Si l'impédance calculée est inférieure à la valeur prédéfinie,une sortie ALARME et/ou DÉCLENCHEMENT est définie.

Unité de condensateur de couplage REX061L'unité REX061 isole le circuit d'injection de la tensiond'excitation du rotor.

Le point de mise à la terre de l'unité de condensateur decouplage REX061 et le balai de mise à la terre de l'arbre durotor doivent être correctement raccordés.

Unité de résistance shunt REX062L'unité REX062 est généralement utilisée lorsque l'injection sefait via un transformateur de mise à la terre.


30 ABB

19. Schémas de raccordement

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

1MRK002801-AC-2-670-1.2-PG V1 EN

Module Positions à l'arrière

PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOM ouMIM

X31 et X32 etc. à X51 et X52

SLM X301 : A, B, C, D

LDCM, IRIG-B ou RS485 X302

LDCM ou RS485 X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485 ou GTM X312, 313

TRM X401

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

1MRK002801-AC-6-670-1.2-PG V1 EN

Module Positions à l'arrière

PSM X11

BIM, BOM, SOM,IOM ou MIM

X31 et X32 etc. à X131 etX132

SLM X301 : A, B, C, D

LDCM, IRIG-B ouRS485

X302

LDCM ou RS485 X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485 ouGTM

X312, X313, X322, X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411


ABB 31

1MRK002801-AC-10-670-1.2-PG V1 EN

Figure 12. Module d'entrée de transformateurs (TRM)

￭ Indique la polarité élevée

Désignation entrée CT/VT selon figure 12

Con

figur

atio

nco

uran

t/ten

sion

(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 1A12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A9I+3U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220-

V110-220-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 - - - - - -*) Mesures

Noter que la polarité interne peut être ajustée par le réglage du côté du neutre sur les entrées analogiques TC et/ou par le réglage des blocsfonctionnels de prétraitement SMAI.


32 ABB

1MRK002801-AC-11-670-1.2-PG V1 EN

Figure 13. Module d'entrée binaire (BIM). Lescontacts d'entrée XA correspondent auxpositions arrière X31, X41, etc. et lescontacts d'entrée XB aux positions arrièreX32, X42, etc.

1MRK002801-AC-15-670-1.2-PG V1 EN

Figure 14. Module d'entrée en mA (MIM)

1MRK002801-AC-8-670-1.2-PG V1 FR

Figure 15. DEI avec fonctionnalité de base et interfaces de communication


ABB 33

1MRK002801-AC-7-670-1.2-PG V1 FR

Figure 16. Module d'alimentation (PSM)

1MRK002801-AC-12-670-1.2-PG V1 FR

Figure 17. Module de sortie binaire (BOM). Les contacts de sortie XA correspondent aux positions arrière X31, X41, etc. et les contactsde sortie XB aux positions arrière X32, X42, etc.


34 ABB

1MRK002801-AC-13-670-1.2-PG V1 EN

Figure 18. Module de sortie statique (SOM)

1MRK002801-AC-14-670-1.2-PG V1 EN

Figure 19. Module d'entrée/sortie binaire (IOM). Les contacts d'entrée XA correspondent aux positions arrière X31, X41, etc. et les contactsde sortie XB aux positions arrière X32, X42, etc.


ABB 35

Unité d'injection REX060

1MRK002501-BA-2-PG V1 EN

Figure 20. Désignation pour le boîtier de l'unité REX060

1MRK002501-BA-3-PG V1 FR

Figure 21. Module d'alimentation


36 ABB


Figure 22. Module d'injection du stator


Figure 23. Module d'injection du rotor


ABB 37

Unité de condensateur de couplage REX061


Figure 24. Désignation pour le boîtier de l'unité de condensateur


Figure 25. Module condensateur de couplage


38 ABB

Unité de résistance shunt REX062


Figure 26. Désignation du boîtier de l'unité de résistance shunt


Figure 27. Module de résistance shunt


ABB 39

20. Données techniques

Généralités

Définitions

Valeur deréférence :

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

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

Plage de fonction‐nement :

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

Grandeurs d'entrée, valeurs nominales et limitesEntrées analogiques

Tableau 3. TRM - Grandeurs analogiques, valeurs nominales et limites pour les modules des transformateurs de protection

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.

Tableau 4. MIM - Module des entrées mA

Quantité : Valeur nominale : Plage nominale :

Plage d'entrée Rentrée = 194 Ohm 0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

- Résistance d'entrée0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

-

Consommationchaque carte mAchaque entrée mA

£ 2 W£ 0,1 W

-


40 ABB

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 c.c. 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 -

Entrées et sorties binaires

Tableau 7. BIM - Module des entrées binaires


Entrées binaires 16 -

Tension c. c., RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Puissance consommée24/30 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


ABB 41

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




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Consommation d'énergie24/30 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 compteur équilibrée 40 impulsions/s max -

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

Tableau 9. IOM - Module des entrées / sorties binaires




RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%RL ± 20%

Puissance consommée24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

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

-


42 ABB

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

Fonction ou quantité Relais de déclenchement etde signalisation

Relais de signalisationrapides (100 relais reedparallèles)

Entrées binaires 10 2

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

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

Capacité d'acheminement de courantPar relais, en permanencePar relais, 1 sPar broche de connexion de processus, en permanence

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Pouvoir de coupure à la charge résistive 0,2 s1,0 s

30 A10 A

220–250 V/0,4 A110–125 V/0,4 A48–60 V/0,2 A24–30 V/0,1 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


ABB 43

Tableau 11. Module IOM avec MOV - données de contact (norme de référence : CEI 60255-23)

Fonction ou caractéristique Relais de déclenchement et designalisation

Relais de signalisation rapides (relais reed parallèles)

Sorties binaires IOM : 10 IOM : 2

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

Tension d'essai à travers uncontact ouvert, 1 min

250 V efficace 250 V efficace

Capacité d'acheminement decourantPar relais, en permanencePar relais, 1 sPar broche de connexion deprocessus, en permanence

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Pouvoir de coupure à la chargerésistive 0,2 s1,0 s

30 A10 A

220–250 V/0,4 A110–125 V/0,4 A48–60 V/0,2 A24–30 V/0,1 A

Pouvoir de coupure pour c.a.,cos j > 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 A220 V / 0,2 A250 V / 0,15 A

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

Charge capacitive maximum - 10 nF


44 ABB

Tableau 12. Module de sorties statiques SOM (norme de référence : CEI 61810-2) : Sorties binaires statiques

Fonction de la grandeur Déclenchement de sortie statique binaire

Tension nominale 48 - 60 V c.c. 110 - 250 V c.c.

Nombre de sorties 6 6

Impédance en position ouverte ~300 kΩ ~810 kΩ

Tension d'essai à travers un contact ouvert, 1 min Aucune séparation galvanique Aucune séparation galvanique

Capacité d'acheminement de courant :

En permanence 5A 5A

1,0 s 10A 10A

Pouvoir de coupure à la charge capacitive aveccapacité maximum de 0,2 μF :

0,2 s 30A 30A

1,0 s 10A 10A

Pouvoir de coupure pour c.c. avec L/R ≤ 40 ms 48V/1A 110V/0,4A

60V/0,75A 125V/0,35A

220V/0,2A

250V/0,15A

Temps de fonctionnement <1ms <1ms

Tableau 13. Données du module de sorties statiques SOM (norme de référence : CEI 61810-2) : Sorties à relais électromécaniques

Fonction de la grandeur Relais de déclenchement et de signalisation

Tension maxi. du système 250V c.a./c.c.

Nombre de sorties 6

Tension d'essai à travers un contact ouvert, 1 min 1000V rms

Capacité d'acheminement de courant :

En permanence 8A

1,0 s 10A

Pouvoir de coupure à la charge capacitive avec capacité maximum de0,2 μF :

0,2 s 30A

1,0 s 10A

Pouvoir de coupure pour c.c. avec L/R ≤ 40 ms 48V/1A

110V/0,4A

125V/0,35A

220V/0,2A

250V/0,15A


ABB 45

Tableau 14. BOM - Données des contacts du module de sorties binaires (étalon de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou quantité Relais de déclenchement et designalistion

Entrées binaires 24

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

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

Capacité d'acheminement de courantPar relais, en permanencePar relais, 1 sPar broche de connexion de processus, en permanence

8 A10 A12 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 15. Influence de la température et de l'humidité

Paramètre Valeur de référence Plage nominale Influence

Température ambiante, valeur defonctionnement

+20 °C de -10 °C à +55 °C 0,02% /°C

Humidité relativePlage de fonctionnement

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Température d'entreposage de -40 °C à +70 °C - -

Tableau 16. Influence de la tension d'alimentation auxiliaire c.c. sur les fonctionnalités pendant l'exploitation

Incidence sur Valeur deréférence

Dans la plagenominale

Influence

Ondulation, sur tension auxiliaire c. c.Plage de fonctionnement

max. 2%Redressementpleine onde

15 % de EL 0,01% /%

Dépendance à la tension auxiliaire,valeur de fonctionnement

± 20% de EL 0,01% /%

Interruption de la tension auxiliaire c. c.

24-60 V c. c. ± 20% 90-250 V c. c. ± 20%

Intervalled'interruption0–50 ms

Pas de redémarrage

0–∞ s Fonction-nement correct hors tension

Temps deredémarrage

<300 s


46 ABB

Tableau 17. Influence de la fréquence (étalon de référence : CEI 60255–1)

Incidence sur Dans la plage nominale Influence

Dépendance à la fréquence, valeur de fonctionnement fr ± 2,5 Hz pour 50 Hzfr ± 3,0 Hz pour 60 Hz

± 1,0% / Hz

Dépendance aux harmoniques (contenu de 20%) harmonique de rang 2, 3 et 5 de fr ± 1.0%

Dépendance de fréquence harmonique pour protection différentielleà haute impédance (contenu 10 %)

harmonique de rang 2, 3 et 5 de fr ±5,0 %

Essais de type conformément aux normes

Tableau 18. Compatibilité électromagnétique

Essai Valeurs d'essai de type Normes de référence

Onde oscillatoire amortie 1 MHz 2,5 kV CEI 60255-22-1

Essai d'immunité à l'onde oscillatoire amortie lente 100 kHz 2,5 kV CEI 61000-4-18, classe III

Essai d'immunité à l'onde sinusoïdale amortie, 100 kHz 2-4 kV CEI 61000-4-12, classe IV

Essai de résistance aux chocs 2,5 kV, oscillatoire4,0 kV, transitoire rapide

IEEE/ANSI C37.90.1

Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte

15 kV Décharge dans l'air8 kV Décharge au point decontact8 kV Décharge au point decontact

CEI 60255-22-2, classe IV CEI 61000-4-2, classe IV


15 kV Décharge dans l'air8 kV Décharge au point decontact8 kV Décharge au point decontact

IEEE/ANSI C37.90.1

Perturbation au transitoire rapide 4 kV CEI 60255-22-4, classe A

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

CEI 60255-22-5

Essai d'immunité à la fréquence du réseau 150-300 V, 50 Hz CEI 60255-22-7, classe A

Essai d'immunité aux perturbations conduites en mode commun 15 Hz-150 kHz CEI 61000-4-16, classe IV

Essai aux champs magnétiques à la fréquence du réseau 1000 A/m, 3 s100 A/m, cont.

CEI 61000-4-8, classe V

Essai au champ magnétique oscillatoire amorti 100 A/m CEI 61000-4-10, classe V

Perturbation au champ magnétique rayonné 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz

CEI 60255-22-3

Perturbation au champ magnétique rayonné 35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

Perturbation au champ magnétique conduit 10 V, 0,15-80 MHz CEI 60255-22-6

Émission rayonnée 30-1000 MHz CEI 60255-25

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


ABB 47

Tableau 19. Isolement

Essai Valeurs d'essai de type 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 20. Essais d'environnement

Essai Valeurs d'essai de type Étalon de référence

Essai de froid Essai Ad pendant 16 h à -25°C CEI 60068-2-1

Essai de stockage 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, régimepermanent

Essai Ca pendant 4 jours à +40 °C avec une humidité de 93 % CEI 60068-2-78

Essai de chaleur humide, cyclique Essai Db pendant 6 cycles de +25 à +55 °C avec une humidité de 93 à95 % (1 cycle = 24 heures)

CEI 60068-2-30

Tableau 21. Conformité CE

Essai Conformément à

Immunité EN 50263

Émissivité EN 50263

Directive basse tension EN 50178

Tableau 22. Essais mécaniques


Essai de réponse aux vibrations Classe II CEI 60255-21-1

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

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

Essai de résistance aux chocs Classe I CEI 60255-21-2

Essai de secousses Classe I CEI 60255-21-2

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


48 ABB

Équipement d'injection

Tableau 23. Essais de compatibilité électromagnétique


Onde amortie 1 MHz 2,5 kV CEI 60255-22-1

Essai d'immunité à l'onde oscillatoire amortie lente 100 kHz 2,5 kV CEI 61000-4-18, classe III

Essai de capacité de tenue aux ondes de choc 2,5 kV, oscillatoire4,0 kV, transitoire rapide

IEEE/ANSI C37.90.1


Décharge dans l'air 15 kVDécharge au contact 8 kVDécharge au contact 8 kV

CEI 60255-22-2, classe IV CEI 61000-4-2, classe IV


Décharge dans l'air 15 kVDécharge au contact 8 kVDécharge au contact 8 kV

IEEE/ANSI C37.90.3

Essai d'immunité aux transitoires électriques rapides en salves 4 kV CEI 60255-22-4, classe A

Essai d'immunité aux ondes de choc 1-2 kV et 2-4 kV, 1,2/50 µsHaute énergie

CEI 60255-22-5

Essais d’immunité aux fréquences industrielles 150-300 V, 50 Hz CEI 60255-22-7, classe A

Essai d’immunité au champ magnétique à la fréquence du réseau 1000 A/m, 3 s100 A/m, cont.

CEI 61000-4-8

Essai d'immunité aux perturbations de champ électromagnétique rayonné 20 V/m, 80-1000 MHz1,4-2,7 GHz

CEI 60255-22-3

Essai d'immunité aux perturbations de champ électromagnétique rayonné 20 V/m, 80-1000 MHz IEEE/ANSI C37.90.2

Essai d'immunité aux perturbations de champ électromagnétique conduit 10 V, 0,15-80 MHz CEI 60255-22-6

Essais d'immunité aux creux de tension et coupures brèves Creux :40 %/200 ms70 %/500 msCoupures :0-50 ms : Pas deredémarrage0… ∞ s : Comportementcorrect en cas de coupure

CEI 60255-11

Émission rayonnée 30-1000 MHz CEI 60255-25

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

Tableau 24. Essais d'isolement, REX060, REX062 et REG670

Essai Valeurs d'essai de type Norme de référence

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

Essai de tension de choc 5,0 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J CEI 60255-5

Résistance d'isolement >100 MΩ à 500 V c.c. CEI 60255-5


ABB 49

Tableau 25. Essais d'isolement, REX061

Essai Valeurs d'essai de type Norme de référence

Essai diélectrique 7,48 kV c.c., 1 min(raccordements au rotor) 2,8 kV c.c., 1 min

IEEE 421.3 CEI 60255-5

Essai de tension de choc 12,0 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J(raccordements au rotor) 5,0 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J

CEI 60664-1 CEI 60255-5

Résistance d'isolement >100 MΩ à 500 V c.c. CEI 60255-5

Tableau 26. Essais mécaniques

Essai Normes de référence Éléments requis

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

Essai d'endurance aux vibrationsREG670 et REX060REX061 et REX062

CEI 60255-21-1 Classe 1Classe 2

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

Essai de résistance aux chocsREG670 et REX060REX061 et REX062


Essai de secoussesREG670 et REX060REX061 et REX062


Essais de tenue aux séismesREG670 et REX060REX061 et REX062

CEI 60255-21-3 Classe 2Classe 2 étendue

Tableau 27. Essais d'environnement

Essai Valeur d'essai de type Norme de référence

Essai de froiden fonctionnementen stockage

16 h à -25°C16 h à -40°C

CEI 60068-2-1

Essai avec chaleur sècheen fonctionnementen stockage

16 h à +70°C16 h à +85°C

CEI 60068-2-2

Essai avec chaleur humideen conditions stabilisées en conditions cycliques

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

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

Tableau 28. Influence de la tension d'alimentation auxiliaire c.c.

Essai Valeurs d'essai de type Influence

Dépendance de la tension auxiliaire, valeur defonctionnement

± 20 % de EL 0,01 % /°C

Ondulation de la tension auxiliaire c.c., valeurde fonctionnement

15 % de EL 0,01 % /°C


50 ABB

Tableau 29. Influence de la température

Essai Valeurs d'essai de type Influence

Température ambiante, valeur defonctionnement

-25°C à +55°C 0,01 % /°C

Température d'entreposage -40°C à +85°C -

Tableau 30. Indice de protection

Description Valeurs

REX060Face avantMontage sur panneau, face avantFace arrière, borniers

IP40IP54IP20

REX061 et REX062Avant et côtéFond

IP41IP20


ABB 51

Protection différentielle

Tableau 31. Protection différentielle d'alternateur GENPDIF

Fonction Plage ou valeur Précision

Limite de courant différentiel sans retenue (1-50) p.u. de IBase ± 2,0 % de la valeur définie

Rapport de réinitialisation > 95% -

Sensibilité de base (0,05–1,00) p.u. deIBase

± 2,0 % de Ir

Niveau de courant inverse (0,02–0,2) p.u. de IBase ± 1,0 % de Ir

Temps de fonctionnement, fonction avecretenue

25 ms typiquement à 0à 2 x niveau défini

-

Temps de réinitialisation, fonction avecretenue


-

Temps de fonctionnement, fonction sansretenue


-

Temps de réinitialisation, fonction sansretenue


-

Temps de fonctionnement, fonction inversesans retenue

15 ms (typique) de 0 à5 x niveau défini

-

Temps d'impulsion critique, fonction sansretenue

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

-


52 ABB

Tableau 32. Protection différentielle de transformateur T2WPDIF, T3WPDIF


Caractéristiques de fonctionnement Adaptable ± 1,0 % de Ir à I < Ir± 1,0 % de I pour I > Ir

Rapport de réinitialisation >95 % -

Limite de courant différentiel sans retenue (100-5000)% deIBasesur bobinage hautetension

± 1,0 % de la valeur définie

Sensibilité de base (10-60) % de IBase ± 1,0 % de Ir

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

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

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

± 5.0 % de l'amplitude de l'harmonique appliquée

Type de connexion pour chacun desenroulements

Y ou D -

Déplacement de phase entre enroulementshaute tension, W1 et chacun desenroulements, W2 et W3. Notation aiguillede montre

0–11 -

Temps de fonctionnement, fonction avecretenue

25 ms typiquement à 0à 2x niveau défini

-

Temps de réinitialisation, fonction avecretenue


-

Temps de fonctionnement, fonction sansretenue


-

Temps de réinitialisation, fonction sansretenue


-

Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement à 0à 5 x Ib

-


ABB 53

Tableau 33. Protection différentielle contre les défauts de terre, basse impédance REFPDIF


Caractéristique defonctionnement

Adaptable ± 1 % de IBase2 % de la valeur de fonctionnement théorique (IDiff) si IBias >= 1,25IBase (c.-à-d. sections 2 et 3)(La situation présentée ci-dessus est valide si IBase est égal au courantnominal de l'enroulement protégé.)

Rapport de réinitialisation 0.95 -

Caractéristique directionnelle 180 degrés fixes ou ± 60 à ±90 degrés

± 1 degré à IBias (courant de polarisation) = IBase± 2 degrés à IBias (courant de polarisation) = 2 x IBase± 3 degrés à IBias (courant de polarisation) = 4 x IBase(La situation présentée ci-dessus est valide si IBase est égal au courantnominal de l'enroulement protégé.)

Temps de fonctionnement,fonction de déclenchement

20 ms typiquement à 0 à 10 xIdMin

-

Temps de réinitialisation,fonction de déclenchement

25 ms typiquement à 10 à 0 xIdMin

-

Blocage par l'harmonique derang 2

(5,0-100,0) % de composantefondamentale

± 2,0 % de IrBase

Tableau 34. Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF


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

± 1,0 % de Ir

Rapport de réinitialisation >95 % -

Puissance continue maximum U>Déclenchement2/résistance série≤200 W

-

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

Temps de réinitialisation 105 ms typiquement à 10 à 0 x Ud -

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


54 ABB

Protection d'impédance

Tableau 35. Protection de distance multichaînes, non-commutée, caractéristique Mho ZMHPDIS


Nombre de zones avec senssélectionnables

3 avec sens sélectionnable -

Courant de fonctionnementminimum

(10–30) % de IBase -

Impédance directe, boucle phase-terre

(0,005–3000,000) W/phase ± 2,0 % précision statiqueConditions :Plage de tension : (0.1-1.1) x Ur

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

Angle d'impédance directe,boucle phase-terre

(10–90) degrés

Portée inverse, boucle phase-terre (Amplitude)

(0,005–3000,000) Ω/phase

Amplitude du coefficient de terreKN

(0,00–3,00)

Angle du coefficient de terre KN (-180–180) degrés

Dépassement de portéetransitoire

<5 % à 85 degrés mesuréeavec des CVT et 0,5<SIR<30

-

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

Temps de fonctionnement 20 ms typiquement (avecsorties statiques)

-

Rapport de réinitialisation 105 % (typique) -

Temps de réinitialisation 30 ms (typique) -

Tableau 36. Protection contre les glissements de pôle PSPPPAM


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

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

Angles de démarrage et dedéclenchement

(0,0–180,0) degrés ± 5,0 degrés

Compteur de déclenchementpour zone 1 et pour zone 2

(1-20) -

Tableau 37. Perte d'excitation LEXPDIS


Décalage X du point supérieurde mho

(–1000,00–1000,00) % de ZBase ± 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


ABB 55

Tableau 38. ROTIPHIZ - Données techniques


Sensibilité de la résistance aux défauts Pouvant être atteinte 500 kΩ

Typique 50 kΩ

Fréquence d'injection (75,000 - 250,000) Hz ± 0,1 Hz

Limite de déclenchement de la résistance auxdéfauts

(100 - 100 000) Ω 5 % de 1 kΩ à Rf ≤ 1 kΩ5 % de la valeur définie à 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10 % de la valeur définie à Rf > 20 kΩ

Limite d'alarme de la résistance aux défauts (100 - 1 000 000) Ω 5 % de 1 kΩ à Rf ≤ 1 kΩ5 % de 10 kΩ à 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10 % de la valeur définie à 20 kΩ < Rf ≤ 200 kΩ

Temps de fonctionnement, démarrage 1,00 s typiquement -

Temps de fonctionnement, déclenchement 2,00 s typiquement -

Temporisation alarme (0,00 - 600,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tableau 39. STTIPHIZ - Données techniques


Sensibilité de la résistance de défaut Pouvant être atteinte en conditionde fonctionnement stable de lamachine

50 kΩ

Typique 10 kΩ

Fréquence d'injection (50,000 - 250,000) Hz ± 0,1 Hz

Limite de déclenchement de la résistance dedéfaut

(100 - 10 000) Ω ±5 % de 1 kΩ à Rf ≤ 1 kΩ±10 % de la valeur définie à Rf > 1 kΩ

Limite d'alarme de la résistance de défaut (100 - 100 000) Ω ±5 % de 1 kΩ à Rf ≤ 1 kΩ±10 % de 10 kΩ à 1 kΩ < Rf ≤ 10 kΩ± 50 % de la valeur définie à Rf > 10 kΩ

Temps de fonctionnement, démarrage 1,00 s typiquement -

Temps de fonctionnement, déclenchement 2,00 s typiquement -

Temporisation alarme (0,00 - 600,00) s ± 0,5 % ± 10 ms


56 ABB

Protection de courant

Tableau 40. Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC


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


Temps de fonctionnement 25 ms typiquement à 0 à 2 x Idéfini -

Temps de réinitialisation 25 ms typiquement à 2 à 0 x Idéfini -

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

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



Dépassement de portéedynamique

< 5 % à t = 100 ms -

Tableau 41. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC

Fonction Plage de réglage Précision

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

Coefficient de retombée deréinitialisation

> 95 % -

Courant de fonctionnement min. (1-100)% de lBase ± 1,0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

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

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

Blocage de la secondeharmonique

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

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

Temps de fonctionnementminimum

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10ms

Caractéristiques inverses, voirtableau 107, tableau 108 ettableau 109

19 types de courbes Voir tableau 107, tableau 108 ettableau 109

Temps de fonctionnement,démarrage non directionnelle

25 ms typiquement à 0 à 2 x Iassigné -

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnelle


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

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


ABB 57

Tableau 42. Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC


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


Temps de fonctionnement 25 ms typiquement à 0 à 2 x Idéfini -



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



Dépassement de portéedynamique

< 5 % avec t = 100 ms -

Tableau 43. Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils EF4PTOC


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

Rapport de réinitialisation > 95 % -

Courant de fonctionnement pourcomparaison directionnelle

(1–100) % de lBase ± 1,0 % de Ir

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

Caractéristiques inverses, voirtableau 107, tableau 108 ettableau 109


Fonctionnement de la retenuepar la deuxième harmonique

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

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

Tension de polarisation minimum (1–100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de polarisation minimum (1-30) % de IBase ±0.25 % de Ir

Part réelle de la source Z utiliséepour la polarisation du courant

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

Part imaginaire de la source Zutilisée pour la polarisation ducourant

(0,50–3000,00) W/phase -

Temps de fonctionnement,démarrage non directionnelle

25 ms typiquement à 0 à 2 x Idéfini -

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnelle

25 ms typiquement à 2 à 0 x Idéfini -




58 ABB

Tableau 44. Protection à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC


Valeur de fonctionnement,courant inverse, seuil 1-4

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



Pour les caractéristiquesinverses, voir tableau 107,tableau 108 et tableau 109

18 types de courbe Voir tableau 107, tableau 108 ettableau 109

Courant de fonctionnementminimum pour seuil 1 - 4

(1,00 - 10 000,00) % de IBase ± 1,0 % de Ir à I < Ir± 1,0 % de I à I > Ir

Valeur de fonctionnement,courant inverse pour libérationdirectionnelle

(1-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

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

Tension de polarisation minimum (1-100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de polarisation minimal (2-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

Part réelle de l'impédance desource inverse utilisée pour lapolarisation du courant

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

Part imaginaire de l'impédancede source inverse utilisée pour lapolarisation du courant

(0,50–3000,00) W/phase -

Temps de fonctionnement,fonction de démarrage

25 ms typiquement à 0,5 à 2 x Iassigné -

Temps de réinitialisation,fonction de démarrage

25 ms typiquement à 2 à 0,5 x Iassigné -

Temps d'impulsion critique,fonction de démarrage


Marge de durée d'impulsion,fonction de démarrage

15 ms typiquement -

Dépassement sur transitoire < 10 % à τ = 100 ms -


ABB 59

Tableau 45. Protection directionnelle sensible de puissance et à maximum de courant résiduel SDEPSDE


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

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

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

(0,25-200,00) % de SBase ± 1,0 % de Sr avec S £ Sr

± 1,0 % de S avec S > Sr

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

Niveau de fonctionnementpour le maximum de courantrésiduel 3I0 et j

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

Niveau de fonctionnementpour le maximum de courantnon directionnel

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

Niveau de fonctionnementpour le maximum de tensionnon directionnel

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

± 0,5 % de U avec U > Ur

Courant résiduel de retourpour tous les modesdirectionnels

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

Tension résiduelle de retourpour tous les modesdirectionnels

(0,01-200,00) % de UBase ± 0,5 % de Ur avec U£Ur



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

Caractéristiques inverses,voir tableau 107,tableau 108 et tableau 109


Angle caractéristique durelais RCA

(de -179 à 180) degrés ± 2,0 degrés

Angle d'ouverture du relaisROA

(0-90) degrés ± 2,0 degrés

Temps de fonctionnement,maximum de courant résiduelnon directionnel

60 ms typiquement à 0 à 2 x Iset -


60 ABB

Tableau 45. Protection directionnelle sensible de puissance et à maximum de courant résiduel SDEPSDE, suite


Temps de réinitialisation,maximum de courant résiduelnon directionnel


Temps de fonctionnement,fonction de démarrage


Temps de réinitialisation,fonction de démarrage


Tableau 46. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps TRPTTR


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

Temps de fonctionnement :

2 2

2 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 quela surcharge ne se produiseConstante de temps τ = (1–500)minutes

CEI 60255-8, ± 5 % + 200 ms

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

± 2,0% du déclenchement de la constante thermique

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

Réinitialisation température deniveau

(10–95)% du déclenchement dela constante thermique

± 2,0% du déclenchement de la constante thermique

Tableau 47. Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRF


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

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

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

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

Courant de phase de niveau pour le blocage des fonctions decontact

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

Coefficient de retombée de réinitialisation > 95 % -


Temps de fonctionnement pour la détection de courant 10 ms typiquement -

Temps de réinitialisation pour la détection de courant 15 ms maximum -


ABB 61

Tableau 48. Protection contre les discordances de pôles CCRPLD


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

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

Tableau 49. Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP


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

± 1,0 % de Sr avec S < Sr

± 1,0 % de S à S > Sr

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


Tableau 50. Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP


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

± 1,0 % de Sr avec S < Sr

± 1,0 % de S à S > Sr

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


Tableau 51. Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC


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

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

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

Temps de fonctionnement, démarrage 20 ms typiquement à 0 à 2 x Irég.

15 ms typiquement à 0 à 10 x Irég.

-

Temps de réinitialisation, démarrage 30 ms typiquement à 2 à 0 x Irég. -

Caractéristiques de temps Définies ou inverses -

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

K=1,0-99,0 ± 5 % ± 40 ms

Temps de réinitialisation, caractéristique inverse seuil 1,22I t K=

K=0,01-20,00 ± 10 % + 40 ms

Délai de déclenchement maximum, seuil 1 IDMT (0,00-6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Délai de déclenchement minimum, seuil 1 IDMT (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms



62 ABB

Tableau 52. Protection contre la mise sous tension accidentelle pour alternateur synchrone AEGGAPC


Valeur de fonctionnement, maximum de courant (2-900) % de IBase ± 1,0 % de Ir à I<Ir± 1,0 % de I à I>Ir

Rapport de réinitialisation, maximum de courant >95 % -

Portée étendue transitoire, fonction à maximum de courant <10 % pour τ = 100 ms -

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

Marge de durée d'impulsion, maximum de courant 10 ms typiquement -

Valeur de fonctionnement, minimum de courant (2-200) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U<Ur

± 0,5 % de U à U>Ur

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

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

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

± 0,5 % de U à U>Ur



ABB 63

Protection de tension

Tableau 53. Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV


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

Hystérésis absolue (0–100) % de UBase ± 0.5% de Ur

Niveau de blocage interne, seuils 1 et 2 (1–100) % de UBase ± 0.5% de Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils 1 et 2, voirtableau 111

- Voir tableau 111

Temporisation définie, seuil 1 (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

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

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 25 ms typiquement à 2 x Udéfini à 0 -

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage 25 ms typiquement à 0 à 2 x Udéfini -

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


Tableau 54. Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV

Fonction Plage et valeur Précision

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

± 0.5% de U à U > Ur

Hystérésis absolue (0–100) % de UBase ± 0.5% de Ur à U < Ur

± 0.5% de U à U > Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils 1 et 2, voirtableau 110

- Voir tableau 110

Temporisation définie, seuil 1 (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

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

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 25 ms typiquement à 0 à 2 x Udéfini -


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



64 ABB

Tableau 55. Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV


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

± 1.0% de U à U > Ur

Hystérésis absolue (0–100) % de UBase ± 0.5% de Ur à U < Ur

± 1.0% de U à U > Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils bas et haut, voirtableau 112

- Voir tableau 112

Réglage de temps défini, seuil 1 (0,00–6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Réglage de temps défini (0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnement minimum (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 25 ms typiquement à 0 à 2 x Udéfini -


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


Tableau 56. Protection contre la surexcitation OEXPVPH


Valeur de fonctionnement,démarrage

(100–180) % de (UBase/fnominale) ± 0.5% de U

Valeur de fonctionnement, alarme (50–120) % du seuil de démarrage ± 0.5% de Ur à U ≤ Ur

± 0.5% de U à U > Ur

Valeur de fonctionnement, seuilsupérieur

(100–200) % de (UBase/fnominale) ± 0.5% de U

Type de courbe IEEE ou défini par le client

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-


où M = (E/f)/(Ur/fr)

± 5 % ± 40 ms

Temporisation minimum pourfonction inverse

(0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temporisation maximum pourfonction inverse

(0,00–9000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temporisation d'alarme (0,00–9000,00) ± 0,5 % ± 10 ms

Tableau 57. Protection différentielle de tension VDCPTOV


Différence de tension pouralarme et déclenchement

(0,0-100,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Seuil à minimum de tension (0,0-100,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

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


ABB 65

Tableau 58. Défaut de terre stator à 100 % 3ème harmonique STEFPHIZ


Niveau UN de fréquencefondamentale (protection dedéfaut de terrestator à 95%)

(1,0–50,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Plage de différentiel de 3èmeharmonique

(0,5–10,0) % de UBase ± 0.5% de Ur

Plage de blocage de différentielde 3ème harmonique

(0,1–10,0) % de UBase ± 0.5% de Ur

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

Caractéristique du filtre :fondamental3ème harmonique

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

-


66 ABB

Protection de fréquence

Tableau 59. Protection à minimum de fréquence SAPTUF


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

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 100 ms (typique) -

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage 100 ms (typique) -

Temps de fonctionnement, fonction à temps défini (0,000-60,000)s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de réinitialisation, fonction à temps défini (0,000-60,000)s ± 0,5 % ± 10 ms

Temporisation dépendante de la tension

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û


U=Umesuré

Réglages :UNom=(50-150)% de Ubase

UMin=(50-150)% de Ubase

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

5 % + 200 ms

Tableau 60. Protection à maximum de fréquence SAPTOF


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

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 100 ms typiquement à frég. -0,5 Hz à frég.

+0,5 Hz-

Temps de réinitialisation, fonction de démarrage 100 ms typiquement -

Temps de fonctionnement, fonction de temps défini (0,000-60,000)s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de remise à zéro, fonction à retard indépendant (0,000-60,000)s ± 0,5 % ± 10 ms

Tableau 61. Protection de taux de variations de fréquence SAPFRC


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

Valeur de fonctionnement, niveau de blocage interne (0-100) % de UBase ± 0,5% de Ur

Temps de fonctionnement, fonction de démarrage 100 ms (typique) -


ABB 67

Protection à multi utilités

Tableau 62. Protection générale de courant et de tension CVGAPC


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 -

Mise en route maximum d'intensité, seuils 1 et 2 (2 - 5000) % de IBase ± 1,0 % de Ir avec I<Ir± 1,0 % de I avec I>Ir

Mise en route minimum d'intensité, seuils 1 seuil 2 (2 - 150) % de IBase ± 1,0 % de Ir avec I<Ir± 1,0 % de I pour I>Ir

Temporisation à temps indépendant (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

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

Temps de réinitialisation démarrage 25 ms (typique) de 2 à 0 x Iassigné -

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

Temps de réinitialisation démarrage 25 ms (typique) de 0 à 2 x Iassigné -

Voir tableau 107 et tableau 108 Plages de paramètres pour lescaractéristiques no 17 définies par leclient :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 107 et tableau 108

Seuil de tension lorsque la mémoire de tension prend le relais (0,0 - 5,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Surtension de démarrage, seuils 1 et 2 (2,0 - 200,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur pour U<Ur

± 0,5 % de U pour U>Ur

Sous-tension de démarrage, seuils 1 et 2 (2,0 - 150,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur pour U<Ur

± 0,5 % de U pour U>Ur

Temps de fonctionnement, démarrage 25 ms (typique) de 0 à 2 x Uassigné -

Temps de réinitialisation, démarrage 25 ms (typique) de 2 à 0 x Uassigné -

Temps de fonctionnement, démarrage 25 ms (typique) de 2 à 0 x Uassigné -

Temps de réinitialisation démarrage 25 ms (typique) de 0 à 2 x Uassigné -

Limite de haute et basse tension avec, fonctionnement enfonction de la tension

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

± 1,0 % de U avec U>Ur


68 ABB

Tableau 62. Protection générale de courant et de tension CVGAPC , suite


Fonction directionnelle Réglable : NonDir, sens aval et sansamont

-

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

Angle de fonctionnement du relais (de 1 à 90) degrés ± 2,0 degrés

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

Coefficient de retombée de réinitialisation, minimum de courant < 105 % -

Coefficient de retombée de réinitialisation, maximum de tension > 95 % -

Coefficient de retombée de réinitialisation, minimum de tension < 105 % -

Maximum de courant :



Minimum de courant :



Maximum de tension :

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


Minimum de courant :

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


Tableau 63. Protection contre les défauts de terre du rotor basée sur la protection générale de courant et de tension (CVGAPC) et RXTTE4


Pour les machines avec :

• tension nominale de terrainjusqu'à

350 V C.C. -

• excitateur statique avectension d'alimentationnominale jusqu'à

700 V 50/60 Hz -

Tension d'alimentation de 120 ou230 V

50 / 60 Hz -

Valeur de résistance de défautde terre de fonctionnement

Approx. 1–20 kΩ -

Influence des harmoniques surla tension d'excitation c. c.

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

-

Capacitance de fuite admissible (1–5) μF

Résistance d'arbre à la terreadmissible

Maximum 200 Ω -

Résistance de protection 220 Ω, 100 W, plaque 135 x160 mm

-


ABB 69

Surveillance du système secondaire

Tableau 64. Surveillance du circuit de courant CCSRDIF


Courant de fonctionnement (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

Tableau 65. Supervision fusion fusible SDDRFUF


Tension de fonctionnement, composantehomopolaire

(1-100) % de UBase ± 1,0% de Ur

Courant de fonctionnement, composantehomopolaire

(1-100) % de IBase ± 1,0% de Ir

Tension de fonctionnement, composanteinverse

(1–100) % de UBase ± 0.5% de Ur

Courant de fonctionnement, composanteinverse

(1-100) % de IBase ± 1,0% de Ir

Plage de changement de tension defonctionnement

(1–100) % de UBase ± 5,0% de Ur

Plage de changement de courant defonctionnement

(1-100) % de IBase ± 5,0% de Ir

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

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

Tension de fonctionnement de phase deligne morte

(1-100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de fonctionnement de phase deligne morte

(1-100) % de IBase ± 1,0 % de Ir

Temps de fonctionnement, fonction dedémarrage générale de la fonction

25 ms typiquement à 1 à 0 deUbase

-

Temps de réinitialisation, fonction dedémarrage générale de la fonction

35 ms typiquement à 0 à 1 deUbase

-


70 ABB

Contrôle

Tableau 66. Synchronisation, contrôle de synchronisme et contrôle de présence tension SESRSYN


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

Rapport de tension, Ujeu de barre/Uligne 0,500 - 2,000 -

Limite supérieure de tension pour la synchronisation et le Synchrocheck (50,0-120,0) % de UBaseBus etUBaseLIne

± 0.5% de Ur à U ≤ Ur

± 0.5% de U à U >Ur

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

Limite de différence de fréquence entre le jeu de barres et la ligne pour lecontrôle de synchronisme

(0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Limite de différence d'angle de phase entre le jeu de barres et la lignepour le contrôle de synchronisme

(5,0-90,0) degrés ± 2,0 degrés

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

(0,02-0,5) p.u. ± 0.5% de Ur

Sortie de temporisation pour le contrôle de synchronisme (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

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

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

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

Délai de fermeture du disjoncteur (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Durée de l'ordre de fermeture du disjoncteur (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

tMaxSynch, qui réinitialise la fonction de synchronisation si aucunefermeture n'a été effectuée avant le délai défini

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Durée minimale pour accepter les conditions de synchronisation (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Limite supérieure de tension pour le contrôle de mise sous tension (50,0-120,0) % de UBaseBus etUBaseLIne

± 0.5% de Ur à U ≤ Ur

± 0.5% de U à U >Ur

Rapport de réinitialisation, limite supérieure de tension > 95 % -

Limite inférieure de tension pour le contrôle de mise sous tension (10,0-80,0) % de UBaseBus etUBaseLine

± 0.5% de Ur

Rapport de réinitialisation, limite inférieure de tension < 105 % -

Tension maximum pour la mise sous tension (50,0-180,0) % de UBaseBus et/ou UBaseLIne

± 0.5% de Ur à U ≤ Ur

± 0.5% de U à U >Ur

Délai de contrôle de mise sous tension (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Temps de fonctionnement pour la fonction de contrôle synchro 160 ms (typique) -

Temps de fonctionnement pour la fonction de mise sous tension 80 ms (typique) -


ABB 71

Logique

Tableau 67. 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 de déclenchement

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms


Tableau 68. Blocs logiques configurables

Bloc logique Quantité avec durée du cycle 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 - -

LogicRSMemory 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

Logique pour matricede déclenchement

6 6 - - -

Booléen 16 à nombreentier

4 4 8 - -

Booléen 16 à nombreentier avec nœudlogique

4 4 8 - -

Nombre entier àbooléen 16

4 4 8 - -

Nombre entier àbooléen 16 avecnœud logique

4 4 8 - -


72 ABB

Surveillance

Tableau 69. 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 Sr

Conditions :0,8 x Ur < U < 1.2 Ur

0,2 x Ir < I < 1,2 Ir

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 0,5 × Ir

Angle de phase (0,1-4,0) x Ir ± 0,5° à 0,2 × Ir 50 V

Angle de phase (10 à 300) V ± 0,3° à U ≤ 50 V± 0,2° à U > 50 V

Tableau 72. Mesure de la tension phase-neutre VNMMXU


Tension (10 à 300) V ± 0,3 % de U à U ≤ 50 V± 0,2 % de U à U > 50 V



ABB 73

Tableau 73. Mesure des composantes symétriques de courant CMSQI


Composante directe, I1 -Réglages triphasés

(0,1–4,0) × Ir ± 0,2 % de Ir à I ≤ 0,5 × Ir± 0,2 % de I à I > 0,5 × Ir

Composante homopolaire, 3I0 -Réglages triphasés


Composante inverse, I2 -Réglages triphasés


Angle de phase (0,1–4,0) × Ir ± 0,5° à 0,2 × Ir 50 V

Composante homopolaire, 3U0 (10 à 300) V ± 0,3 % de U à U ≤ 50 V± 0,2 % de U à U > 50 V

Composante inverse, U2 (10 à 300) V ± 0,3 % de U à U ≤ 50 V± 0,2 % de U à U > 50 V


Tableau 75. Surveillance des signaux d'entrée mA


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 vers l'entrée

(de -20,00 à +20,00) mA

Courant min. du convertisseurvers l'entrée

(de -20,00 à +20,00) mA

Seuil d'alarme pour entrée (de -20,00 à +20,00) mA

Seuil d'alerte pour entrée (de -20,00 à +20,00) mA

Hystérèse d'alarme pourl'entrée

(0,0-20,0) mA

Tableau 76. Compteur d'événements CNTGGIO


Valeur de comptage 0-10000 -

Vitesse de comptage max. 10 impulsions/s -


74 ABB

Tableau 77. Rapport de perturbographie DRPRDRE


Délai pré-défaut (0.05–9.90) s -

Délai post-défaut (0,1–10,0) s -

Limite de temps (0.5–10.0) s -

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

Résolution d'horodatage 1 ms Voir tableau 103

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

-

Nombre maximum d'entrées binaires 96 -

Nombre maximum de phaseurs par enregistrement dans l'enregistreur desvaleurs de déclenchement

30 -

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

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

150 -

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

-

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

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

-

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

-

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

Tableau 78. Liste d'événements

Fonction Valeur

Capacité de la mémoiretampon

Nombre maximum d'événements danscette liste

1000

Résolution 1 ms

Précision En fonction de la synchronisation de l'horloge

Tableau 79. Indications

Fonction Valeur


Nombre maximum d'indications présentées pour une seule perturbation 96

Nombre maximum de perturbations enregistrées 100


ABB 75

Tableau 80. Enregistreur d'événements

Fonction Valeur


Nombre maximum d'événements dans le rapport de perturbation 150

Nombre maximum de rapports de perturbation 100

Résolution 1 ms

Précision En fonction de lasynchroni-sation del'horloge

Tableau 81. Enregistreur des valeurs de déclenchement

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 30

Nombre maximum de rapports de perturbographie 100

Tableau 82. Perturbographe

Fonction Valeur

Capacité de lamémoire tampon

Nombre maximum d'entrées analogiques 40

Nombre maximum d'entrées binaires 96

Nombre maximum de rapports de perturbation 100

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

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


76 ABB

Mesures

Tableau 83. Compteur d'impulsions PCGGIO

Fonction Plage de réglage Précision

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

Temps de cycle pour rapportde valeur de comptage

(1–3600) s -

Tableau 84. Mesure d'énergie ETPMMTR


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

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


ABB 77

Communication interne du poste

Tableau 85. Protocole de communication CEI 61850-8-1

Fonction Valeur

Protocole CEI 61850-8-1

Vitesse de communication pour les DEI 100BASE-FX

Protocole CEI 608–5–103

Vitesse de communication pour les DEI 9600 ou 19200 Bd

Protocole DNP3.0

Vitesse de communication pour les DEI 300–19200 Bd

Protocole TCP/IP, Ethernet

Vitesse de communication pour les DEI 100 Mbits/s

Tableau 86. Protocole de communication LON

Fonction Valeur

Protocole LON

Vitesse de communication 1,25 Mbit/s

Tableau 87. 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 88. Protocole de communication CEI 60870-5-103

Fonction Valeur


Vitesse de communication 9600, 19200 Bd

Tableau 89. SLM – Port LON

Quantité Plage ou valeur

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

Fibre, atténuation optique 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


78 ABB

Tableau 90. SLM – Port SPA/CEI 60870-5-103/DNP3


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

Fibre, atténuation optique 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 91. Module galvanique de communication RS485


Vitesse de communication 2400–19200 bauds

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

Tableau 92. CEI 62439-3 Édition 1 et Édition 2 Parallel Redundancy Protocol (protocole de redondance en parallèle)

Fonction Valeur


Vitesse de communication 100 Base-FX


ABB 79

Communication à distance

Tableau 93. Module de communication de données

Caractéristiques Plage ou valeur

Type de LDCM Courte portée(SR)

Moyenne portée(MR)

Longue portée (LR)

Type de fibre Multimode àindice gradué62,5/125 µm ou50/125 µm

Monomode 9/125 µm Monomode 9/125 µm

Longueur d'onde 850 nm 1310 nm 1550 nm

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

13 dB (distancetypique environ 3km *)9 dB (distancetypique environ 2km *)

22 dB (distancetypique environ 80km *)

26 dB (distance typique environ110 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 / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Horloge Interne ou derivéedu signal reçu

Interne ou derivée dusignal reçu

Interne ou derivée du signal 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


80 ABB

MatérielDEI

Tableau 94. Boîtier

Matériau Tôle d'acier

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

Traitement de surface Acier Aluzink pré-conditionné

Finition Gris clair (RAL 7035)

Tableau 95. Classe de protection contre l'eau et la poussière selon la norme CEI 60529

Avant IP40 (IP54 avec bande d'étanchéité)

Arrière, côtés, haut etbas

IP20

Tableau 96. Masse

Taille du boîtier Masse

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Système de connexion

Tableau 97. Connecteurs de circuit TC et TT

Type de connecteur Tension et courant nominaux Surface maximum duconducteur

Type de compression à vis 250 V c. a., 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

Blocs de raccordement adaptés aux bornes à cosse annulaire 250 V c. a., 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tableau 98. 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 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Blocs de raccordement adaptés aux bornes à cosse annulaire 300 V c. a. 3 mm2 (AWG14)


ABB 81


Tableau 99. Unité d'injection REX060

Spécifications Valeurs

Taille du boîtier 6U, 1/2 19” ; 223,7 x 245 x 267 mm (L x P x H)

Poids 8,0 kg

Micrologiciel 1p0r00, chargé dans le module logique et l'IHM

Tableau 100. Unité de condensateur de couplage REX061

Fonction Plage ou valeurs Précision

Pour les machines avec :

• tension nominale de terrain jusqu'à 800 V C.C. -

• excitateur statique avec tensiond'alimentation nominale jusqu'à

1600 V 50/60 Hz -


Taille du boîtier 218 x 150 x 243 mm (L x P x H)

Poids 4,8 kg

Assemblage 6 vis 5 mm (3 au fond et 3 au sommet)

Tableau 101. Unité de résistance shunt REX062


Taille du boîtier 218 x 150 x 243 mm (L x P x H)

Poids 4,5 kg

Assemblage 6 vis 5 mm (3 au fond et 3 au sommet)


82 ABB

Fonctions de base du DEI

Tableau 102. 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 103. Synchronisation de l'heure, le marquage de temps

Fonction Valeur

Temps de résolution de marquage, d'événements et de l'échantillon des valeurs de mesure 1 ms

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

± 1.0 ms typiquement

Erreur d'étiquetage avec synchronisation SNTP, valeurs de mesure échantillonnées ± 1.0 ms typiquement

Tableau 104. Module de synchronisation de l'horloge GPS (GTM)


Récepteur – ±1 µs relatif UTC

Temps par rapport à la référence temporelle fiableavec antenne dans la nouvelle position ou après uneperte de puissance d'une durée supérieure à 1 mois

<30 minutes –

Temps par rapport à la référence temporelle fiableaprès une perte de puissance d'une durée supérieureà 48 heures

<15 minutes –

Temps par rapport à la référence temporelle fiableaprès une perte de puissance d'une durée supérieureà 48 heures

<5 minutes –

Tableau 105. 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 manière externe

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

Précision +/-2 μs


ABB 83

Tableau 106. IRIG-B

Caractéristique Valeur nominale

Nombre de canaux IRIG-B 1

Nombre de canaux PPS 1

Connecteur électrique :

Connecteur électrique IRIG-B BNC

Modulation d'amplitude d'impulsion 5 Vpp

Modulation d'amplitude– bas niveau– haut niveau

1-3 Vpp3 x bas niveau, maxi 9 Vpp

Formats pris en charge IRIG-B 00x, IRIG-B 12x

Précision +/-10 μs pour IRIG-B 00x et +/-100 μs pour IRIG-B 12x

Impédance d'entrée 100 kOhm

Connecteur optique :

Connecteur optique PPS et IRIG-B Type ST

Type de fibre fibre multimodale 62,5/125 μm

Formats pris en charge IRIG-B 00x, PPS

Précision +/-2 μs


84 ABB

Caractéristique à temps inverse

Tableau 107. Caractéristiques à temps inverse ANSI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 FR

Caractéristique de réinitialisation :

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imesuré/Idéfini

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

Inverse extrême ANSI A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1 ANSI/IEEE C37.112, 5 %+ 40 ms

Inverse élevée ANSI A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

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

Inverse modérée ANSI A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

Inverse extrême longue durée ANSI A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

Inverse élevée longue durée ANSI A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46

Inverse longue durée ANSI A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6


ABB 85

Tableau 108. Caractéristiques à temps inverse CEI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1= ×

-


P

At k

I



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

Temporisation de la réinitialisation, tempsinverse CEI

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

Inverse normale CEI A=0,14 ; P=0,02 CEI 60255-151, 5 % + 40ms

Inverse élevée CEI A=13,5 ; P=1,0

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

Inverse extrême CEI A=80,0 ; P=2,0

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

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

Caractéristique programmableCaractéristique de fonctionnement :

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Caractéristique de réinitialisation :

( )= ×

-PR

TRt k

I CR



k = (0,05-999) par pas de 0,01A=(0,005-200,000) par pas de 0,001B=(0,00-20,00) par pas de 0,01C=(0,1-10,0) par pas de 0,1P=(0,005-3,000) par pas de 0,001TR=(0,005-100,000) par pas de 0,001CR=(0,1-10,0) par pas de 0,1PR=(0,005-3,000) par pas de 0,001


86 ABB

Tableau 109. Caractéristiques à temps inverse de type RI et RD


Caractéristique inverse de type RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 FR


k = (0,05-999) par pas de 0,01 CEI 60255-151, 5 % + 40ms

Caractéristique inverse logarithmique detype RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



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

Tableau 110. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udéfinie

U = Umesurée

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 5 % + 40 ms

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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

Courbe programmable :

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


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


ABB 87

Tableau 111. Caractéristique à temps inverse pour la protection à minimum de tension


Courbe de type A :

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

UEQUATION1431-SMALL V1 FR

U< = Udéfinie

U = UVmesurée

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 5 % + 40 ms

Courbe de type B :

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Udéfinie

U = Umesurée

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


×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Udéfinie

U = Umesurée

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01A = (0,005-200,000) par pas de 0,001B = (0,50-100,00) par pas de 0,01C = (0.0-1,0) par pas de 0,1D = (0,000-60,000) par pas de 0,001P = (0,000-3,000) par pas de 0,001


88 ABB

Tableau 112. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension résiduelle


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udéfinie

U = Umesurée

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

5 % + 40 ms

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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


×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


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


ABB 89

21. Bon de commande

Marche à suivreLire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour passer les commandes sans problème.Se reporter au tableau des fonctions disponibles pour les fonctions d'application intégrées.Le PCM600 peut être utilisé pour apporter des modifications et/ou des ajouts à la configuration d'usine du modèle pré-configuré.

Pour connaître l'intégralité du code de commande, associer les codes des tableaux, comme dans l'exemple ci-dessous.Exemple de code : REG670*1.1-A20X00-X00-X0-A-B-A6-X0-CA-XD. Utilisation du code de chaque position N° 1-12 précisé sous la forme REG670*1-2 2-3 3 3 3 3-44-5-6-7 7-8-9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12

N° 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REG670* - - - - - . - -

- 10 - 11 - 12- . -

Po

sitio

n

LOGICIEL N° 1 Notes et règles

Numéro de version N° de version 1.2

Sélection pour la position N° 1.

Autres configurations possibles N° 2 Notes et règles

Diff. Alt. + secours 12 AI A20 Diff. Alt. + secours 24 AI B30 Protection alt. et groupe transformateur 24 AI C30 Configuration ACT Configuration standard ABB X00 Sélection pour la position N° 2.

Options logicielles N° 3 Notes et règles

Aucune option X00 Il n'est pas nécessaire de remplirtous les champs du bon decommande

Protection restreinte contre les défauts de terre, basse impédance A01 Remarque : A01 uniquementpour B30

Protection différentielle à haute impédance - 3 blocs A02 Remarque : A02 uniquementpour A20

Protection différentielle de transformateur, 2 enroulements A31 Remarque : A31 uniquementpour A20

Protection différentielle de transformateur, 2 et 3 enroulements A33 Remarque : A33 uniquementpour B30

Détection des glissements de pôle B21 Protection sensible contre les défauts de terre de rotor, basée sur l'injection B31 Protection à 100 % contre les défauts de terre de stator, basée sur l'injection B32 Protection directionnelle sensible de puissance et à maximum de courant

résiduel C16

Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils - 1bloc

C41 Remarque : C41 uniquementpour A20

Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils - 2blocs

C42 Remarque : C42 uniquementpour B30/C30

Défaut de terre stator à 100 % 3ème harmonique D21 Remarque : D21 uniquementpour A20

Contrôle d'appareil 30 maxi. H09 CEI 62439-3 Édition 1 Parallel Redundancy Protocol (protocole de

redondance en parallèle) P01 Remarque : nécessite OEM

2 canaux CEI 62439-3 Édition 2 Parallel Redundancy Protocol (protocole de

redondance en parallèle) P02

Sélection pour la position N° 3


90 ABB

Première langue de dialogue de l'IHM locale N° 4 Notes et règles

Langue de l'IHM, Anglais CEI B1 Langue de l'IHM, Anglais (Etats-Unis) B2 Langue de dialogue supplémentaire de l'IHM locale Langue de l'IHM, Allemand A1 Langue de l'IHM, Russe A2 Langue de l'IHM, Français A3 Langue de l'IHM, Espagnol A4 Langue de l'IHM, Polonais A6 Langue de l'IHM, Hongrois A7 Langue de l'IHM, Tchèque A8 Langue de l'IHM, Suédois A9 Sélection pour la position N° 4.

Boîtier N° 5 Notes et règles

Boîtier 1/2 x 19" A Remarque : Uniquement pour A20 Boîtier 1/1 x 19", 2 emplacements TRM E Remarque : Uniquement pour

B20 et C30 Sélection pour la position N° 5.

Détails de montage en façade avec protection IP40 N° 6 Notes et règles

Pas de kit de montage inclus X Kit de montage châssis 19" pour boîtier 1/2 x 19" de 2xRHGS6 ou RHGS12 A Remarque : Uniquement pour A20 Kit de montage châssis 19" pour boîtier 1/1 x 19" C Remarque : Uniquement pour

B30 et C30 Kit pour montage mural D Remarque : Montage mural non

recommandé pour les modulesde communication avecconnexion fibre (SLM, OEM,LDCM)

Kit pour montage encastré E Kit pour montage encastré + joint de fixation IP54 F Sélection pour la position N° 6.

Type de connexion des modules d'alimentation, d'entrée/sortie et de communication N° 7 Notes et règles

Bornes à serrage K Bloc d'alimentation auxiliaire 24-60 V c.c. A 90-250 V c.c. B Sélection pour la position N° 7.

Interface matérielle Homme-Machine N° 8 Notes et règles

Petite taille - texte seulement, symboles clavier CEI A Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier CEI B Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier ANSI C Sélection pour la position N° 8.


ABB 91

Type de connexion pour les modules analogiques N° 9 Notes et règles

Bornes à serrage A Bornes à cosse annulaire B Système analogique Premier TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Remarque : Uniquement pour

B30/C30 Premier TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Remarque : Uniquement pour

B30/C30 Premier TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Remarque : Uniquement pour

B30/C30 Premier TRM, 7I+5U 1A, 110/220V 12 Remarque : Uniquement pour A20 Premier TRM, 7I+5U 5A, 110/220V 13 Remarque : Uniquement pour A20 Premier TRM, 6I, 5A+1I, 1A+5U, 50/60 Hz, 100/220V 14 Remarque : Uniquement pour A20 Premier TRM, 3I, 5A + 4I, 1A + 5U, 50/60 Hz, 100/220V 15 Remarque : Uniquement pour A20 Pas de second TRM inclus X0 Remarque : B30/C30 doit inclure

un second TRM Second TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Remarque : Uniquement pour B30 Second TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Remarque : Uniquement pour B30 Second TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Remarque : Uniquement pour B30 Second TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Remarque : Uniquement pour C30 Second TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Remarque : Uniquement pour C30 Sélection pour la position N° 9.


92 ABB

Module d'entrées/sorties binaires, cartes mA et de synchronisationd'horloge Remarque : 1 BIM et 1 BOM inclus.

N° 10 Notes et règles

Le BIM avec courant d'appel de 50 mA doit être votre premier choix. Le BIM avec courant d'appel de 50 mA répond aux normes supplémentaires. Parconséquent, la capacité de résistance CEM s'en trouve renforcée.Le BIM avec courant d'appel de 30 mA reste disponible.Pour le comptage d'impulsions, par exemple la mesure de kWh, le BIM avec capacité avancée de comptage d'impulsions doit être utilisé.

Position de l'encoche (vue arrière)

X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131 Remarque : Maxi. 3 positions

dans châssis 1/2 et 11 danschâssis 1/1 avec 2 TRM

Boîtier 1/2 avec 1 TRM █ █ █ Remarque : Uniquement pour A20Boîtier 1/1 avec 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Remarque : Uniquement pour

B30/C30 Pas de carte dans l'encoche X X X X X X X X X Module de sorties binaires, 24 relais de sortie (BOM) A A A A A A A A A A Remarque : Maximum : 4 cartes

(BOM+SOM+MIM). BIM 16 entrées, RL24-30 V c.c., 30 mA B B B B B B B B B B BIM 16 entrées, RL48-60 V c.c., 30 mA C C C C C C C C C C BIM 16 entrées, RL110-125 V c.c., 30 mA D D D D D D D D D D BIM 16 entrées, RL220-250 V c.c., 30 mA E E E E E E E E E E BIM 16 entrées, RL24-30 V c.c., 50 mA B

1 B

1B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

BIM 16 entrées, RL48-60 V c.c., 50 mA C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

BIM 16 entrées, RL110-125 V c.c., 50 mA D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

BIM 16 entrées, RL220-250 V c.c., 50 mA E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

BIMp 16 entrées, RL24-30 V c.c. pour le comptage d'impulsions F F F F F F F F F BIMp 16 entrées, RL48-60 V c.c. pour le comptage d'impulsions G G G G G G G G G BIMp 16 entrées, RL110-125 V c.c. pour le comptage d'impulsions H H H H H H H H H BIMp 16 entrées, RL220-250 V c.c. pour le comptage d'impulsions K K K K K K K K K IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL24-30 V c.c., 30 mA L L L L L L L L L IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL48-60 V c.c., 30 mA M M M M M M M M M IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL110-125 V c.c., 30 mA N N N N N N N N N IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL220-250 V c.c., 30 mA P P P P P P P P P IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL24-30 V c.c., 50 mA L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL48-60 V c.c., 50 mA M

1M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL110-125 V c.c., 50 mA N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

IOM 8 entrées, 10+2 sorties, RL220-250 V c.c., 50 mA P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 24-30 V c.c. U U U U U U U U U IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 48-60 V c.c. V V V V V V V V V IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 110-125 V c.c. W W W W W W W W W IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 220-250 V c.c. Y Y Y Y Y Y Y Y Y Module d'entrée mA MIM 6 canaux R R R R R R R R R Pas de carte MIM dans boîtier 1/2 Module de sorties statiques SOM, 12 sorties, 48-60 V c.c. T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Module de sorties statiques SOM, 12 sorties, 110-250 V c.c. T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Sélection pour la position N° 10.

Modules de communication à distance, de communication sérielle DNP et desynchronisation d'horloge

N° 11 Notes et règles


X312

X313

X302

X303

X322

X323

Encoches disponibles dans le boîtier 1/2 avec 1 TRM Remarque : Maxi. 1 LDCM Emplacements disponibles dans boîtier 1/1 avec 2 emplacements TRM Remarque : Maxi. 2 LDCM Carte de communication à distance non incluse X X X X X X LDCM optique courte portée A A A A A A Remarque : Maxi 2 LDCM (de

type identique ou différent)peuvent être sélectionnés LDCM optique moyenne portée, 1310 nm B B B B B B

Module de synchronisation d'horloge IRIG-B avec PPS F Module galvanique de communication RS485 G G G G Sélection pour la position N° 11.


ABB 93

Unité de communication sérielle pour communication interne du poste N° 12 Notes et règles


X301

X311

Première carte de communication non incluse X Deuxième carte de communication non incluse X Module de communication sérielle et LON (plastique) A Remarque : Module Ethernet

optique, 2 canaux en verre nonautorisé avec SLM. Module de communication sérielle (plastique) et LON (verre) B

Module de communication sérielle et LON (verre) C Interface sérielle CEI 60870-5-103 plastique F Interface sérielle CEI 60870-5-103 plastique/verre G Interface sérielle CEI 60870-5-103 verre H Module Ethernet optique, 1 canal (verre) D Module Ethernet optique, 2 canaux (verre) E Sélection pour la position N° 12.

Marche à suivre

Lire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour passer les commandes sans problème. Veuillez noter que certainesfonctions ne peuvent être commandée que combinées à d'autres et que certaines d'entres elles nécessitent une sélection matérielle spéciale.

Se reporter au tableau des fonctions disponibles pour les fonctions d'application intégrées.

AccessoiresAntenne GPS et accessoires de montage

Antenne GPS, y compris kits de montage Quantité : 1MRK 001 640-AA

Câble pour antenne, 20 m Quantité : 1MRK 001 665-AA

Câble pour antenne, 40 m Quantité : 1MRK 001 665-BA

Convertisseur d'interface (pour communication à distance)

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

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

Dispositif d'essaiLe système d'essai COMBITEST prévu pour être utilisé avecles produits DEI 670 est décrit dans les documentations1MRK 512 001-BEN et 1MRK 001024-CA. Reportez-vous ausite Web : www.abb.com/substationautomation pour plusd'informations.

Nos produits ont des applications si flexibles et lespossibilités d'applications sont si vastes que le choix dudispositif d'essai dépend de chaque application spécifique.

Sélectionner le dispositif d'essai en fonction desconfigurations de contacts disponibles, illustrés dans ladocumentation de référence.

Les variantes suivantes sont néanmoins proposées :

Transformateur à deux enroulements avec neutre interne surcircuits de courant. Deux modules peuvent être utilisés dansles applications à transformateurs à trois enroulements pourdes configurations à disjoncteur unique ou à plusieursdisjoncteurs (numéro de commande RK926 315-BD)

Transformateur à deux enroulements avec neutre externe surcircuits de courant. Deux modules peuvent être utilisés dansles applications à transformateurs à trois enroulements pourdes configurations à disjoncteur unique ou à plusieursdisjoncteurs (numéro de commande RK926 315-BH)

Transformateur à trois enroulements avec neutre interne surcircuits de courant (numéro de commande RK926 315-BX).


94 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Le contact 29-30 normalement ouvert « en mode essai » surles dispositifs d'essai RTXP doit être raccordé à l'entrée dubloc fonction d'essai pour permettre l'activation individuelledes fonctions pendant l'essai.

Les modules d'essai de type RTXP 24 sont commandésséparément. Reportez-vous à la section "Documents" pourles références aux documents correspondants.

Le boîtier RHGS 6 ou RHGS 12 avec RTXP 24 monté etinterrupteur marche/arrêt pour l'alimentation C.C. sontcommandés séparément. Reportez-vous à la section"Documents" pour les références aux documentscorrespondants.

Panneau de protection

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

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

Unité de résistance externe

Unité de résistance à haute impédance 1 phase avec résistance et varistance pourtension de fonctionnement de 20-100 V

Quantité :

1 2 3 RK795101-MA

Unité de résistance à haute impédance 3 phases avec résistance et varistance pourtension de fonctionnement de 20-100 V

Quantité : RK795101-MB

Unité de résistance à haute impédance 1 phase avec résistance et varistance pourtension de fonctionnement de 100-400 V

Quantité :

1 2 3 RK795101-CB

Unité de résistance à haute impédance 3 phases avec résistance et varistance pourtension de fonctionnement de 100-400 V

Quantité : RK795101-DC


ABB 95


Règle : Si la fonction Protection sensible contre les défauts de terre du rotor, basée sur l'injection (option B31) ouProtection à 100 % contre les défauts de terre du stator, basée sur l'injection (option B32) est commandée,l'équipement d'injection est requis.

Unité d'injection (REX060) Quantité : 1MRK 002 500-AA

Boîtier

Boîtier châssis 1/2 x 19" De base

Module de fond de panier (BPM) De base

Interface homme-machine (IHM)

IHM et module logique (HLM) De base

Modules d'injection

Règle : Un module d'injection du stator (SIM) est requis si la fonction de protection à100 % contre les défauts de terre du stator, basée sur l'injection (option B32) estsélectionnée / active dans le REG670

Module d'injection du stator (SIM) 1MRK 002 544-AA

Règle : Un module d'injection du rotor (RIM) est requis si la fonction de protection sensiblecontre les défauts de terre du rotor, basée sur l'injection (option B31) est sélectionnée /active dans le REG670

Module d'injection du rotor (RIM) 1MRK 002 544-BA

Module d'alimentation

Règle : Un module d'alimentation doit être précisé

Module d'alimentation (PSM) 24-60 V c.c. 1MRK 002 239-AB

90-250 V c.c. 1MRK 002 239-BB

Détails de montage en façade avec protection IP40

Kit de montage en rack 19" 1MRK 002 420-BB

Kit de montage mural pour terminal 1MRK 002 420-DA

Kit de montage encastré pour terminal 1MRK 000 020-Y

Joint de fixation IP54 supplémentaire + kit de montage encastré pour terminal 1MRK 002 420-EA

Règle : L'unité REX061 nécessite une unité REX060, ainsi que la sélection du moduled'injection du rotor (RIM) dans l'unité REX060 et la sélection/l'activation de la fonction deprotection sensible contre les défauts de terre du rotor, basée sur l'injection (option B31) dansle REG670.

Unité de condensateur de couplage (REX061) Quantité : 1MRK 002 550-AA

Règle : L'unité REX062 nécessite une unité REX060, ainsi que la sélection du moduled'injection du stator (SIM) dans l'unité REX060 et la sélection/l'activation de la fonction deprotection à 100 % contre les défauts de terre du stator, basée sur l'injection (option B32) dansle REG670.

Unité de résistance shunt (REX062) Quantité : 1MRK 002 555-AA

Combiflex


96 ABB

Commutateur à clé pour réglages

Commutateur à clé pour verrouillage des réglages au moyen de l'IHM à cristaux liquides Qté : 1MRK 000 611-A

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

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

Unité d'injection pour protection contre les défauts de terre du rotor (RXTTE 4) Quantité : 1MRK 002 108-BA

Résistance de protection sur plaque Quantité : RK795102-AD

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

Manuels

Remarque : Un (1) CD de raccordement DEI 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 papier spécialpour LED est fourni avec chaque DEI.

Règle : Préciser le nombre supplémentaire requis de CD de raccordement DEI. Quantité : 1MRK 002 290-AB


ABB 97

Documentation utilisateur

Règle : Préciser le nombre requis de manuels imprimés

Manuel de l'opérateur CEI Quantité : 1MRK 502 028-UFR

ANSI Quantité : 1MRK 502 028-UUS

Manuel de référence technique CEI Quantité : 1MRK 502 027-UEN


Manuel d’installation et de mise en service CEI Quantité : 1MRK 502 029-UFR


Manuel d'application CEI Quantité : 1MRK 502 030-UEN


Manuel d'ingénierie, série 670 Quantité : 1MRK 511 240-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

Fabricant de l'alternateur : Puissance nominale : MVA

Type de première motrice : vapeur , essence , hydro , à pompe , nucléaire , autre ______________________

Documents

Documents associés au REG670 N° d'identification

Manuel de l'opérateur 1MRK 502 028-UFR

Manuel d'installation et de mise en service 1MRK 502 029-UFR

Manuel de référence technique 1MRK 502 027-UEN

Manuel d'application 1MRK 502 030-UEN

Guide de l'acheteur personnalisé 1MRK 502 031-BFR

Guide de l'acheteur pré-configuré 1MRK 502 032-BFR

Protection contre les défauts de terre du rotor avec unité d'injection RXTTE4 et REG670 1MRG001910


98 ABB

Accessoires de connexion et d'installation 1MRK 513 003-BEN

Appareillage de test, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Accessoires pour DEI série 670 1MRK 514 012-BEN

Liste des SPA et signaux série 670 1MRK 500 092-WEN

Liste des objets de données CEI 61850 pour série 670 1MRK 500 091-WEN

Manuel d'ingénierie série 670 1MRK 511 240-UEN

Guide de l'acheteur REG 216 1MRB520004-BEN

Configuration de la communication pour Relion série 670 1MRK 505 260-UEN

Pour plus d'informations : www.abb.com/substationautomation.


ABB 99

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Contactez-nous

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SuèdeTéléphone +46 (0) 21 32 50 00Télécopieur +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

1MR

K 5

02 0

32-B

FR C

© C

opyr

ight

201

4 A

BB

. Tou

s dr

oits

rés

ervé

s.