protection de distance de ligne rel670 sur mesure - abb · 2018. 5. 9. · protection de distance...

Relion® 670 series

Protection de distance de ligne REL670Sur mesureGuide de l'acheteur

Contenu

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

2. Fonctions..............................................................4

3. Application...........................................................7

4. Fonctionnalité.......................................................7

5. Description du matériel......................................25

6. Schémas des connexions..................................28

7. Caractéristiques techniques...............................38

8. Bon de commande.............................................97

Démenti

© Copyright 2010 ABB AB.

All rights reserved.

Marques déposées

Protection de distance de ligne REL670 1MRK 506 279-BFR ASur mesureVersion du produit: 1.1 Mise à jour: January 2010

2 ABB

1. Propriétés

• Un IED de protection, contrôle-commande et de surveillance avec unebibliothèque comprenant desfonctionnalités étendues, de nombreusespossibilités de configuration et unmatériel extensible pour satisfaire auxexigences spécifiques de l'utilisateur

• Pour les lignes aériennes et les câbles• Pour un déclenchement monophasé

et / ou triphasé

• Protection différentielle à hauteimpédance pour alimentation en T

• Une protection de distance multichaînenon commutée, phase-phase et phase-terre avec un maximum de cinq zones :

▪ Choix alternatif de fonctionquadrilatérale pour applicationavancée ou pourlignes aveccompensation série, choix d'unecaractéristique quadrilatérale ou mho

▪ Fonction de protection à la terredirectionnelle pour réseauxmis à laterre par l'intermédiaire d'une valeurohmique élevée.

▪ Tous types de schémas de téléactionincluant la communication phase parphase pour une sélection de phasesécurisée en cas de défautssimultanés

▪ Fonction d'empiètement de charge

• Détection des pompages avec logiquesupplémentaire

• Protection contre les glissements de pôle

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

▪ Déclenchement après un nombredéterminé de glissements

• Protection directionnelle de puissance

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

▪ Compensation d'angle de phase▪ Deux seuils (alarme / déclenchement)

• Protection à maximum de courant dephase directionnelle et / ou non-directionnelle à quatre seuils

▪ Polarisation de courant ou detension ou double polarisation

▪ Chaque seuil peut être à retarddépendant ou avec temporisationindépendnate

▪ Chaque seuil peut être bloqué par lacomposante harmonique de rangdeux

• Synchronisation, synchrocheck etfonction de vérification de ligne mortepour configurations à un seul disjoncteurou à plusieurs disjoncteurs par déaprt :

▪ Sélection de la séquence de misesous tension

▪ Deux fonctions avec sélection detension intégrée

▪ Pour synchronisation automatique etmanuelle et synchrocheck avecdivers réglages

▪ Synchronisation de réseauxasynchrones avec temps defermeture du disjoncteur réglable

• Fonction de réenclenchementautomatique pour réenclenchementmonophasé, biphasé et / ou triphasé :

▪ Deux fonctions avec circuitsprioritaires pour les configurations àplusieurs disjoncteurs

▪ Coopération avec synchronisation,fonction synchrocheck

▪ Peut être mis en marche / à l'arrêtpar communication à distance,depuis l'IHML de taille moyenne ouavec des commutateurs locaux parl'intermédiaire d'entrées binaires


Révision: A

ABB 3

• Fonctions logicielles à sélectionnersupplémentaires telles la protection dedistance, le contrôle et la surveillance

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

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

• Modules de communication à distancepour C37.94

▪ Capacité de 192 signaux binaires▪ Modem à fibre courte, moyenne et

longue portée

▪ Modems externes pour G.703 et G.703E1, fourni par un modem courteportée modem à monter sur le tiroirde communication

▪ Module galvanique X21 decommunication

• Perturbographe et enregistreurd'événements intégrés pour un maximumde 40 signaux analogues et 96 signauxbinaires

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

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

• Synchronisation de l’horloge par le CEI61850-8-1, LON, SPA, l'entrée binaire ouavec le module GPS optionnel (GSM) ouencore le module IRIG-B

• Précision des mesures analoguesinférieure à 0,5 % pour la puissance et0,25 % pour le courant et la tension et

avec calibrage sur site pour optimisationde la précision totale

• Interface locale Homme-Machinepolyvalente

• Autosurveillance étendue avecenregistreur des évènements internes

• Six groupes indépendants deparamétrages complets avec protectionpar mot de passe

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

2. Fonctions

• Protection différentielle

▪ Protection différentielle à hauteimpédance (PDIF, 87X)

• Protection d'impédance

▪ Zones de protection de distance,mho (PDIS, 21)

▪ Zones de protection de distance,Quad (PDIS, 21)

▪ Sélection de phase avecempiètement de charge,caractéristiques quadrilatérales(PDIS, 21)

▪ Sélection de phase avecempiètement de charge, mho (PDIS,21)

▪ Logique de préférence de phase(PHIZ)

▪ Détection des pompages (RPSB, 78)▪ Logique des pompages (RPSL, 78)▪ Protection contre les glissements de

pôle (PPAM, 78)

▪ Surveillance des ruptures deconducteur (PTOC, 46)

• Protection de courant


4 ABB

▪ Protection instantanée à maximumde courant de phase (PIOC, 50)

▪ Protection à maximum de courant dephase à quatre seuils (POCM, 51/67)

▪ Protection instantanée à maximumde courant résiduel (PIOC, 50N)

▪ Protection à maximum de courantrésiduel à quatre seuils (PEFM, 51N/67N)

▪ Protection directionnelle à maximumde courant résiduel et protection depuissance sensible (PSDE)

▪ Protection de surcharge thermique,une constante de temps (PTTR, 26)

▪ Protection contre les défaillances dudisjoncteur (RBRF, 50BF)

▪ Protection de zone morte (PTOC,50STB)

▪ Protection contre la discordance depôles (RPLD, 52PD)

▪ Protection directionnelle à minimumde puissance (PDUP, 37)

▪ Protection directionnelle à maximumde puissance (PDOP, 32)

• Protection de tension

▪ Protection à minimum de tension àdeux seuils (PUVM, 27)

▪ Protection à maximum de tension àdeux seuils (POVM, 59)

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

▪ Protection contre la surexcitation(PVPH, 24)

▪ Protection différentielle de tension(PTOV, 60)

▪ Surveillance de perte de tension(PTUV, 27)

• Protection de fréquence

▪ Protection à minimum de fréquence(PTUF, 81)

▪ Protection à maximum de fréquence(PTOF, 81)

▪ Protection à gradient de fréquence(PFRC, 81)

• Protection multi-objets

▪ Protection générale de courant et detension (GAPC)

• Surveillance du système secondaire

▪ Supervision du circuit de courant(RDIF)

▪ Fonction fusible (RFUF)

• Contrôle

▪ Synchronisation, synchrocheck etcontrôle de mise sous tension(RSYN, 25)

▪ Réenclenchement automatique(RREC, 79)

▪ Contrôle d'appareils pour travéeunique, max 8 app. (1CB)interverrouillage compris (APC8)

▪ Contrôle d'appareils pour travéeunique, max. 15 app. (1CB)interverrouillage compris (APC8)

▪ Contrôle d'appareils pour 6 travéesmax., max. 6 app. (6CB)interverrouillage compris (APC30)

• Schémas de téléaction

▪ Logique du schéma de téléactionpour la protection de distance(PSCH, 85)

▪ Logique du schéma de téléactionphase par phase pour la protectionde distance (PSCH, 85)

▪ Logique d'inversion de courant et desource faible pour la protection dedistance (PSCH, 85)

▪ Logique d'inversion de courant et desource faible pour la communicationphase par phase (PSCH, 85)

▪ Logique d'accélération de stade(PLAL)

▪ Logique du schéma de téléactionpour protection à maximum decourant résiduel (PSCH, 85)

▪ Logique d'inversion de courant et desource faible pour la protection àmaximum de courant résiduel(PSCH, 85)


ABB 5

• Logique

▪ Logique de déclenchement (PTRC,94)

▪ Logique pour matrice dedéclenchement

▪ Blocs logiques configurables▪ Bloc fonctionnel à signaux fixes

• Surveillance

▪ Mesures (MMXU)▪ Surveillance des signaux d'entrée

mA (MVGGIO)

▪ Compteur d'événements (GGIO)▪ Fonction d'événement▪ Rapport de perturbation (RDRE)▪ Localisateur de défaut (RFLO)

• Comptage

▪ Mesures d'énergie (MMTR)▪ Logique de compteur d'impulsions

(GGIO)

• Communication au niveau poste

▪ Communication CEI 61850-8-1▪ Protocole de communication LON▪ Protocole de communication SPA▪ Protocole de communication CEI

60870-5-103

▪ Communication horizontale viaGOOSE

▪ Communication DNP3.0▪ Commande simple, 16 signaux▪ Commande multiple, 16 signaux

chacune

▪ Configuration Ethernet des liens

• Communication à distance

▪ Transfert des signaux binaires

• Fonctions de base de l'IED

▪ Autosurveillance avec listed'événements internes

▪ Synchronisation de l’horloge (TIME)▪ Groupes de réglage des paramètres▪ Fonctionnalité du mode essai (TEST)

▪ Fonction de changement de blocage▪ Identifiants IED▪ Fréquence nominale du système

• Matériel

▪ Module d'alimentation (PSM)▪ Module des entrées binaires (BIM)▪ Module des sorties binaires(BOM)▪ Module de sorties binaires statiques

(SOM)

▪ Module d'entrées et de sortiesbinaires (IOM)

▪ Module des entrées mA (MIM)▪ Module des transformateurs d'entrée▪ Module optique pour Ethernet (OEM)▪ Module SPA/LON/CEI (SLM)▪ Module de communication sérielle

DNP3.0(RS485)

▪ Module de communication desdonnées de ligne (LDCM)

▪ Module de synchronisation GPS(GSM)

▪ Module de synchronisation IRIG-B(IRIG-B)

• Accessoires

▪ Antenne GPS avec kit de montage▪ Convertisseur d'interface externe, du

C37.94 au G703 resp. au G703.E1

▪ Unité de résistances à hauteimpédance

▪ Module pour le commutateur d'essaiRTXP24

▪ Interrupteur marche / arrêt


6 ABB

3. Application

L'IED REL 670 est utilisé pour la protection,le contrôle-commande et la surveillance deslignes aériennes et des câbles dans lesréseaux mis directement à la. L'IED peut êtreutilisé jusqu'aux seuils de tension les plusélevés. Il est adapté pour la protection delignes fortement chargées et de lignes àplusieurs extrémités pour lesquelles undéclenchement monopolaire, bipolaire et/outripolaire est requis. L'IED est égalementadapté pour être utilisé comme protection deréserve pour des transformateurs depuissance, des réactances, etc.

La protection de distance multichaîne noncommutée protège les lignes électriques avecune sensibilité élevée et de faibles exigencesen ce qui concerne la communication àdistance. La mesure et le réglage des cinqzones sont totalement indépendants,fournissant ainsi une grande flexibilité pourtous les types de lignes.

Le réenclenchement automatiquemonopolaire, bipolaire et / ou tripolairecontient des circuits prioritaires pour lesconfigurations à plusieurs disjoncteurs pardépart. Il fonctionne en coopération avec lafonction synchrocheck avec réenclenchementrapide ou lent.

Une protection différentielle à hauteimpédance peut être utilisée pour protégerles alimentation en T ou les réactances deligne.

La protection instantanée à seuil élevé contreles surintensités de phase et de terre, laprotectionà maximum de courant de phaseou de terre, temporisée et à quatre seuilsdirectionnels ou directionnels, la protectioncontre surcharge thermique et les fonctions àminimum et à maximum de tension à deuxseuils constituent des exemples de fonctionsdisponibles permettant à l'utilisateur desatisfaire à toutes les exigences del'application.

La protection de distance et contre les défautsà la terre peut communiquer avec l'extrémitéopposée selon tous les schémas de téléaction.Avec la communication à distance incluse etconformément à la norme IEEE C37.94, 6 x32 canaux pour les ordres detélédéclenchement et les signaux binairessont disponibles pour les communicationsentre les IED.

L'IED peut également être fourni avec unefonctionnalité de contrôle-commande etd'interverrouillage complète incluant unecoopération avec la fonction synchrocheckafin de permettre une intégration dans lecontrôle-commande principal ou de réserve.

L’outil graphique perfectionné, avec lequel lalogique de l’utilisateur est préparée, permetde réaliser des applications spéciales, tellesque l’ouverture automatique de sectionneursdans des schémas à plusieurs disjoncteurs pardépart, l’enclenchement de disjoncteurs dansdes jeux de barres en anneau, les logiques detransfert de charge etc. L’outil graphique deconfiguration, avec mode de configuration,garantit la simplicité et la rapidité des essaiset de la mise en service.

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

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

4. Fonctionnalité

Protection différentielle

Protection différentielle à hauteimpédance (PDIF, 87)

La protection différentielle à hauteimpédance peut être utilisée lorsque lesnoyaux des CT impliqués ont le mêmerapport de transformation et descaractéristiques magnétiques similaires. Elle


ABB 7

utilise une sommation externe des phases etdu courant du neutre. Un erésistance série etune varistance doivent être installée endehors du dispositif de protection.

Protection d'impédance

Zones de mesure de distance,caractéristiques quadrilatérales (PDIS, 21)

La protection de distance de ligne est uneprotection multichaîne non commutée à cinqzones avec trois boucles de défaut pour lesdéfauts de phase à phase et trois boucles dedéfaut pour les défauts phase-terre pourchacune des zones indépendantes. Desréglages individuels pour chaque zone avecportée en résistance et en réactancepermettent la flexibilité nécessaire commeprotection de réserve pour le transformateurconnecté aux lignes aériennes et câbles dedivers types et longueurs.

La caractéristique Quad alternative mho estdisponible.

La fonction dispose d'une fonctionnalitépour l'empiètement de charge augmentant lapossibilité de détecter les défauts résistifs surles lignes lourdement chargées(voir figure 1).

en05000034.vsd

R

X

Fonctionnement vers l'arrière

Fonctionnement vers l'avant

IEC05000034 V1 FR

Figure 1. Zone de protection de distancequadrilatérale typique avec fonctiond'empiètement de charge activée

La mesure d'impédance indépendante pourchaque boucle de défaut et une sélection de

phase intégrée sensible et fiable rendent lafonction adaptée pour les applications àréenclenchement automatique monophasé.

Un algorithme de compensation de chargeintégré et adaptatif empêche le dépassementde zone 1 à l'extrémité exportatrice en cas dedéfauts phase-terre sur les lignes électriqueslourdement chargées.

Les zones de protection de distance peuventagir, indépendamment les unes des autres, ensens aval, en sens amont) ou en mode nondirectionnel. Ceci les rend adaptées, enassociation avec divers schémas de téléaction,pour la protection de lignes et câblesélectriques à configurations de réseaucomplexes telles que les lignes doubles, leslignes multiples extrémités, etc.

Zones de protection de distance,caractéristiques quadrilatérales pour leslignes à compensation série (PDIS)

La protection de distance de ligne est uneprotection multichaîne non commutée à cinqzones avec trois boucles de mesure pour lesdéfauts phase-phase et trois boucles demesure pour les défauts phase-terre pourchacune des zones indépendantes. Desréglages individuels pour chaque zone avecportée en résistance et en réactance donnentla flexibilité nécessaire pour les commeprotection de réserve pour le transformateurconnecté aux lignes aériennes et câbles dedivers types et longueurs.

Quad characteristic is available.

La fonction dispose d'une fonctionnalité pourl'empiètement de charge qui augmente lapossibilité de détecter les défauts résistifs surles lignes lourdement chargées.


8 ABB

en05000034.vsd

R

X

Fonctionnement vers l'arrière

Fonctionnement vers l'avant

IEC05000034 V1 FR

Figure 2. Zone de protection de distancequadrilatérale typique avec fonctiond'empiètement de charge activée

La mesure d'impédance indépendante pourchaque boucle de défaut et une sélection dephase intégrée sensible et fiable rendent lafonction adaptée pour les applications àréenclenchement automatique monophasé.

Un algorithme de compensation de chargeintégré et adaptatif pour la fonctionquadrilatérale empêche le dépassement dezone 1 à l'extrémité exportatrice en cas dedéfauts phase-terre sur les lignes électriqueslourdement chargées.

Ces zones de protection de distancefonctionnent indépendamment les unes desautres, en sens aval, en sens amont ou enmode non directionnel et sont utiliséescomme protection de réserve pour lestransformateurs. Ceci les rend adaptées, enassociation avec divers schémas de téléaction,pour la protection de lignes et câblesélectriques dans des configurations de réseaucomplexes telles que les lignes doubles, leslignes à multiples extrémités, etc.

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

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

pour la détection de réserve des courts-circuits et des défauts à la terre. La techniquemultichaîne non commutée fournit uneprotection de réserve de grnade sensibilitépour les lignes électriques. Les exigences entermes de communication à distance sontfaibles. Les cinq zones permettent desmesures et des paramétrages totalementindépendants, fournissant ainsi une grandeflexibilité pour tous les types de lignes.

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

L'IED peut être utilisé jusqu'aux seuils detension les plus élevés. Il est adapté pour laprotection de lignes lourdement chargées etde lignes multiples extrémités pour lesquellesun déclenchement monopolaire, bipolaire et/ou tripolaire est requis.

La mesure d'impédance indépendante pourchaque boucle de défaut avec une sélectionde phase intégrée sensible et fiable rend lafonction adaptée pour les applications avecréenclenchement automatique monophasé.

Un algorithme de compensation de chargeintégré et adaptatif empêche le dépassementde zone en cas de défauts phase-terre sur leslignes électriques lourdement chargées, voirfigure 3.

jX

R

Zone de non fonctionnement

Zone de fonctionnement



Zone de non fonctionnement

IEC07000117 V1 FR

Figure 3. Influence de l'empiètement decharge sur la caractéristique mhodécalée


ABB 9

Les zones de protection de distance peuventagir, indépendamment les unes des autres, ensens aval, en sens amont ou en mode nondirectionnel. Ceci les rend adaptées, avec lesdivers schémas de téléaction, pour laprotection de lignes et câbles électriquesdans des configurations de réseau complexes,telles que les lignes doubles, les lignes àextrémités multiples, etc.

La possibilité d'utiliser la caractéristiqued'impédance quadrilatérale phase-terre enassociation avec la caractéristique mhoaugmente la possibilité de venir à bout d'unéventuel manque de sensibilité de l'élémentmho dû à la forme de la caractéristique pourdes défauts en extrémité de ligne.

Les fonctions de contrôle et de surveillanceintégrées offrent des solutions efficaces pourexploiter et surveiller tous les types de lignesde transmission et de transport d'électricité.

Protection de distance multichaîne noncommutée, fonction quadrilatérale pourmho (PDIS 21)

La protection de distance de est uneprotection à cinq zones avec trois boucles demesure pour les défauts de phase-phase ettrois boucles de mesure pour les défautsphase-terre pour chacune des zonesindépendantes. Des réglages individuels pourles protées en résistance et en réactance dechaque zone permettent la flexibiliténécessaire pour les lignes aériennes et lescâbles de divers types et longueurs.

La fonction dispose d'une fonctionnalité pourl'empiètement de charge augmentant lapossibilité de détecter les défauts hautementrésistifs sur les lignes lourdement chargées(voir figure 1).

La mesure d'impédance indépendante pourchaque boucle de défaut avec une sélectionde phase intégrée sensible et fiable rend lafonction adaptée pour les applications avecréenclenchement automatique monophasé.

Les zones de protection de distance peuventagir, indépendamment les unes des autres, enmode directionnel (dans le sens aval ou dansle sens amont) ou non directionnel. Ceci les

rend adaptées, avec les divers schémas detéléaction, pour la protection de lignes etcâbles électriques dans des configurations deréseau complexes, telles que les lignesdoubles, les lignes à multiples extrémités, etc.

Impédance directionnelle mho (RDIR)

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

Identification de la phase défectueuse avecempiètement de charge (PDIS, 21)

À l'heure actuelle, le fonctionnement desréseaux de transport est dans de nombreuxcas proche de la limite de stabilité. Pour desconsidérations d'ordre écologique, le tauxd'expansion et de renforcement du réseau estréduit impliquant par exemple des difficultéspour obtenir l'autorisation de construire denouvelles lignes électriques. La capacité àdéterminer de manière précise et fiable lesdivers types de défaut de sorte que ledéclenchement unipolaire et leréenclenchement automatique puissent êtreutilisés joue un important rôle dans cedomaine. La fonction de sélection de la phaseest conçue pour sélectionner de manièreprécise la boucle de défaut correcte dans lafonction de distance en fonction du type dedéfaut.

Le transfert de charges élevées qui est trèscommun dans de nombreux réseaux detransport peut, dans certains cas, interféreravec la portée de zone de protection dedistance et entraîner un fonctionnementintempestif. C'est pourquoi la fonctiondispose d'un algorithme intégré pourl'empiètement de charge offrant la possibilitéd'augmenter la portée en résistance des zonesde mesure sans interférer avec la charge.

Les signaux de sortie de la fonction desélection de phase fournissent d'importantesinformations sur la / les phase(s)défectueuse(s) pouvant également êtreutilisées pour l'analyse des défauts.


10 ABB

Logique de préférence de phase (PHIZ)

La logique de préférence de phaseoptionnelle a pour principal objectif defournir un déclenchement sélectif enprésende de double défauts à la terre dansles réseaux à neutre isolé ou mis à la terrepar l'intermédiaire d'une impédance de valeurélevée.

Détection des pompages (RPSB, 78)

Les pompages peuvent se produire aprèsdéconnexion de charges élevées oudéclenchement de grandes centrales.

La fonction de détection des pompages estutilisée pour détecter les pompages etbloquer des zones de protection de distancesélectionnées. Si des courants de défaut à laterre apparaissent pendant un pompage, ilspeuvent provoquer le blocage la fonction dedétection de pompages afin de permettrel'élimination des défauts en question.

Logique des pompages (RPSL, 78)

Une logique supplémentaire est disponiblepour assurer le déclenchement lors de laprésence de défauts pendant les pompages etprévenir le déclenchement en cas depompages apparaissant à la suite d'unudéfaut dans le réseau.

Protection contre les glissements de pôle(PPAM, 78)

Des événements soudains dans un réseau telque de grands changements dans la charge,l'occurrence ou l'élimination de défauts,peuvent provoquer des oscillations depuissance appelées pompages. Si l'état duréseau ne s'améliore pas les pompagess'aggravent au point d'engendrer la perte dusynchronisme, appelée glissement de pôle. Laprotection contre les glissements de pôle apour principal objectif de détecter, d'évalueret d'entreprendre les actions nécessaires encas de glissement de pôle dans le réseau. Leséléments du réseau électrique qui oscillentles uns par rapport aux autres peuvent êtreséparés avec la / les ligne(s) la / les plusproche(s) du centre de pompage permettant

aux deux parties du réseau d'être stablescomme des ilôts séparés.

Protection de courant

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

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

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

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

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

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

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

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


ABB 11

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Dans les réseaux isolés ou dans les réseauxavec mise à la terre par l'intermédiaire d'uneimpédance de valeur élevée, le courant dedéfaut à la terre est nettement inférieur auxcourants de court-circuit. En outre,l'amplitude du courant de défaut estquasiment indépendante de l'emplacementdu défaut dans le réseau. La protection peutêtre sélectionnée pour utiliser commegrandeur caractéristique soit le courant

résiduel soit la puissance résiduelle3U0·3I0·cos j. Un seuil 3I0 non-directionnelet un seuil de déclenchement de surtension3U0 sont également disponibles.

Protection contre les surchargesthermiques, une constante de temps(PTTR, 26)

L'utilisation croissante du réseau électriqueproche de la limite thermique a engendré lanécesité d'une fonction de surchargethermique également pour les lignesélectriques.

Généralement, une surcharge thermique nesera pas détectée par d'autres fonctions deprotection et l'introduction de la fonction desurcharge thermique peut permettre aucircuit protégé de fonctionner plus près deslimites thermiques.

La fonction de mesure de courants triphasé

dispose d'une caractéristique I2t avectemporisation réglable et mémoire thermique.

Un seuil d'alerte émet un avertissementrapide permettant aux utilisateurs d'agir bienavant que la ligne ne soit déclenchée.

Protection contre les défaillances dudisjoncteur (RBRF, 50BF)

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

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

L'initialisation de la protection contre lesdéfaillance du disjoncteur peut êtremonophasée ou triphasée afin de permettreson utilisation dans des applicationsdéclenchement monophasé. Pour la versiontriphasée de la protection contre lesdéfaillances du disjoncteur, les critères decourant peuvent être réglés pour ne


12 ABB

fonctionner que dans deux phases sur quatre,soit dans deux phases ou une phase plus lesdémarrages par courant résiduel. La sécuritéà l'égard de l'ordre de déclenchement enréserve s’en trouve ainsi renforcée.

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

Protection de zone morte (PTOC, 50STB)

Lorsqu'une ligne électrique est mise horsservice pour sa maintenance et que lesectionneur de ligne est ouvert dans uneconfiguration avec plusieurs disjoncteurs pardépart, les transformateurs de tension setrouveront généralement en dehors de lazone déconnectée. La protection de distancede la ligne principale ne sera par conséquentpas en mesure de fonctionner et doit êtrebloquée.

La protection de zone morte couvre la zoneentre les transformateurs de courant et lesectionneur ouvert. La fonction triphasée àmaximum de courant est instantanée etlibérée par un contact NO (b) auxiliaire sur lesectionneur de ligne.

Protection contre ladiscordancediscordance de pôles (RPLD,52PD)

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

En règle générale, le disjoncteur en questionest déclenché afin de corriger la position despôles. Si la situation persiste l'extrémitédistante peuvent être déclenchés

interdépendamment afin d'éliminer leproblème de charge asymétrique.

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

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

Ces deux fonctions peuvent être utilisées dèslors qu'une protection ou une alarme baséesur le critère de puissance active, réactive ouapparente est nécessaire. Elles peuventégalement être utilisées pour vérifier ladirection du flux de puissance actif ou réactifdans le réseau. Ces fonctionnalités sontnécessaires dans de nombreuses applications.Parmi elles :

• détection d'un flux de puissance actifinversé

• détection d'un flux de puissance réactifimportant

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

Surveillance des ruptures de conducteur

La fonction de surveillance des ruptures deconducteur (BRC) a pour principal objectif ladétection des ruptures de conducteur dansles lignes et câbles électriques (défauts ensérie). La détection peut être utilisée pouruniquement donner l'alarme ou pourdéclencher le disjoncteur de ligne.

Protection de tension

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

Des sous-tensions peuvent apparaître dans leréseau en cas de défaut ou de conditionsanormales. La fonction peut être utilisée pourouvrir les disjoncteurs afin de préparer lareprise de service dans le réseau en cas


ABB 13

d'effondrement du réseau ou commeprotection de réserve à temporisation élevée.

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

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

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

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


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

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

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

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


Protection contre la surexcitation (PVPH,24)

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

Protection différentielle de tension (PTOV,60)

Une fonction de surveillance différentielle estdisponible. Elle compare les tensions de deuxjeux triphasés de transformateurs de tensionet dispose d'un seuil d'alarme sensible et d'unseuil de déclenchement. Elle peut être utiliséepour surveiller la tension de deux groupes defusibles ou de deux différents fusibles detransformateurs de tension comme unefonction une fonction de surveillance defusible fusible / MCB

Surveillance de perte de tension (PTUV 27)

La détection de la perte de tension (PTUV 27)est adaptée pour l'usage dans les réseauxdisposant d'une fonction de reprise de serviceautomatique. Si toutes les tensions triphaséestombent sous la valeur réglée pour une duréesupérieure à celle déterminée, la fonctiontransmet un ordre de déclenchementtripolaire au disjoncteur et celui-ci reste fermé.


14 ABB

Protection de fréquence

Protection à minimum de fréquence(PTUF, 81)

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

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

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

Protection à maximum de fréquence(PTOF, 81)

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

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

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

Protection à gradient de fréquence (PFRC,81)

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

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

La fonction dispose d'un blocage à minimumde tension. Le fonctionnement peut se basersur une mesure de tension monophasée sur

une mesure entre phases ou sur une mesurede la tension directe.

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

Protection multi - objets

Protection générale de courant et detension (GAPC)

Cette fonction peut être utilisée commefonction de protection contre les courantsinverses détectant des conditionsasymétriques telles que les uvertures dephase ou les défauts asymétriques.

Cette fonction permet également d'améliorerla sélection de phase pour les défauts à laterre à très résistifs, hors de portée de laprotection de distance. Trois fonctions sont :elles mesure le courant du neutre et chacunedes trois tensions de phase. Cette sélection dephase sera indépendante des courants decharge et cette sélection de phase serautilisée en association avec la détection dudéfaut à la terre par la fonction directionnellede protection contre les défauts à la terre.

Surveillance du système secondaire

Surveillance du circuit de courant (RDIF)

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

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

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


ABB 15

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

Fonction fusible (RFUF)

Des défaillances dans le circuit secondaire dutransformateur de tension peuvent entraînerun fonctionnement intempestif desprotections de distance, des protections àminimum de tension, des protections detension du point neutre et de la fonction demise sous tension (contrôle du synchronisme)etc. La fonction fusible empêche de telsfonctionnements intempestifs.

Il existe trois méthodes pour détecter lesdéfaillances de fusible.

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

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

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

Contrôle-commande

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

La fonction de synchronisation permet defermer des réseaux asynchrones au momentcorrect et inclut la durée de fermeture dudisjoncteur. Les systèmes peuvent ainsi êtrereconnectés après une fermeture par

réenclenchement automatique ou manuelle,ce qui améliore la stabilité du réseau.

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

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

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

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

Réenclenchement automatique (RREC, 79)

La fonction de réenclenchement automatiqueassure un réenclenchement automatique ultrarapide et/ou lent pour des applications à unseul disjoncteur ou à plusieurs disjoncteurs.

Jusqu'à cinq tentatives de réenclenchementpeuvent être programmées. La premièretentative peut être monophasée, biphaséeet / ou triphasée respectivement pour desdéfauts monophasés ou polyphasés.

Des fonctions de réenclenchementsautomatiques multiples sont fournies pourdes schémas à disjoncteurs multiples. Uncircuit prioritaire permet de n'enclencherqu'un seul disjoncteur et de n'enclencher lesecond disjoncteur que si le défaut esttransitoire.

Chaque fonction de réenclenchementautomatique peut être configurée pourfonctionner en association avec une fonctionsynchrocheck.


16 ABB

Le contrôle de l'appareillage APC

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

Interverrouillage

La fonction d'interverrouillage bloque lapossibilité d'actionner les dispositifsd'appareillage primaire, par exemplelorsqu'un sectionneur est en charge afind'empêcher les dégâts matériels et / oucorporels accidentels.

Chaque fonction de contrôle-commanded'appareillages de coupure dispose demodules d'interverrouillage intégrés pour lesdiverses configurations de poste ; chaquefonction gère l'interverrouillage d'une travée.La fonction d'interverrouillage est distribuée àchaque IED et n'est dépendante d'aucunefonction centrale. Pour l'interverrouillage ausein du poste, les IED communiquent via lebus inter-travée (CEI 61850-8-1) ou enutilisant les entrées / sorties binaires câblées.Les conditions d'interverrouillage dépendentde la configuration du poste primaire et del'état de position de l'appareillage à chaquemoment donné.

Pour une mise en œuvre facile et sûre de lafonction d'interverrouillage, l'IED est livréavec des modules logiciels d'interverrouillagenormalisés ayant subi des tests contenant unelogique pour les conditionsd'interverrouillage. Afin de remplir lesexigences spécifiques du client, les conditionsd'interverrouillage peuvent être adaptées enajoutant une logique configurable à l'aided'un outil de configuration graphique.

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

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

Mini-sélecteur (VSGGIO)

Le bloc fonctionnel VSGGIO (ou le blocfonctionnel à commutateur polyvalent) estune fonction multi-objet utilisée dans l'outilCAP comme commutateur universel pourtoute une variété d'applications.

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

Contrôle générique à point unique 8signaux (SPC8GGIO)

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


ABB 17

Schéma de téléaction

Logique du schéma de téléaction pourprotection de distance et protection àmaximum de courant résiduel (PSCH, 85)

Une logique du schéma de téléaction estfournie pour éliminer instantanément tous lesdéfauts de ligne. Tous les types de schéma detéléaction tels que la portée réduite àautorisation, le télédéclenchement indirect, lacomparaison directionnelle avec signal delibération, le blocage, le déclenchementinterdépendant, etc. sont disponibles. Lemodule de communication intégré (LDCM)peut être utilisé pour schéma de téléactionlorsque celui-ci est compris.

La communication phase par phase estégalement disponible pour unfonctionnement correct en cas de défautssimultanés entre ternes lorsque trois canauxde communication de protection de distancesont disponibles entre les extrémités de ligne

Logique d'inversion de courant et desource faible pour protection de distanceet protection directionnelle à maximum decourant résiduel (PSCH, 85)

La fonction d'inversion de courant permetd'éviter tout fonctionnement intempestif dû àune inversion de courant lorsque dessystèmes à comparaison directionnelle abecsignal de libération sont utilisés dans desapplications avec lignes doubles en cas dedépassement de portée des deux extrémitéssur la ligne parallèle.

La logique de source faible s'utilise lorsque lapuissance apparente derrière la protectionpeut s'avérer trop faible pour activer lafonction de protection de distance. Lorsquecette logique est activée, les critères de signalde réception et de minimum de tension localet l'absence d'opération de zone amontprovoquent un déclenchement instantané. Lesignal reçu est également renvoyé afind'accélérer le déclenchement côté émission.

Le schéma logique triphasé ou phase parphase est également disponible.

Logique d'accélération de stade (PLAL)

Pour parvenir à une élimination rapide desdéfauts sur la totalité de la ligne alorsqu'aucun canal de communication n'estdisponible, la logique d'accélération de stade(ZCLC) peut être utilisée. Cette logiquepermet une élimination rapide des défautsdans certaines conditions mais, évidemment,elle ne peut remplacer complètement uncanal de communication.

La logique peut être contrôlée soit par leréenclenchement automatique (extension dezone), soit par la perte de courant de charge(accélération en cas de perte de charge).

Logique du schéma de téléaction pour laprotection directionnelle à courantrésiduel (PSCH, 85)

Pour éliminer rapidement des défauts à laterre sur la partie de la ligne non couvertepar le seuil instantané de la protection àmaximum de courant, la protectiondirectionelle à maximum de courant résiduelpeut être utilisé avec une logique faisantappel aux canaux de communication.

Dans le schéma de comparaisondirectionnelle, des informations sur le sensdu courant de défaut doivent être transmisesà l'autre extrémité de la ligne. Lacomparaison directionnelle permet d'obtenirun temps de fonctionnement de la protectionde 50 – 60 ms incluant un temps detransmission de 20 ms. Ce temps dedéclenchement court permet une fonction deréenclenchement automatique rapide aprèsl'élimination du défaut.

Le module de logique de téléaction pour laprotection directionnelle à courant résiduelpermet lles schémas de téléaction avec signalde blocage ou de libération.

Logique d'inversion de courant et desource faible pour protection à maximumde courant résiduel (PSCH, 85)

La logique de téléaction supplémentaireEFCA complète la logique du schéma detéléaction EFC pour la protection à maximumde courant résiduel.


18 ABB

Afin d'éliminer rapidement tous les défauts àla terre sur la ligne, la fonction de protectiondirectionnelle contre les défauts à la terrepeut être complétée par une logique utilisantles canaux de communication. C'est pourquoiles terminaux REx 670 disposent d'ajouts à lalogique du schéma de téléaction.

Si des lignes parallèles sont raccordées à desjeux de barres communs aux deux extrémités,des schémas de téléaction à comparaisondirectionnelle avec signal de libérationpeuvent entraîner un déclenchement nonsélectif en raison d'une inversion du courantde défaut. Ce déclenchement inopiné affectela ligne saine lorsqu'un défaut est éliminé surl'autre ligne. Ce manque de sécurité peutentraîner une perte totale de l'interconnexionentre les deux jeux de barres. Pour éviter cetype d'incident, une logique d'inversion decourant (logique de blocage transitoire) peutêtre utilisée.

Les schémas de téléaction avec signal delibération pour les protections à maximum decourant résiduel fonctionnent en faitseulement lorsque la protection dans leterminal à l'autre extrémité de la ligne peutdétecter le défaut. La détection requiert uncourant de défaut (courant résiduel) suffisant.Le courant de défaut peut s'avérer trop faibledû à un disjoncteur ouvert ou à uneimpédance de source directe ou homopolaireélevée. Pour venir à bout de ces conditions,une logique d'écho de source faible (WEI) estutilisée.

Logique

Logique de déclenchement (PTRC, 94)

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

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

Logique pour matrice de déclenchement(GGIO)

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

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

Blocs logiques configurables

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

Bloc fonctionnel à signaux fixes

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

Surveillance

Mesures (MMXU)

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

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

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

polarisation,


ABB 19

• les courants et tensions directs, inverseset homopolaires,

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

informations concernant differentsparamètres des fonctions incluses,

• les valeurs logiques de toutes les entréeset sorties binaires,

• des informations générales sur les IED.

Surveillance des signaux d'entrée mA(MVGGIO)

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

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

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

Rapport de perturbation (RDRE)

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

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

La fonctionnalité dénomée rapport deperturbation désigne plusieurs fonctions :

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

• Enregistreur des valeurs dedéclenchement (TVR)

• Perturbographe (DR)• Localisateur de défaut (FL)

La fonction est caractérisée par une grandeflexibilité en termes de configuration, deconditions de démarrage, de duréesd'enregistrement et est caractérisée aussi paune grande capacité de stockage.

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

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

Liste d'événementsSéquence d'événements(RDRE)

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

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


20 ABB

Indications (RDRE)

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

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

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

Enregistreur d'événements (ER)

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

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

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

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

Enregistreur des valeurs de déclenchement(RDRE)

Les informations au sujet des des courants etdes tensions avant et pendant le défaut sont

primordiales pour l'évaluation desperturbations.

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

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

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

Perturbographe (RDRE)

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

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

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

Les informations du perturbographe pour lesdernières 100 perturbations sontsauvegardées dans l'IED et l'interface Homme-


ABB 21

Machine locale (LHMI) est utilisée pourvisualiser la liste des enregistrements.

Fonction d'événement (EV)

En cas d'utilisation d'un systèmed'automatisation de poste électrique avec unecommunication LON ou SPA, les événementshorodatés peuvent être envoyés de l'IED auniveau du poste au moment du changementou cycliquement. Ces événements sont créésà partir d'un quelconque signal disponibledans l'IED et connecté au bloc fonctionneldes événements. Le bloc fonctionnel desévénements est utilisé pour lescommunications LON et SPA.

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

Localisateur de défaut (RFLO)

Un localisateur de défaut précis est lecomposant essentiel qui permettra deminimiser les coupures de courant après uneperturbation persistante et / ou de repérer unpoint faible sur la ligne.

Le localisateur de défaut intégré est unefonction de mesure de l'impédancefournissant la distance jusqu'au défaut enpourcent, km ou miles. Le principal avantageest le niveau élevé de précision, obtenu grâceà la compensation du courant de charge et àla prise en considération de la mutuellehomopolaire sur les lignes à deux ternes.

La compensation comprend le réglage dessources distantes et locales et le calcul de ladistribution des courants de défaut de chaquecôté. Cette distribution de courant de défautest utilisée, avec les courants de charge (pré-défaut) enregistrés pour calculer exactementla position des défauts. Le défaut peut êtrerecalculé à partir de nouvelles donnéesconcernant les sources sur base du défautactuel afin d'augmenter la précision.

La précision du localisateur de défaut peutêtre maintenue avec la compensation avancéenotamment sur les lignes longues lourdementchargées (pour lesquelles le localisateur dedéfaut est plus important) dont l'écart entre

les angles de tension source peut s'éleverjusqu'à 35-40 degrés.

Bloc d'extension des valeurs de mesure

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

Comptage

Logique du compteur d'impulsions (GGIO)

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

Mesures d'énergie et traitement de lademande (MMTR)

Les sorties de la fonction de mesure (MMXU)peuvent être utilisées pour calculer l'énergie.Les valeurs actives et réactives sont calculéesrespectivement pour l'importation etl'exportation. Les valeurs peuvent être luesou générées sous formes d'impulsions. Lesvaleurs de consommation d'électricité


22 ABB

maximum sont également calculées par lafonction.

Fonctions de base de l'IED

Synchronisation de l'horloge

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

Interface homme-machine

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

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

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

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

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

rouges et 9 jaunes) avec une étiquetteutilisateur imprimable. Toutes les LED designalisation are configurable from thePCM600 tool.

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

le contrôle-commande et la navigation,un commutateur pour la sélection entrele contrôle local et le contrôle-commande

à distance et un bouton-poussoir deremise à zéro

• Une porte de communication RJ45 isolée

IEC05000055-LITEN V1 FR

Figure 4. Petit graphique pour l'IHM

IEC05000056-LITEN V1 FR

Figure 5. Graphique de taille intermédiairepour l'IHM, 15 appareillagespilotables


ABB 23

Communication au niveau poste

Présentation

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

Les protocoles de communication suivantssont disponibles :

• Protocole de communication CEI61850-8-1

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

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

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

Protocole de communication CEI 61850-8-1

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

Communication sérielle, LON

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

Protocole de communication SPA

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

Protocole de communicationCEI 60870-5-103

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

Protocole de communication DNP3.0

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

Commande simple, 16 signaux

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

Commande multiple et transmission

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


24 ABB

et comme interface pour la communicationd'égal à égal horizontale (uniquement avecLON).

Communication à distance

Transfert des signaux analogiques etbinaires à l'extrémité opposée

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

Transfert des signaux binaires à distance,192 signaux

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

Module optique de communication desdonnées de ligne à courte, moyenne etlongue portée(LDCM)

Le module de communication des données deligne (LDCM) est utilisé pour lacommunication entre des IED situés à desdistances

Module de sorties binaires statiques (SOM)

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

Module des entrées / sorties binaires (IOM)

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

mA input module (MIM)

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

Module optique pour Ethernet (OEM)

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

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

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

Module de communication des données deligne (LDCM)

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

Des cartes alternatives de Longue portée(mode simple 1550 nm), Moyenne portée(mode simple 1310 nm) et Courte portée(mode multiple 900 nm) sont disponibles.

Module galvanique de communication dedonnées de ligne X.21 (X.21-LDCM)Le module galvanique de communication dedonnées de ligne X.21 s'utilise pour laconnexion aux équipements detélécommunication, par exemple les lignestéléphoniques louées. Le module permet lescommunications des données à un débit de64 kbit/s entre les IED:s.

Exemples d'applications :

• Protection différentielle de ligne• Transfert des signaux binaires

Module galvanique de communicationsérielle RS485

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

Module de synchronisation GPS (GSM)

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

Module de synchronisation de l'horlogeIRIG-B

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

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


26 ABB

Module des transformateurs d'entrée (TRM)

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

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

Unité de résistances pour haute impédance

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

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

Configuration et dimensions

Dimensions

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 FR

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


ABB 27

xx05000004.vsd

IEC05000004 V1 FR

Figure 7. Montage côte-à-côte

Taille du boîtier A B C D E F

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

6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 201.1 242.1 252.9 318.0

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

(mm)

Alternatives de montage

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

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

de découpe :

▪ taille de boîtier 1/2 (h) 254,3mm10,01 pouces (w) 210,1 mm

▪ taille de boîtier 3/4 (h) 254,3 mm(w) 322,4 mm

▪ taille de boîtier 1/1 (h) 254,3 mm(w) 434,7 mm

• Kit de montage mural

Voir commande pour obtenir des détailsconcernant les alternatives de montagedisponibles.


28 ABB

6. Schémas des connexions

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

IEC08000471 BG V1 EN

Module Positions à l'arrière

PSM X11

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

BIM, BOM, SOM, IOM ouGSM

X51, X52

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B 1) X302

OEM X311:A, B, C, D

RS485 ou LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

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


ABB 29




PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOMou MIM

X31 et X32 etc. à X101et X102

BIM, BOM, SOM, IOM,MIM ou GSM

X101, X102

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B ou LDCM 1) 2) X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 ou LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Installation du module IRIG-B, quand il estinclus dans le support P30:22) Séquence d'installation du module LDCM :P31:2, P31:3, P30:2 et P30:33) Installation du module RS482, quand il estinclus dans le support P31:2Note !2-4 LDCM peuvent être inclus en fonction de laprésence des modules IRIG-B et RS485.


30 ABB

Tableau 3. Dénominations pour boîtier 3/4 x 19” avec 2 emplacements TRM



PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOMou MIM

X31 et X32 etc. à X71 et X72

BIM, BOM, SOM, IOM,MIM ou GSM

X71, X72

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B ou LDCM 1,2) X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 ou LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

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


ABB 31




PSM X11

BIM, BOM, SOM,IOM ou MIM

X31 et X32 etc. à X161 etX162

BIM, BOM, SOM,IOM, MIM ou GSM

X161, X162

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B ou LDCM 1) 2) X302

LDCM 2) X303

OEM X311:A, B, C, D

RS485 ou LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) Installation du module IRIG-B, quand il estinclus dans le support P30:22) Séquence d'installation du module LDCM : P31:2,P31:3, P30:2 et P30:33) Installation du module RS485, quand il est inclusdans le support P31:2Note !2-4 LDCM peuvent être inclus, selon la disponibilitédes modules IRIG-B et RS485 respectifs.


32 ABB

Tableau 5. Dénominations pour boîtier 1/1 x 19” avec 2 emplacements TRM



PSM X11

BIM, BOM,SOM, IOM ouMIM

X31 et X32 etc. à X131 etX132

BIM, BOM,SOM, IOM, MIMou GSM

X131, X132

SLM X301 : A, B, C, D

IRIG-B ou LDCM1,2)

X302

LDCM 2) X303

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

RS485 ou LDCM2) 3)

X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

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


ABB 33

IEC1MRK002801-AB10-BG V1 FR

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

Désignation entrée CT/VT selon figure 8

Coura

nt/

Ten

sion

confi

gura

tion

(50/

60 H

z)

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

9I+3U,1A

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

110-220-V

110-220-V

9I+3U,5A

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

110-220-V

110-220-V

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

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

110-220-V

110-220-V

7I+5U,1A

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

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

7I+5U,5A

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

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

6I+6U,1A

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

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

6I+6U,5A

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

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

110-220-V

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

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

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


34 ABB

IEC1MRK002801-AB11-BG V1 FR

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

IEC1MRK002801-AB15-BG

protection de distance de ligne rel670 sur mesure - abb · 2018. 5. 9. · protection de distance...

Documents