Protection d'alternateur REG670 2.0 Guide de l'acheteur · eépar”A a»xi–iair's z qransformateur q r a n s fo r m a te u r d e s a u x il ia ir e s 7 U D Q V I R U P D W H X

Relion® série 670

Protection d'alternateur REG670 2.0Guide de l'acheteur

Sommaire

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

2. Fonctions disponibles...................................................10

3. Protection différentielle................................................. 19

4. Protection d'impédance............................................... 21

5. Protection de courant...................................................24

6. Protection de tension................................................... 27

7. Protection de fréquence............................................... 28

8. Protection à multi utilités...............................................29

9. Surveillance du système secondaire............................. 30

10. Contrôle-commande................................................... 31

11. Logique.......................................................................33

12. Surveillance.................................................................34

13. Mesures...................................................................... 36

14. Interface homme-machine (IHM)..................................36

15. Fonctions de base du DEI........................................... 36

16. Communication interne du poste ................................37

17. Communication éloignée............................................. 37

18. Description du matériel................................................38

19. Schémas de raccordement......................................... 42

20. Données techniques....................................................43

21. Code pour passer des commandes pour DEIpersonnalisé..............................................................106

22. Code pour passer des commandes pour DEI pré-configuré................................................................... 115

23. Passer des commandes pour les accessoires........... 120

Renonciation de responsabilité

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contraignants.

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Protection d'alternateur REG670 2.0 1MRK 502 054-BFR B

Version du produit: 2.0

2 ABB

1. ApplicationLe REG670 est utilisé pour la protection, le contrôle et lasurveillance des alternateurs et des blocs 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 de nombreusesfonctions dans un même DEI. Dans les applications typiques,deux DEI peuvent fournir une fonctionnalité totale, ainsi qu'undegré élevé de redondance. Le REG670 peut également êtreutilisé pour la protection et le contrôle-commande deréactances shunts.

La protection contre les défauts de terre du stator, aussi biencelle à 95 % que celle à 100 % basée sur l'injection et sur latroisième harmonique, est incluse. Lorsque la protection baséesur l'injection est utilisée, 100 % de l'enroulement du stator, ycompris le point étoile, sont protégés dans tous les modes defonctionnement. La protection à 100 % contre les défauts deterre du stator basée sur la troisième harmonique utilise leprincipe de tension différentielle de la troisième harmonique. Laprotection à 100% contre les défauts de terre du stator baséesur l'injection fonctionne même lorsque la machine est à l'arrêt.Des algorithmes éprouvés de protection contre les glissementsde pôle, la sous-excitation, les défauts de terre du rotor,protection de courant inverse, etc. sont inclus dans le DEI.

La protection différentielle d'alternateur dans le REG670 estadaptée pour un fonctionnement correct pour les applicationsd'alternateur où les facteurs tels que les longues constantes detemps C.C. et les exigences d’un court temps dedéclenchement ont été pris en compte.

Étant donné que de nombreuses fonctions de protectionpeuvent être utilisées comme instances multiples, il estpossible de protéger plusieurs objets dans un DEI. Il estpossible d'intégrer la protection d'un transformateur depuissance auxiliaire dans le même DEI ayant les principalesprotections de l'alternateur. Le concept permet ainsi d'obtenirune excellente solution rentable.

Le REG670 offre également des possibilités de surveillance desvaleurs appréciables, un grand nombre d'informations deprocessus pouvant être transféré vers une IHM opérateur.

Du fait de sa grande flexibilité, ce produit constitue un excellentchoix pour des installations neuves et pour la remise à neuf decentrales existantes.

La communication par liaisons optiques permet d'assurerl'immunité aux perturbations.

En utilisant un algorithme breveté, le REG670 (ou tout autreproduit de la série 670) peut suivre la fréquence du systèmeélectrique sur une grande plage de 9 Hz à 95 Hz (pour unsystème électrique de 50Hz). Pour ce faire, le signal de tensiontriphasée issu des bornes de l'alternateur doit de préférenceêtre raccordé au DEI. Le DEI adapte alors son algorithme defiltrage afin de mesurer de manière adéquate les phaseurs detous les signaux de courant et de tension connectés au DEI.Cette fonction est essentielle au bon fonctionnement de laprotection lors des procédures de démarrage et d'arrêt del'alternateur.

Le REG670 peut être utilisé dans les applications avec le bus deprocessus CEI 61850-9-2LE, avec un maximum de quatreunités de fusion (MU), en fonction des autres fonctionnalitésincluses dans le DEI.


Version du produit: 2.0 Publié: avril 2016Révision: B

ABB 3

Description de la configuration A20



4 ABB

G

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

VN MMXU

MET UN

V MSQI

MET Usqi

CC RBRF

50BF 3I>BF

FUF SPVC

U>/I<

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(i>/U<)

LEX PDIS

40 Φ <

DRP RDRE

DFR/SER DR

OEX PVPH

24 U/f>

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

+RXTTE4

REG670 A20 – Protection différentielle et de secours d’alternateur 12AI (7I + 5U)

YY

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

AEG PVOC

50AE U/I>

SMP PTRC

94 1→0

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

V MMXU

MET UGEN_QA1

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

ROT_INJ_VT

ROT_INJ_CT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

S SIML

71

ROTI PHIZ

64R R<

OOS PPAM

78 Ucos

HZ PDIF

87 Id>

SDE PSDE

67N IN>

T2W PDIF

87T 3Id/I>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

SA PFRC

81 df/dt<>

Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions

Fonctions en option

STTI PHIZ

64S R<

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

Q CBAY

3 Control

S SIMG

63

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

GS PTTR

49S θ>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S SCBR

Control

S XSWI

3 Control

S XCBR

3 Control

0133_=IEC11000068=4=fr=Original.vsdIEC11000068 V4 FR

Figure 1. Application typique de protection d'alternateur avec protection différentielle d'alternateur et protection de secours, incluant 12entrées analogiques (transformateurs de tension et de courant) dans un boîtier 1/2 19".



ABB 5

Description de la configuration B30



6 ABB

Départ

auxiliaires

YTransformateur

Tra

nsfo

rma

teu

r d

es a

uxili

aire

s

Tra

nsfo

rma

teu

r d

’excita

tio

n

CC RBRF

50BF 3I>BF

EF4 PTOC

51N 4(IN>)

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MSQI

MET Usqi

V MMXU

MET U

CC RBRF

50BF 3I>BF

FUF SPVC

U>/I<

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(I>/U<)

REG670 B30 – Protection différentielle et de secours d’alternateur 24AI (9I+3U, 9I+3U)

LEX PDIS

40 Φ <

DRP RDRE

DFR/SER DR

OEX PVPH

24 U/f>

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

+

RXTTE4

AEG PVOC

50AE U/I>

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

VN MMXU

MET UN

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SMP PTRC

94 1→0

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

GEN_QA1

AUX_QA1

HV_QA1

HV_CT

LV_VT_3U0

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

ROT_INJ_VT

ROT_INJ_CT

AUX_CT

EXC_CT

HV_NCT

Y

Y Y

G

OC4 PTOC

51 4(3I>)

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

STTI PHIZ

64S R<

OOS PPAM

78 Ucos

T3W PDIF

87T 3Id/I>

REF PDIF

87N IdN/I

T2W PDIF

87T 3Id/I>

ROTI PHIZ

64R R<

HZ PDIF

87 Id>

SA PFRC

81 df/dt<>


Fonctions en option

SDE PSDE

67N IN>

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

Q CBAY

3 Control

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

GS PTTR

49S θ>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S SCBR

Control

S XSWI

3 Control

S XCBR

3 Control

0135_=IEC11000071=4=fr=Original.vsd

IEC11000071 V4 FR

Figure 2. 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

Description de la configuration C30



8 ABB

Départ

auxiliaires

YTransformateur

Tra

nsfo

rma

teu

r d

es a

uxili

aire

s

CC RBRF

50BF 3I>BF

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MMXU

MET U

VN MMXU

MET UN

V MSQI

MET Usqi

CC RBRF

50BF I>BF

FUF SPVC

U>/I<

ROV2 PTOV

59G UN>

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

TR PTTR

49 θ>

NS2 PTOC

46 I2>

C MMXU

MET I

GEN PDIF

87G 3Id/I>

ZGV PDIS

21 Z<CV GAPC

64R Re<

CV GAPC

2(I>/U<)

Y

Y

TR PTTR

49 θ>

OV2 PTOV

59 2(3U>)

CV MMXN

MET P/Q

FUF SPVC

U>/I<

LEX PDIS

40 Φ <

ETP MMTR

MET W/Varh

CV MMXN

MET P/Q

Transformateur de

mise à la terre

OEX PVPH

24 U/f>

DRP RDRE

DFR/SER DR

+

RXTTE4

AEG PVOC

50AE U/I>

T2W PDIF

87T 3Id/I>

REG670 C30 – Protection d’alternateur et de transformateur bloc 24AI (9I+3U, 6I+6U)

51N

EF4 PTOC

4(IN>)

STEF PHIZ

59THD U3d/N

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

SMP PTRC

94 1→0

HV_QA1

AUX_QA1

GEN_QA1

HV_VT

HV_CT

LV_VT_3U0

AUX_CT

GEN_TRM_VT

GEN_TRM_CT

ROT_INJ_CT

ROT_INJ_VT

GEN_SP_CT

GEN_SP_VT

REF PDIF

87N IdN/I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

Y

Y Y

ROV2 PTOV

59N 2(U0>)

HV_NCT

G

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

T3W PDIF

87T 3Id/I>

SES RSYN

25 SC/VC

CCS SPVC

87 INd/I

STTI PHIZ

64S R<

OOS PPAM

78 Ucos

ROTI PHIZ

64R R<

HZ PDIF

87 Id>

SA PFRC

81 df/dt<>


Fonctions en option

SDE PSDE

67N IN>

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

PSP PPAM

78 Ucos

CC PDSC

52PD PD

PH PIOC

50 3I>>

EF PIOC

50N IN>>

VDC PTOV

60 Ud>

TCM YLTC

84 ↑↓

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

Q CBAY

3 Control

GS PTTR

49S θ>

Q CRSV

3 Control

S CILO

3 Control

S CSWI

3 Control

S SCBR

Control

S XSWI

3 Control

S XCBR

3 Control

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

0137_=IEC11000072=4=fr=Original.vsd

IEC11000072 V4 FR

Figure 3. Protection d'unité incluant la protection d'alternateur et d'ensemble alternateur-transformateur avec 24 entrées analogiques dans unboîtier 19" complet. Une protection contre les glissements de pôle et une protection à 100 % contre les défauts de terre du statorpeuvent être ajoutées en option.



ABB 9

2. Fonctions disponibles

Fonctions de protection principales

2 = nombre d'exemples de base0-3 = grandeurs d'option3-A03 = fonction optionnelle incluse dans les ensembles A03 (voir les détails de commande)

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Alternateur

REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Protection différentielle

T2WPDIF 87T Protection différentielle de transformateur, deuxenroulements

0-2 1-A31 1-A33 1

T3WPDIF 87T Protection différentielle de transformateur, troisenroulements

0-2 1-A33 1

HZPDIF 87 Protection différentielle à haute impédance 1Ph 0-6 3-A02 3 6

GENPDIF 87G Protection différentielle d'alternateur 0-2 1 2 2

REFPDIF 87N Protection différentielle de terre, basse impédance 0-3 1-A01 1

Protection d'impédance

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

0-4 3 3 3

ZDMRDIR 21D Élément d'impédance directionnelle à caractéristique mho 0-2 1 1 1

ZMFPDIS 21 Protection de distance très rapide 0-1

ZMFCPDIS 21 Protection de distance très rapide pour lignes àcompensation série

0-1

PSPPPAM 78 Protection contre les glissements de pôle/ruptures desynchronisme

0-1 1-B21 1-B21 1-B21

OOSPPAM 78 Protection contre les ruptures de synchronisme 0-1

LEXPDIS 40 Perte d'excitation 0-2 1 2 2

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

0-1 1-B31 1-B31 1-B31

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

0-1 1-B32 1-B32 1-B32

ZGVPDIS 21 Protection à minimum d'impédance pour les alternateurset les transformateurs

0-1 1 1 1



10 ABB

Fonctions de protection de secours


REG670

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 0-4 1 2 2

OC4PTOC 51_671) Protection à maximum de courant de phase à quatreseuils

0-6 4 4 4

EFPIOC 50N Protection instantanée à maximum de courant résiduel 0-2 1 2 2

EF4PTOC 51N67N2)

Protection à maximum de courant résiduel à quatreseuils

0-6 1 5 5

NS4PTOC 46I2 Protection directionnelle à maximum de courant inverseà quatre seuils

0-2 1-C41 2-C42 2-C42

SDEPSDE 67N Protection directionnelle sensible de maximumd'intensité de courant résiduel et de puissancehomopolaire

0-2 1-C16 1-C16 1-C16

TRPTTR 49 Protection de surcharge thermique, deux constantes detemps

0-3 1 2 3

CCRBRF 50BF Protection contre les défaillances de disjoncteur 0-4 2 4 4

CCPDSC 52PD Protection contre les discordances de pôles 0-4 2 2 2

GUPPDUP 37 Protection directionnelle à minimum de puissance 0-4 2 4 4

GOPPDOP 32 Protection directionnelle à maximum de puissance 0-4 2 4 4

NS2PTOC 46I2 Protection temporisée à maximum de courant inversepour les machines

0-2 1 1 1

AEGPVOC 50AE Protection contre la mise sous tension accidentelle pouralternateur synchrone

0-2 1 1 1

VRPVOC 51V Protection à maximum de courant avec retenue detension

0-3 3-C36 3-C36 3-C36

GSPTTR 49S Protection contre la surcharge stator 0-1 1-C37 1-C37 1-C37

GRPTTR 49R Protection contre la surcharge rotor 0-1 1-C38 1-C38 1-C38

Protection de tension

UV2PTUV 27 Protection à minimum de tension à deux seuils 0-2 2 2 2

OV2PTOV 59 Protection à maximum de tension à deux seuils 0-2 2 2 2

ROV2PTOV 59N Protection à maximum de tension résiduelle à deuxseuils

0-3 3 3 3

OEXPVPH 24 Protection contre la surexcitation 0-2 1 1 2

VDCPTOV 60 Protection différentielle de tension 0-2 2 2 2

STEFPHIZ 59THD Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator,basée sur troisième harmonique

0-1 1-D21 1 1

Protection de fréquence



ABB 11


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

SAPTUF 81 Protection à minimum de fréquence 0-6 3 6 6

SAPTOF 81 Protection à maximum de fréquence 0-6 3 6 6

SAPFRC 81 Protection de taux de variation de fréquence 0-3 1 3 3

FTAQFVR 81A Protection d’accumulation de la durée du temps defréquence

0-12 12-E03 12-E03 12-E03

Protection à multi utilités

CVGAPC Protection générale de courant et de tension 1-12 6 6 6

Calcul général

SMAIHPAC Filtre multifonction 0-6

1) 67 : tension nécessaire2) 67N : tension nécessaire



12 ABB

Fonctions de contrôle-commande et de surveillance


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Contrôle-commande

SESRSYN 25 Contrôle de synchronisme, contrôle de présence tension etsynchronisation

0-2 1 2 2

APC30 3 Contrôle-commande d'appareils pour 6 cellules maximum, max 30appareils (6 disjoncteurs), y compris interverrouillage

0-1 1-H09 1-H09 1-H09

QCBAY Contrôle-commande d’appareils 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC30

1+5/APC30

LOCREM Gestion des positions du commutateur local/distant 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC30

1+5/APC30

LOCREMCTRL Commande IHML de PSTO 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC30

1+5/APC30

TCMYLTC 84 Contrôle et supervision du régleur, 6 entrées binaires 0-4 1-A31 2-A33 2

TCLYLTC 84 Contrôle et supervision du régleur, 32 entrées binaires 0-4

SLGAPC Commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions et laprésentation sur l'IHML

15 15 15 15

VSGAPC Commutateur miniature de sélection 20 20 20 20

DPGAPC Fonction générique de communication pour indication point double 16 16 16 16

SPC8GAPC Contrôle générique à point unique, 8 signaux 5 5 5 5

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

SINGLECMD Commande simple, 16 signaux 4 4 4 4

I103CMD Fonction commandes pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

I103GENCMD Fonction commandes génériques pour CEI 60870-5-103 50 50 50 50

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

I103IEDCMD Commandes DEI pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

I103USRCMD Fonction commandes définies par l'utilisateur pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

Surveillance du système secondaire

CCSSPVC 87 Surveillance du circuit de courant 0-5 4 5 5

FUFSPVC Supervision fusion fusible 0-3 2 3 3

VDSPVC 60 Surveillance fusion fusible basée sur la différence de tension 0-3 1-G03 1-G03 1-G03

Logique

SMPPTRC 94 Logique de déclenchement 1-6 6 6 6

TMAGAPC Logique pour matrice de déclenchement 12 12 12 12

ALMCALH Logique pour alarme de groupe 5 5 5 5

WRNCALH Logique pour avertissement de groupe 5 5 5 5

INDCALH Logique pour indication de groupe 5 5 5 5



ABB 13


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

AND, OR, INV,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,RSMEMORY

Blocs logiques configurables 40-280 40-280 40-280 40-280

ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT,SRMEMORYQT,RSMEMORYQT, TIMERSETQT,PULSETIMERQT, INVALIDQT,INDCOMBSPQT, INDEXTSPQT

Blocs logiques configurables - Q/T 0-1

SLGAPC,VSGAPC, AND,OR,PULSETIMER,GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV

Ensemble de logique d'extension 0-1

FXDSIGN Bloc fonctionnel de signaux fixes 1 1 1 1

B16I Conversion binaire 16 bits en nombre entier 18 18 18 18

BTIGAPC Conversion binaire 16 bits en nombre entier avec représentation denœud logique

16 16 16 16

IB16 Conversion nombre entier en binaire 16 bits 18 18 18 18

ITBGAPC Conversion nombre entier en binaire 16 bits avec représentation denœud logique

16 16 16 16

TIGAPC Retard sur temporisateur avec intégration du signal d'entrée 30 30 30 30

TEIGAPC Intégrateur du temps écoulé avec transgression des limites etsupervision des débordements

12 12 12 12

Surveillance

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Mesures 6 6 6 6

AISVBAS Bloc fonctionnel pour présentation des valeurs de service des entréesanalogiques secondaires

1 1 1 1

EVENT Fonction d'événement 20 20 20 20



14 ABB


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR

Rapport de perturbographie 1 1 1 1

SPGAPC Fonction générique de communication pour indication point unique 64 64 64 64

SP16GAPC Fonction générique de communication pour indication point unique 16entrées

16 16 16 16

MVGAPC Fonction générique de communication pour valeur mesurée 24 24 24 24

BINSTATREP Rapport d'état des signaux logiques 3 3 3 3

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

SSIMG 63 Surveillance du milieu gazeux 21 21 21 21

SSIML 71 Surveillance du milieu liquide 3 3 3 3

SSCBR Surveillance disjoncteur 0-4 2-M12 4-M14 4-M14

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

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

I103AR Fonction état de réenclencheur automatique pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

I103EF Fonction état défaut terre pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

I103FLTPROT Fonction état de protection de défaut pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

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

I103SUPERV État de la surveillance pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

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

L4UFCNT Compteur d'événements avec supervision des limites 30 30 30 30

Comptage

PCFCNT Logique de compteur d’impulsions 16 16 16 16

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



ABB 15

Communication


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Communication interne du poste

LONSPA, SPA Protocole de communication SPA 1 1 1 1

ADE Protocole de communication LON 1 1 1 1

HORZCOMM Variables du réseau via LON 1 1 1 1

PROTOCOL Sélection de fonctionnement entre SPA etCEI 60870-5-103 pour SLM

1 1 1 1

RS485PROT Sélection du mode de fonctionnement pour RS485 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1

DNPGEN Protocole général de communication DNP3.0 1 1 1 1

DNPGENTCP Protocole TCP général de communication DNP3.0 1 1 1 1

CHSERRS485 DNP3.0 pour protocole de communication EIA-485 1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

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

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

1 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

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

DNPFREC Enregistrements de défauts DNP3.0 pour TCP/IP et pourprotocole de communication EIA-485

1 1 1 1

CEI 61850-8-1 Fonction de réglage des paramètres pour CEI 61850 1 1 1 1

GOOSEINTLKRCV

Communication horizontale via GOOSE pourl'interverrouillage

59 59 59 59

GOOSEBINRCV

Réception binaire Goose 16 16 16 16

GOOSEDPRCV

Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeurdouble point

64 64 64 64

GOOSEINTRCV

Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeurentière

32 32 32 32

GOOSEMVRCV

Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur àmesurer

60 60 60 60

GOOSESPRCV

Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur pointunique

64 64 64 64

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

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



16 ABB


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

FRONT,LANABI,LANAB,LANCDI,LANCD

Configuration Ethernet des liaisons 1 1 1 1

GATEWAY Configuration Ethernet liaison 1 1 1 1 1

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

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

AGSAL Composant générique pour application de sécurité 1 1 1 1

LD0LLN0 CEI 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1

SYSLLN0 CEI 61850 SYS LLN0 1 1 1 1

LPHD Informations sur le dispositif physique 1 1 1 1

PCMACCS Protocole de configuration de DEI 1 1 1 1

SECALARM Composant d'affectation des événements liés à lasécurité dans des protocoles comme DNP3 et CEI 103

1 1 1 1

FSTACCS Accès à l'outil de service sur site via le protocole SPA parcommunication Ethernet

1 1 1 1

ACTIVLOG Paramètres de consignation des activités 1 1 1 1

ALTRK Suivi service 1 1 1 1

SINGLELCCH Etat liaison port Ethernet simple 1 1 1 1

PRPSTATUS Etat liaison port Ethernet double 1 1 1 1

PRP Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 0-1 1-P03 1-P03 1-P03

Communication éloignée

Transfert de signaux binaires (réception/transmission) 6/36 6/36 6/36 6/36

Transmission de données analogiques depuis LDCM 1 1 1 1

Réception d'états binaires depuis LDCM de l’autreextrémité

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3



ABB 17

Fonctions de base du DEI

Tableau 1. Fonctions de base du DEI

CEI 61850 ou nom de lafonction

Description

INTERRSIG Autosurveillance avec liste d'événements internes

SELFSUPEVLST Autosurveillance avec liste d'événements internes

TIMESYNCHGEN Module de synchronisation d'horloge

SYNCHBIN,SYNCHCAN,SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP,SYNCHSPA,SYNCHCMPPS

Synchronisation d'horloge

TIMEZONE Synchronisation d'horloge

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Module de synchronisation de l'horloge GPS

IRIG-B Synchronisation d'horloge

SETGRPS Nombre de groupes de réglage

ACTVGRP Groupes de réglage des paramètres

TESTMODE Fonctionnalité du mode test

CHNGLCK Fonction de changement de verrouillage

SMBI Matrice des signaux pour les entrées binaires

SMBO Matrice des signaux pour les sorties binaires

SMMI Matrice des signaux pour les entrées mA

SMAI1 - SMAI20 Matrice des signaux pour les entrées analogiques

3PHSUM Bloc de sommation triphasé

ATHSTAT État d'autorisation

ATHCHCK Vérification d'autorisation

AUTHMAN Gestion des autorisations

FTPACCS Accès FTP avec mot de passe

SPACOMMMAP Affectation de communication SPA

SPATD Date et heure via protocole SPA

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

DOSLANAB Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port OEM AB

DOSLANCD Déni de service, contrôle de vitesse de trame pour le port OEM CD

DOSSCKT Déni de service, interface de contrôle de flux de donnée

GBASVAL Valeurs de base globales pour les réglages

PRIMVAL Valeurs primaires du système

ALTMS Surveillance de l'horloge maître

ALTIM Gestion de l'horloge



18 ABB

Tableau 1. Fonctions de base du DEI, suite

CEI 61850 ou nom de lafonction

Description

ALTRK Suivi de service

ACTIVLOG Paramètres de consignation des activités

FSTACCS Accès à l'outil de service sur site via le protocole SPA par communication Ethernet

PCMACCS Protocole de configuration de DEI

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

DNPGEN Protocole général de communication DNP3.0

DNPGENTCP Protocole TCP général de communication DNP3.0

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

MSTSER DNP3.0 pour protocole de communication série

OPTICAL103 Communication série optique CEI 60870-5-103

RS485103 Communication série CEI 60870-5-103 pour RS485

CEI 61850-8-1 Fonction de réglage des paramètres pour CEI 61850

HORZCOMM Variables réseau via LON

LONSPA Protocole de communication SPA

LEDGEN Partie d'indication LED générale pour IHML

3. Protection différentielle

Protection différentielle d'alternateur GENPDIFUn court-circuit entre les phases des bobines du stator génèreen principe de forts courants de défaut. Un court-circuit estsusceptible d'endommager l'isolation, les bobines et le noyauferreux du stator. Les courts-circuits génèrent de grandesintensités de courant qui peuvent endommager même d'autrescomposants de la centrale électrique, comme la turbine oul'arbre du groupe turbine-alternateur.

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

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

Il est également extrêmement important que la protectiondifférentielle d'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 différentielled'alternateur est en principe le meilleur choix pour les courts-circuits entre les phases de l'alternateur.

La protection différentielle d'alternateur GENPDIF convientégalement pour la protection des réactances shunts ou despetites canalisations 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 rapport de TC, compensation decouplage et élimination de courant homopolaire réglable.

La fonction peut être fournie avec un maximum de six jeuxtriphasés d'entrées de courant. Toutes les entrées de courantsont munies de caractéristiques à retenue (pourcentage), quirendent le DEI utilisable pour des transformateurs à deux outrois enroulements dans des configurations de poste multi-disjoncteur.



ABB 19

Applications pour deux enroulements

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements avecenroulement tertiaireen triangle nonconnecté

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 FR

transformateur depuissance à deuxenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux ensembles TCsur un 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 avec lestrois enroulementsconnectés

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 FR

transformateur depuissance à troisenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux ensembles TCsur un côté

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 FR

Auto-transformateuravec deuxdisjoncteurs et deuxensembles TC surdeux des trois côtés

Figure 4. Configuration de groupe TC pour laprotection différentielle

Les possibilités de réglage couvrent les applications deprotection différentielle pour tous types de transformateurs depuissance et d'auto-transformateurs avec ou sans régleur encharge, ainsi que pour les réactances shunt et les départslocaux dans le poste. Une fonction de stabilisation adaptativeest incluse pour les courants de défauts traversantsimportants.En introduisant la position du régleur en charge, ledémarrage de la protection différentielle peut être réglé à sasensibilité optimale, couvrant ainsi les défauts internes de faibleniveau.

Une fonction de stabilisation est fournie pour les courantsd'appel et de surexcitation respectivement. Un blocagetransversal est également disponible. La stabilisationadaptative prend également en compte les courants d'appel etla saturation des TC lors des défauts externes. Un élément deprotection différentielle de courant seuil haut sans retenuepermet un déclenchement ultra rapide en cas de courant dedéfaut interne élevé.

Un élément de protection différentielle sensible est inclus. Ils'appuie sur la théorie des composantes inverses de courant.Cet élément offre la meilleure couverture possible contre lesdéfauts entre spires des enroulements de transformateurs depuissance.

Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIFLes fonctions de protection différentielle à haute impédance1Ph HZPDIF peuvent être utilisées lorsque les noyaux de TCconcernés présentent le même rapport de transformation etdes caractéristiques de magnétisation similaires. Chaquefonction utilise une sommation externe des courantssecondaires TC par enroulement. En fait, tous les circuitssecondaires de TC qui sont concernés par la protectiondifférentielle sont connectés en parallèle. Une résistance sérieexterne et une varistance, toutes deux montées à l'extérieur duDEI, sont également nécessaires.

La résistance externe doit être commandée parmi lesaccessoires du DEI figurant dans le guide produit.

La fonction HZPDIF peut être utilisée pour protéger les bobinesde stator d'alternateur, les départs en piquages (T) ou les jeuxde barres, les réactances, les moteurs, les auto-transformateurs, les batteries de condensateurs, etc. Un blocfonctionnel de ce type est utilisé pour la protection différentiellede terre haute impédance. Trois blocs fonctionnels de ce typesont utilisés pour générer une protection différentielle triphaséephase par phase. Plusieurs instances de bloc fonctionnel (parexemple, six) peuvent être disponibles dans un seul DEI.

Protection différentielle de défaut à la terre, basse impédanceREFPDIFLa fonction de protection différentielle de défaut à la terre,basse impédance REFPDIF peut être utilisée sur tous lesréseaux à neutre directement mis à la terre ou par basseimpédance. La fonction REFPDIF offre un déclenchement àgrande sensibilité et ultra rapide en protégeant chaque



20 ABB

enroulement séparément et ne nécessite donc pas destabilisation contre le courant d'appel.

La fonction REFPDIF est une fonction à pourcentage deretenue, avec un critère supplémentaire de comparaisondirectionnelle de courant homopolaire. Cela lui confère uneexcellente sensibilité et une grande stabilité contre les courantsde défauts traversants.

La fonction REFPDIF peut également protéger lestransformateurs automatiques. Cinq courants sont mesuréspour la configuration la plus complexe ; voir Figure 5.

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 5. Exemples d'applications de la fonction REFPDIF

4. Protection d'impédance

Mesure de distance multichaîne non commutée (full-scheme),caractéristique Mho ZMHPDISLa protection de distance numérique à caractéristique Mho estune protection multichaîne non commutée (full-scheme) àquatre zones pour la détection de secours des défauts decourt-circuit et de terre.

La technique multichaîne non commutée (full-scheme) permetune protection de secours des lignes électriques avec unesensibilité élevée et des exigences moindres en termes decommunication des extrémités distantes.

Les quatre zones disposent de mesures et de paramètrestotalement indépendants, qui permettent une grandesouplesse pour tous les types de lignes.

La fonction inclut également la logique de temporisation dezone sélectionnable.

La fonction peut être utilisée comme une protection de secoursà minimum d'impédance pour les transformateurs et lesalternateurs.

Élément d'impédance directionnelle à caractéristique MhoZDMRDIRLes éléments d'impédance phase-terre peuvent être surveillésen option par une fonction directionnelle sans sélection dephase (parce que basée sur les composantes symétriques).

Zones de distance quadrilatérale avec protection de distancerapide ZMFPDISLa protection de distance rapide (ZMFPDIS) offre un temps defonctionnement inférieur à une période, jusqu'à mi-période,pour les défauts de base compris dans les 60 % de la longueurde ligne et jusqu'à environ SIR 5. Dans le même temps, elle estspécifiquement conçue pour offrir une vigilance supplémentaireen cas de conditions difficiles sur les réseaux de transporthaute tension, telles que des défauts sur des lignes longuesfortement chargées et des défauts générant des signaux à fortedistorsion. Ces défauts sont gérés avec la plus grande sécuritéet la plus grande fiabilité, bien que nécessitant parfois unevitesse de fonctionnement réduite.

La fonction ZMFPDIS est un schéma de protection complet àsix zones avec trois boucles de défauts pour les défauts phase-phase et trois boucles de défauts pour les défauts phase-terredans chaque zone indépendante, ce qui rend la fonctionadaptée aux applications avec réenclenchement monophasé.

Les zones peuvent fonctionner indépendamment les unes desautres, en mode directionnel (aval ou amont) ou en mode nondirectionnel. Cependant, les zones 1 et 2 sont conçues pourune mesure dans le sens aval uniquement, une zone (ZRV) étantconçue pour la mesure dans le sens inverse. Cela les rendadaptées, en association avec un schéma de téléprotection, àla protection de lignes et câbles dans les configurations deréseau complexes comme les lignes parallèles, les lignes àplusieurs extrémités, etc.

Un nouvel algorithme de compensation de charge adaptatifintégré empêche l'extension de portée des zones de distance àl'extrémité d'exportation de la charge en cas de défaut phase-terre sur les lignes fortement chargées. Il diminue également laportée réduite à l'extrémité d'importation.

Le bloc fonctionnel ZMFPDIS lui-même intègre un élément desélection de phase et un élément directionnel, contrairement àla conception précédente de la série 670, où ces élémentsétaient représentés avec des blocs fonctionnels séparés.

Le fonctionnement de l'élément de sélection de phase reposeprincipalement sur les critères de modification du courant dontla fiabilité a été notablement améliorée. Naturellement, il existeaussi un critère de sélection de phase qui fonctionne enparallèle et qui repose uniquement sur les phaseurs de tensionet de courant.

L'élément directionnel utilise un jeu de quantités préalablementétablies afin de fournir une décision directionnelle rapide etcorrecte dans diverses conditions, dont les défauts triphasés



ABB 21

proches, les défauts simultanés et les défauts avec unealimentation homopolaire uniquement.

Zones de distance quadrilatérale avec distance rapide pourréseaux à compensation série ZMFCPDISLa protection de distance rapide (ZMFCPDIS) offre un temps defonctionnement inférieur à une période, jusqu'à mi-période,pour les défauts de base compris dans les 60 % de la longueurde ligne et jusqu'à environ SIR 5. Dans le même temps, elle estspécifiquement conçue pour offrir une vigilance supplémentaireen cas de conditions difficiles sur les réseaux de transporthaute tension, telles que des défauts sur des lignes longuesfortement chargées et des défauts générant des signaux à fortedistorsion. Ces défauts sont gérés avec la plus grande sécuritéet la plus grande fiabilité, bien que nécessitant parfois unevitesse de fonctionnement réduite.

La protection de distance rapide ZMFCPDIS estfondamentalement identique à la fonction ZMFPDIS, mais offreune plus grande flexibilité dans les réglages de zone afin des'adapter aux applications plus complexes, telles que les lignesà compensation série. Dans le fonctionnement pour les réseauxà compensation série, les paramètres de la fonctiondirectionnelle sont modifiés afin de prendre en chargel'inversion de tension.

La fonction ZMFCPDIS est une protection multichaîne noncommutée (full scheme) à six zones avec trois boucles dedéfaut pour les défauts phase-phase et trois boucles de défautpour les défauts phase-terre dans chaque zone indépendante,ce qui rend la fonction adaptée aux applications avecréenclenchement automatique monophasé.

Les zones peuvent fonctionner indépendamment les unes desautres, en mode directionnel (aval ou amont) ou en mode nondirectionnel. Cela les rend adaptées, en association avec unschéma de téléprotection, à la protection de lignes et câblesdans les configurations de réseau complexes comme les lignesparallèles, les lignes à plusieurs extrémités, etc.

Un nouvel algorithme de compensation de charge adaptatifintégré empêche l'extension de portée des zones de distance àl'extrémité d'exportation de la charge en cas de défaut phase-terre sur les lignes fortement chargées. Il diminue également laportée réduite à l'extrémité d'importation.

Le bloc fonctionnel ZMFCPDIS intègre un élément de sélectionde phase et un élément directionnel, contrairement à laconception précédente de la série 670, où ces éléments étaientreprésentés avec des blocs fonctionnels séparés.

Le fonctionnement de l'élément de sélection de phase reposeprincipalement sur les critères de modification du courant dontla fiabilité a été notablement améliorée. Naturellement, unepartie fonctionne également avec des critères continus opéranten parallèle.

L'élément directionnel utilise un ensemble de quantités établiesafin de fournir une évaluation directionnelle rapide et correcte

dans diverses conditions, dont les défauts triphasés proches,les défauts simultanés et les défauts avec une alimentationhomopolaire uniquement.

Protection contre les glissements de pôle PSPPPAMLe glissement de pôle d'un alternateur peut être dû à diversesraisons.

Un court-circuit peut se produire dans le réseau électriqueexterne, à proximité de l'alternateur. Si le délai d'élimination dudéfaut est trop long, l'alternateur accélérera au point que lesynchronisme 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'amplitude desoscillations augmente jusqu'à ce que la stabilité angulaire soitperdue.

Le fonctionnement d'un alternateur soumis à un glissement depôle implique des risques d'endommagement de l'alternateur,de l'arbre et de la turbine.

• Chaque glissement de pôle provoque un couple significatifsur l'arbre alternateur-turbine.

• En fonctionnement asynchrone, des courants sont induitsdans les éléments de l'alternateur ne transportantnormalement pas de courant, ce qui provoque unéchauffement. Ceci peut endommager l'isolement et le ferdu stator / rotor.

La fonction de protection contre les glissements de pôle(PSPPPAM) détecte les conditions de glissement de pôle etdéclenche l'alternateur aussi rapidement que possible si lepoint d'impédance mesuré se trouve dans l'ensemblealternateur-transformateur. Si le centre du glissement de pôlese situe en dehors du réseau, la première action doit consister àdiviser le réseau en deux parties, après l'action de protection deligne. En cas d'échec, la fonction PSPPPAM de l'alternateurdoit fonctionner en zone 2, afin de prévenir tout autre dommagepour l'alternateur, l'arbre et la turbine.

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

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

La fonction OOSPPAM détecte les conditions de glissement depôle et déclenche l'alternateur aussi rapidement que possible,c'est-à-dire après le premier glissement si le centred'oscillation se trouve en zone 1, qui inclut normalementl'alternateur et son transformateur élévateur. Si le centred'oscillation se trouve plus loin dans l'installation électrique,



22 ABB

c'est-à-dire en zone 2, plusieurs glissements de pôle sontnormalement admis avant le déclenchement de l'ensemblealternateur-transformateur. Un réglage de paramètre estdisponible pour tenir compte du temps d'ouverture dudisjoncteur. Si l'installation électrique compte plusieurs relaisde protection contre les ruptures de synchronisme, celui quiaura son centre d'oscillation dans la zone 1 sera le premier àfonctionner.

La fonction OOSPPAM dispose de deux canaux de courantI3P1 et I3P2 qui permettent la connexion directe de deuxgroupes de courants triphasés. Cette disposition peut êtrenécessaire pour les alternateurs très puissants, avec desenroulements de stator divisés en deux groupes par phase,lorsque chaque groupe dispose de transformateurs de courant.La fonction de protection effectue une simple sommation descourants des deux canaux I3P1 et I3P2.

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

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

Protection sensible contre les défauts de terre du rotor, baséesur l'injection ROTIPHIZLa protection sensible contre les défauts de terre du rotor,basée sur l'injection (ROTIPHIZ) permet de détecter les défautsde terre dans les enroulements de rotor des alternateurs. Lafonction ROTIPHIZ est applicable à tous les typesd'alternateurs synchrones.

Afin de mettre en œuvre le concept ci-dessus, un boîtierd'injection distinct est nécessaire. Le boîtier d'injection génèreun signal de tension à onde carrée à une fréquence prédéfinie.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 le boîtierd'injection. Les deux valeurs mesurées sont ensuite transmisesau DEI. En fonction de celles-ci, le DEI de protection déterminela résistance de l'enroulement de rotor par rapport à la terre. Lavaleur de résistance est alors comparée à l'alarme derésistance de défaut prédéfinie et aux niveaux dedéclenchement.

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 condensateur decouplage REX061 sont nécessaires pour un fonctionnementcorrect.

Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator, baséesur 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'injection génèreun signal de tension à onde carrée qui peut par exemple êtreenvoyé dans l'enroulement secondaire du transformateur detension ou du transformateur de mise à la terre au point neutrede l'alternateur. Le signal se propage à travers cetransformateur dans le circuit du stator.

L'amplitude du signal de tension injecté est mesurée du côtésecondaire du transformateur de tension ou du transformateurde mise à la terre au point neutre. En outre, le courant injectéqui en résulte est mesuré via un shunt résistif situé dans leboîtier d'injection. Les deux valeurs mesurées sont ensuitetransmises au DEI. En fonction de celles-ci, le DEI détermine larésistance de l'enroulement du stator par rapport à la terre. Lavaleur de résistance est alors comparée à l'alarme derésistance de défaut prédéfinie et aux niveaux dedéclenchement.

La fonction de protection peut non seulement détecter lesdéfauts de terre au point neutre de l'alternateur, mais aussi toutle long des enroulements du stator et aux bornes del'alternateur, y compris au niveau des composants connectéstels que les transformateurs de tension, les disjoncteurs, lestransformateurs d'excitation, etc. Le principe de mesure utilisén'est pas influencé par le mode de fonctionnement del'alternateur et reste pleinement fonctionnel, même sil'alternateur est à l'arrêt. Il reste néanmoins nécessaire dedisposer d'une protection standard à 95 % contre les défautsde terre du stator, basée sur la tension de déplacement defréquence fondamentale au point neutre, et fonctionnant enparallèle avec la fonction de protection à 100 % contre lesdéfauts de terre du stator.

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



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Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et lestransformateurs ZGVPDISLa protection à minimum d'impédance est une protectiond'impédance multichaîne non commutée (full-scheme) à troiszones utilisant des caractéristiques à mho décalé pour ladétection des défauts dans l'alternateur, le transformateurd'alternateur et le réseau de transport. Les trois zonesdisposent de réglages et de boucles de mesure complètementindépendants. La fonctionnalité comprend également unefonction intégrant le critère de minimum de tension qui permetd'assurer un déclenchement même si le transformateur decourant entre en saturation, ainsi qu'une fonctiond'empiètement basée sur composant direct pour la deuxièmeet la troisième zone d'impédance. La compensation intégréepour le couplage du transformateur élévateur est disponible.

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 les courts-circuits.

Protection à maximum de courant de phase à quatre seuilsOC4PTOCLa fonction de protection à maximum de courant triphasé àquatre seuils OC4PTOC a des caractéristiques à temps inverseou à temps défini indépendant pour les seuils 1 à 4.

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

La fonction directionnelle a besoin de tension étant donnéqu'elle est polarisée en fonction de la tension avec mémoire. Lafonction peut être réglée indépendamment pour êtredirectionnelle ou non pour chaque seuil.

Le seuil de blocage par harmonique 2 peut être défini pour lafonction et utilisé pour bloquer individuellement chaque seuil.

Protection instantanée à maximum de courant résiduelEFPIOCLa protection instantanée à maximum de courant résiduelEFPIOC est à faible dépassement transitoire avec un temps deréponse court pour une protection instantanée contre lesdéfauts de terre, dont la portée est limitée à moins de 80 % dela ligne avec une impedance de source minimale. La fonctionEFPIOC est configurée pour mesurer le courant résiduel desentrées de courant triphasé et peut être configurée pourmesurer le courant d'une entrée de courant spécifique.

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils,courant homopolaire et inverse EF4PTOCLa protection à maximum de courant résiduel à quatre seuilsEF4PTOC possède une temporisation à temps inverse ou àtemps constant réglable séparément pour chaque seuil.

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

La fonction EF4PTOC peut être configurée en directionnel ounon directionnel indépendamment pour chaque seuil.

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

Un blocage par harmonique 2 peut être défini individuellementpour chaque seuil.

La fonction EF4PTOC peut être utilisée comme protectionprincipale pour les défauts phase-terre.

La fonction EF4PTOC peut également être utilisée commesolution de remplacement, par exemple au cas où la protectionprincipale serait hors service suite à un défaut decommunication ou en raison d'un transformateur de tensiondéfaillant.

Les fonctionnalités directionnelles peuvent être combinéespour autoriser ou bloquer une logique liée à une téléprotection.L'inversion de courant et une fonctionnalité de faible report decharge sont également disponibles.

Le courant résiduel peut être calculé en additionnant lescourants triphasés ou à partir de l'entrée du TC neutre.

Protection à maximum de courant inverse à quatre seuilsNS4PTOCLa protection à maximum de courant inverse à quatre seuils(NS4PTOC) possède une caractéristique 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 est polarisée par la tension.

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 la protectionprincipale serait hors service suite à un défaut de



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communication ou en raison d'un transformateur de tensiondéfaillant.

Les fonctionnalités directionnelles peuvent être combinéespour autoriser ou bloquer une logique liée à une téléprotection.La même logique que pour un courant homopolaire directionnelpeut être utilisée. Des fonctionnalités d'inversion de courant etde faible report de charge sont disponibles.

Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité decourant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDEDans les réseaux à neutre isolé ou à haute impédance, lecourant de défaut de terre est beaucoup plus faible que lescourants de court-circuit. Par ailleurs, l'amplitude du courantde défaut est pratiquement indépendante de la position decelui-ci sur le réseau. La protection peut être sélectionnée pourutiliser soit le courant résiduel, soit la composante de puissancerésiduelle 3U0·3I0·cos j, pour la grandeur de fonctionnementavec maintien de la capacité de court-circuit. Un seuil nondirectionnel 3I0 et un seuil de déclenchement à maximum detension 3U0 sont également disponibles.

Aucune entrée de courant sensible spécifique n'est nécessaire.La fonction SDEPSDE peut être définie à un niveau aussi basque 0,25 % de IBase.

Protection contre les surcharges thermiques, deux constantesde temps TRPTTRSi un transformateur de puissance atteint une température trèsélevée, l'équipement risque d'être endommagé. L'isolationinterne du transformateur subira un vieillissement forcé. Parconséquent, le risque de défauts internes entre phases ou entrephase et terre sera plus élevé.

La protection contre les surcharges thermiques évaluecontinuellement la capacité thermique interne dutransformateur (température). Cette estimation est faite ensuivant un modèle thermique de transformateur avec deuxconstantes de temps, basé sur la mesure du courant.

Deux niveauxd'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 protectiondéclenche le transformateur protégé.

Le délai estimé de déclenchement avant opération est indiqué.

Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRFLa protection contre les défaillances de disjoncteur (CCRBRF)assure le déclenchement de secours rapide des disjoncteurssitués à proximité si le disjoncteur ne s'ouvre pas. La fonctionCCRBRF peut se baser sur le courant, les contacts de positionou une combinaison de ces deux possibilités.

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

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

La fonction CCRBRF peut être initialisée en monophasé outriphasé pour permettre l'utilisation avec des applications dedéclenchement monophasé. Pour la version triphasée deCCRBRF , les critères de courant peuvent être réglés pour nefonctionner que si deux phases sur quatre par exemple, soitdeux phases ou une phase plus le courant résiduel, démarrent.La sécurité jusqu’à la commande de déclenchement desecours s’en trouve ainsi renforcée.

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

Protection contre les discordances de pôle CCPDSCUne phase ouverte peut entraîner des courants inverses ethomopolaires qui génèrent une contrainte thermique sur lesmachines tournantes et peuvent entraîner le fonctionnementindésirable des fonctions 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 afin desupprimer la situation de charge asymétrique.

La fonction de protection contre les discordances de pôleCCPDSC fonctionne avec les informations provenant descontacts auxiliaires du disjoncteur pour les trois phases, avec,si nécessaire, des critères supplémentaires provenant del'asymétrie des courants de phase.

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

• protection de l'alternateur contre le retour de puissance• protection de puissance directe de l'alternateur (niveau

bas)• détection d'alternateur surexcité / sous-excité• détection d'un flux de puissance active inversé• détection d'un flux de puissance réactive important• charge excessive des lignes / câbles avec puissance

active ou réactive• protection de l'alternateur contre le retour de puissance

Chaque fonction comprend deux seuils avec destemporisations définies.



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Grâce à la classe de mesure des entrées TC en option, il estpossible d'atteindre une précision de 0,5 % pour les contextesliés aux turbines à vapeur.

Protection temporisée à maximum de courant avec retenue detension VRPVOCLa fonction de protection temporisée à maximum de courantavec retenue de tension (VRPVOC) peut être utilisée commeprotection de secours d'alternateur contre les courts-circuits.

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

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

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

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

• Charges déséquilibrées• Défauts entre lignes• 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.

Afin de protéger efficacement l'alternateur contre les conditionsde déséquilibre extérieures, la fonction NS2PTOC est capablede mesurer directement le courant inverse. La fonctionNS2PTOC possède également une caractéristique detemporisation 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 unités ducourant nominal de l'alternateur

t est le temps de fonctionnement ensecondes

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

La fonction NS2PTOC dispose d'une large plage de réglages K,ainsi que d'une sensibilité suffisante pour détecter les courantsinverses et assurer un déclenchement de l'alternateur.

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

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

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

La protection contre la mise sous tension accidentelle pouralternateur synchrone (AEGPVOC) prend en compte l'entrée decourant de phase maximum et les entrées de tension maximumentre phases du côté bornes. La fonction AEGPVOC est activéelorsque la tension chute en dessous d'un certain niveau detension pendant un temps donné.

Protection contre la surcharge du stator GSPTTRLa fonction de protection contre la surcharge de l'alternateurGSPTTR permet de protéger l'enroulement du stator contretoute température excessive résultant de surintensités. Lacaractéristique de fonctionnement de la fonction est conçueconformément à la norme américaine IEEE-C50.13.

Si les composants internes de l'alternateur dépassent la limitede température définie, des dommages peuvent en résulter.L'endommagement de l'isolation de l'alternateur peut aller de laréduction de la durée de vie à la défaillance complète, enfonction de la gravité et de la durée de la surtempérature. Unetempérature excessive peut également entraîner desdommages mécaniques du fait de la dilatation thermique. Latempérature augmentant avec le courant, il est logiqued'appliquer des éléments de maximum de courant àcaractéristiques de temps inverse.

Pour son fonctionnement, la fonction mesure le véritablecourant efficace (RMS) dans l'enroulement du stator ou lasomme attendue des composantes directes et inverses dansl'enroulement du stator.

La fonction est conçue pour fonctionner sur les systèmes50/60 Hz.

Protection contre la surcharge du rotor GRPTTRLa fonction de protection contre la surcharge de l'alternateurGRPTTR permet de protéger l'enroulement du rotor contre



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toute température excessive résultant de surintensités. Lacaractéristique de fonctionnement de la fonction est conçueconformément à la norme américaine IEEE-C50.13.

Si les composants internes de l'alternateur dépassent la limitede température définie, des dommages peuvent en résulter.L'endommagement de l'isolation de l'alternateur peut aller de laréduction de la durée de vie à la défaillance complète, enfonction de la gravité et de la durée de la surtempérature. Unetempérature excessive peut également entraîner desdommages mécaniques du fait de la dilatation thermique. Lescomposants du rotor tels que les barres et les baguesd'extrémité sont sensibles à ces dommages. La températureaugmentant avec le courant, il est logique d'appliquer deséléments de maximum de courant à caractéristiques de tempsinverse.

Pour son fonctionnement, la fonction mesure le courant RMSréel du transformateur d'excitation ou calcule le courant c.c.dans l'enroulement du rotor. Le courant continu (c.c.) dansl'enroulement du rotor peut être calculé depuis les courantsc.a. mesurés du côté primaire (HT) ou secondaire (BT) dutransformateur d'excitation. Pour la mesure du côté HT, lesvaleurs nominales du transformateur d'excitation doivent êtredonnées. L'utilisation du courant continu (c.c.) est la mesurepar défaut (c.-à-d. recommandée) pour les alternateurs dotésd'un système d'excitation statique. Lorsque le courant continu(c.c.) est utilisé, la fonction peut fournir une alarme d'ondulationde courant continu (c.c.), du fait des éventuels problèmes avecles équipements d'excitation statique. Le courant continu (c.c.)dans le rotor peut également être envoyé vers le système desupervision de l'usine via un canal de communication ou êtreaffiché sur l'IHM intégrée au DEI.

La fonction peut également détecter une condition de minimumde courant dans l'enroulement du rotor qui indique soit unesous-excitation, soit une perte d'excitation de l'alternateur.

La fonction est conçue pour fonctionner sur les systèmes50/60 Hz.

6. Protection de tension

Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUVDes sous-tensions peuvent survenir dans le système électriqueen cas de défaut ou de conditions anormales. La fonction deprotection à minimum de tension à deux seuils (UV2PTUV) peutêtre utilisée pour ouvrir des disjoncteurs afin de préparer larestauration du système lors d'une perte du réseau ou commesolution de secours avec une longue temporisation en cas denon fonctionnement de la protection principale.

La fonction UV2PTUV possède deux seuils de tension, chacunavec une temporisation à temps inverse ou défini.

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

Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOVDes surtensions peuvent se produire sur le réseau électrique encas de conditions anormales (perte de puissance soudaine,pannes de régleur en charge, extrémités de ligne ouvertes surles longues lignes, etc.).

La fonction OV2PTOV possède deux seuils de tension, chacunavec une temporisation à temps inverse ou défini.

La fonction OV2PTOV possède un coefficient de retombéeélevé pour permettre des réglages près de la tension du servicedu 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 destransformateurs de tension triphasés ou la mesure aux bornesd'un transformateur de tension à triangle ouvert ou pointneutre.

La fonction ROV2PTOV possède deux seuils de tension,chacun avec une temporisation à temps 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. Cela entraînera la circulation decourants de Foucault. Ces courants peuvent entraîner unéchauffement excessif et causer des dégâts sérieux à l'isolationet aux parties adjacentes en relativement peu de temps. Lafonction dispose de courbes inverses de fonctionnement,réglables, et de seuils d'alarme indépendants.

Protection 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.

Protection à 95 % et 100 % contre les défauts de terre dustator, sur la base de l'harmonique de rang 3 STEFPHIZLe défaut de terre du stator est un type de défaut relativementfréquent. Les alternateurs ont normalement une mise à la terreà haute impédance, c'est-à-dire une mise à la terre via unerésistance de point neutre. Cette résistance est normalementdimensionnée pour donner un courant de défaut de terre del'ordre de 3 à 15 A en cas de défaut de terre permanent auxbornes haute tension de l'alternateur. Les courants de défautde terre relativement faibles causent beaucoup moins de



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contraintes thermiques et mécaniques sur l’alternateur quedans le cas d'un court-circuit, qui se produit entre desconducteurs de deux phases. Quoi qu'il en soit, les défauts deterre dans l'alternateur doivent être détectés et l’alternateurdoit être déclenché, même si la durée du défaut peut être pluslongue que dans le cas de courts-circuits.

Lorsque l'alternateur fonctionne normalement sans défaut, latension de point neutre est proche de zéro et il n'y a pas decourant homopolaire dans l'alternateur. Lorsqu'un défautphase-terre se produit, la tension de point neutre augmente etdu courant circule dans la résistance de 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 courantde point neutre, une protection à maximum de tensionhomopolaire ou une protection différentielle contre les courantsrésiduels. Ces protections sont simples et fonctionnentparfaitement depuis de nombreuses années. Cependant, cesschémas simples ne protègent au mieux que 95 % de

l'enroulement du stator. Les 5 % à proximité de l'extrémiténeutre restent sans protection. Dans des conditionsdéfavorables, la zone morte peut s'étendre jusqu'à 20 % àpartir du neutre.

La protection à 95 % contre les défauts de terre du statormesure la tension à la fréquence fondamentale du point étoilede l'alternateur et entre en action quand cette tension dépassela valeur prédéfinie. En appliquant ce principe, près de 95 % del'enroulement du stator peuvent être protégés. Afin de protégerles derniers 5 % de l'enroulement du stator près de l'extrémiténeutre, la tension de l'harmonique de rang 3 peut être mesurée.Pour la protection à 100 % contre les défauts de terre du statorsur la base de l'harmonique de rang 3, on applique soit leprincipe du différentiel de tension d'harmonique de rang 3, soitle principe de minimum de tension d'harmonique de rang 3 depoint neutre, soit le principe de maximum de tensiond'harmonique de rang 3 du côté borne. Néanmoins, le principedifférentiel est fortement recommandé. Une combinaison deces deux principes de mesure protège tout l'enroulement 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

=IEC10000202=1=fr=Original.vsd

Disj 1 peut ne pas exister

Disj 1 Disj 2

IEC10000202 V1 FR

Figure 6. Principes de protection de la fonction STEFPHIZ

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 mesure trèsprécisément la fréquence et est utilisée pour les systèmes dedélestage de charge, les schémas de restauration, ledémarrage des turbines à gaz, etc. Des temporisations à tempsdéfini séparées sont fournies pour le fonctionnement et larestauration.



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

Le fonctionnement repose sur la mesure de la tension directe etnécessite la connexion de deux tensions phase-phase ou detrois tensions phase-neutre. Pour plus d'informations sur laconnexion des entrées analogiques, voir : Manueld'application/Application du DEI/Entrées analogiques/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 de l'augmentationde la fréquence fondamentale du système de puissanceélectrique est nécessaire.

Une élévation de fréquence survient lors de chutes de chargesoudaines ou de défauts shunt dans le réseau électrique. Aproximité de la centrale de production, les problèmes derégulateur de l'alternateur peuvent également entraîner uneélévation de fréquence.

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

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

Le fonctionnement repose sur la mesure de la tension directe etnécessite la connexion de deux tensions phase-phase ou detrois tensions phase-neutre. Pour plus d'informations sur laconnexion des entrées analogiques, voir : Manueld'application/Application du DEI/Entrées analogiques/Directives sur les réglages

Protection contre le taux de variation de fréquence SAPFRCLa fonction de protection contre le taux de variation defréquence SAPFRC signale suffisamment tôt une perturbationmajeure dans le système. La fonction SAPFRC mesure trèsprécisément la fréquence et peut être utilisée pour le délestagede production, le délestage de consommation et les schémasde restauration. La fonction SAPFRC peut faire la différenceentre une variation de fréquence positive et une variation defréquence négative. Une temporisation à temps défini estfournie pour le fonctionnement.

La fonction SAPFRC est dotée d'un blocage à minimum detension. Le fonctionnement repose sur la mesure de la tensiondirecte et nécessite la connexion de deux tensions phase-phase ou de trois tensions phase-neutre. Pour plusd'informations sur la connexion des entrées analogiques, voir :Manuel d'application/Application du DEI/Entrées analogiques/Directives sur les réglages.

Protection de durée d'accumulation de fréquence FTAQFVRLa protection de durée d'accumulation de fréquence FTAQFVRest basée sur la fréquence mesurée du système et sur lescompteurs horaires. La fonction FTAQFVR de la protectiond'alternateur dispose de la sortie START pour une limite defréquence réglable spécifique, lorsque la fréquence du systèmepasse dans cette limite de bande de fréquences réglable etlorsque la tension directe passe dans la limite de bande detensions réglable. Le signal START déclenche le compteurd'événement, qui est le temps continu passé dans la bande defréquences donnée, et le compteur d'accumulation, qui est letemps cumulé passé dans la bande de fréquences donnée. Unefois que les compteurs atteignent leur limite, une alarme ousignal de déclenchement est activé pour protéger la turbinecontre tout fonctionnement avec une fréquence anormale.Cette fonction est bloquée pendant le démarrage ou l'arrêt del'alternateur via la surveillance de la position du disjoncteur etdu seuil de courant. Cette fonction est également bloquéelorsque l'amplitude de la tension directe du système s'écarte dela limite de bande de tensions donnée qui peut être activée parle réglage EnaVoltCheck.

Il est possible de créer une fonctionnalité avec plusieurs limitesde bande de fréquences en utilisant plusieurs instances de lafonction. Une configuration appropriée basée sur lesspécifications du fabricant de turbine permet la création d'unetelle fonctionnalité.

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 deux peuventêtre utilisés soit avec une caractéristique à temps inverse, soitavec une caractéristique à temps défini. Les seuils deprotection à maximum de courant peuvent être rendusdirectionnels via une grandeur de polarisation à tensionsélectionnable. En outre, ils peuvent être contrôlés/retenus partension et/ou courant. La fonction de retenue d'harmoniquesde rang 2 est également disponible. A une tension depolarisation trop faible, la fonction de maximum de courant peutêtre bloquée, rendue non directionnelle ou commandée pourl'utilisation de la mémoire de tension conformément à unréglage 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 et leminimum d'impédance. La fonction générale peut également



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être utilisée pour les applications de protection destransformateurs d'alternateur lorsque les composantesdirectes, inverses ou homopolaires des grandeurs de courantet de tension sont typiquement requises.

En outre, les applications d'alternateur telles que la perte dechamp, la mise sous tension intempestive, la surcharge destator ou de rotor, le contournement de tête de disjoncteur et ladétection de phase ouverte ne sont que quelques-unes desprotections possibles avec ces fonctions.

Protection contre les défauts de terre du rotor à l'aide deCVGAPCLe transformateur d’excitation, y compris la bobine 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 la bobine du rotorest refroidie à l'eau. Cela reste vrai même si l'isolation estintacte. Un défaut d'isolement du circuit d’excitation entraîneraun courant de défaut entre la bobine d’excitation et la terre.Cela signifie que le défaut a causé un défaut de terre.

Le circuit inducteur d'un alternateur synchrone n'estnormalement pas mis à la terre. Par conséquent, un défaut deterre dans la bobine d’excitation entraînera uniquement un trèsfaible courant de défaut. Le défaut de terre n'endommagerapas l'alternateur. En outre, il n'affectera pas le fonctionnementde l’alternateur de quelque manière que ce soit. Cependant,l'existence d'un défaut de terre augmente la contrainteélectrique sur les autres points du circuit inducteur. Cela signifieque le risque d'un second défaut de terre à un autre point de labobine d’excitation est considérablement accru. Un seconddéfaut de terre entraînera un court-circuit dans la bobined’excitation avec des conséquences graves.

La protection contre les défauts de terre du rotor est basée surl'injection d'une tension CA dans la bobine d’injection isolée. Enl'absence de défaut, aucun flux de courant ne sera associé àcette tension injectée. Si un défaut de terre du rotor se produit,cette condition sera détectée par la protection contre lesdéfauts de terre du rotor. En fonction de la philosophie dupropriétaire de l'alternateur, cet état de fonctionnement feral'objet d'une alarme et/ou l'alternateur sera déclenché. Uneunité d'injection RXTTE4 et une résistance de protection surplaque en option sont requises pour le fonctionnement correctde la protection contre les défauts de terre du rotor.

9. Surveillance du système secondaire

Surveillance du circuit de courant CCSSPVCLes noyaux de transformateur de courant ouverts ou en court-circuit peuvent entraîner le fonctionnement intempestif denombreuses fonctions de protection telles que les fonctions deprotection différentielle, de protection contre les courants dedéfaut à la terre et de protection de courant inverse.

Il ne faut pas oublier que le blocage des fonctions de protectionlors d'un circuit de TC ouvert entraîne le maintien de la situationet la présence de tensions extrêmement élevées au secondaire.

La fonction de surveillance du circuit de courant (CCSRDIF)compare le courant résiduel d'un jeu triphasé de noyaux de TCavec le courant de point neutre sur une entrée séparée, prélevésur 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 FUFSPVCL'objectif de la fonction de surveillance fusion fusible FUFSPVCest de bloquer les fonctions de mesure de la tension lors desdéfaillances des circuits secondaires entre le transformateur detension et le DEI, afin d'éviter tout fonctionnement intempestif.

La fonction de surveillance fusion fusible dispose de troisméthodes de détection différentes, basées sur lescomposantes inverses et homopolaires, et d'une méthodesupplémentaire pour les deltas de tension et de courant.

L'algorithme de détection de composante inverse estrecommandé pour les DEI utilisés dans les réseaux avec unemise à la terre isolée ou à haute impédance. Il repose sur lesgrandeurs de composante inverse.

La détection de composante homopolaire est recommandéepour les DEI utilisés dans les réseaux avec une mise à la terre àfaible impédance ou mis directement à la terre. Elle repose surles grandeurs de composante homopolaire.

La sélection des différents modes de fonctionnement estpossible via un paramètre de réglage permettant de prendre encompte la mise à la terre spécifique du réseau.

Un critère basé sur les mesures de delta de courant et detension peut être ajouté à la surveillance 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.

Surveillance fusion fusible VDSPVCDifférentes fonctions de protection du DEI de protectionfonctionnent sur la base de la tension mesurée au point derelais. Des exemples de ces fonctions de protection sont :

• Fonction de protection de distance.• Fonction de minimum de tension.• Fonction de mise sous tension et de vérification de tension

pour la logique de faible report de charge.

Ces fonctions peuvent fonctionner de manière accidentelle siun défaut se produit dans les circuits secondaires entre lestransformateurs de mesure de tension et le DEI. Ces



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fonctionnements accidentels peuvent être évités grâce à lafonction VDSPVC.

La fonction VDSPVC est conçue pour détecter les fusions defusible ou les défauts sur des circuits de mesures de tension,via la comparaison par phase des tensions des circuitsprincipaux et avec fusible pilote. La sortie de blocage VDSPVCpeut être configurée pour bloquer les fonctions qui doiventl'être en cas de défaut sur le circuit de tension.

Filtre multifonction SMAIHPACLe bloc fonctionnel Filtre multifonction SMAIHPAC estconfiguré comme un filtre triphasé. Il a pratiquement la mêmeinterface utilisateur (par exemple, entrées et sorties) que le blocfonctionnel de pré-traitement standard SMAI. Cependant, laprincipale différence est qu'il peut être utilisé pour extraire toutecomposante de fréquence du signal d'entrée. Il peut donc, parexemple, être utilisé pour créer une protection de résonancesous-synchrone pour un alternateur synchrone.

10. Contrôle-commande

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

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

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

La fermeture manuelle ainsi que le réenclenchementautomatique peuvent être contrôlés par la fonction et peuventavoir différents réglages.

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

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

Contrôle-commande d'appareils de coupure (APC)Les fonctions de contrôle-commande d'appareils de coupuresont utilisées pour le contrôle et la supervision des disjoncteurs,des sectionneurs et des sectionneurs de terre d'une cellule.L'autorisation de manœuvre est donnée après évaluation desconditions d'autres fonctions, comme l'interverrouillage, lesynchrocheck, la sélection d'emplacement d'opérateur et lesblocages externes ou internes.

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

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

position• Remplacement des indications de position et de qualité• 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 (Sélection avant opération) avec sécurité renforcée

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 d’étatde l'objet de contrôle. La séquence de commande avecsécurité renforcée se termine toujours par un serviceCommandTermination primitif et une AddCause indiquant si lacommande a abouti ou si un problème est survenu.

Les opérations de contrôle peuvent être réalisées à partir del'IHM locale avec contrôle d'autorisation s'il est configuré.

Contrôleur d'appareils de coupure SCSWILe contrôleur de commutation (SCSWI) initialise et supervisetoutes les fonctions afin de sélectionner et de commandercorrectement les appareils primaires. Le contrôleur d'appareilsde coupure peut fonctionner sur un appareil triphasé ou troisappareils monophasés maximum.

Disjoncteur SXCBRLe but de la fonctionnalité Disjoncteur (SXCBR) est de fournirl'état réel des positions et d'effectuer les opérations decontrôle, à savoir transmettre toutes les commandes auxappareils primaires de type disjoncteur via les cartes de sortiesbinaires et superviser l'opération et la position du disjoncteur.



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Sectionneur SXSWILe but de la fonction Sectionneur (SXSWI) est de fournir l'étatréel des positions et d'effectuer les opérations de contrôle, àsavoir transmettre toutes les commandes aux appareilsprimaires de type sectionneur ou sectionneur de terre via lescartes de sorties binaires et superviser l'opération et la positiondu sectionneur.

Fonction de réservation QCRSVL'objectif de la fonction de réservation est principalement detransférer de façon sûre des informations d'interverrouillaged'un DEI à un autre, et d'empêcher deux opérationssimultanées dans une cellule, une partie d'un poste ou un postecomplet.

Entrée de réservation RESINLa fonction Entrée de réservation (RESIN) reçoit lesinformations de réservation des autres cellules. Le nombred'instances est identique au nombre de cellules concernées (60instances maximum sont disponibles).

Contrôle de cellule QCBAYLa fonction Contrôle de cellule QCBAY est utilisée avec lesfonctions Local/Distant et Commande locale/distante afin degérer la sélection de l'emplacement de l'opérateur pour chaquecellule. QCBAY permet également de bloquer les fonctionssusceptibles d'être distribuées à différents appareils de lacellule.

Local/Distant LOCREM / Commande locale/distanteLOCREMCTRLLes signaux provenant de l'IHM locale ou d'un commutateurlocal/distant externe sont connectés via les blocs fonctionnelsLOCREM et LOCREMCTRL au bloc fonctionnel Contrôle decellule QCBAY. Le paramètre ControlMode du bloc fonctionnelLOCREM est défini pour déterminer si les signaux decommutation proviennent de l'IHM locale ou d'un commutateurphysique externe connecté via des entrées binaires.

Lecture de position du régleur TCMYLTC et TCLYLTCLa position du régleur en charge peut être surveillée en ligne.Cela est possible soit en utilisant des signaux d'entrées binairescodés via BCD, soit en utilisant un signal d'entrée mA. Laposition réelle du régleur peut être utilisée par le transformateurou la fonction de protection différentielle globale pour obtenirun réglage de démarrage plus sensible. Cela rend alors laprotection différentielle plus sensible aux défauts internes defaible niveau tels que les défauts entre spires de l'enroulement.

Commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions et laprésentation de l'IHML SLGAPCLe commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions etla présentation de l'IHML SLGAPC (ou le bloc fonctionnelsélecteur) est utilisé pour offrir une fonctionnalité decommutateur de sélection similaire à celle offerte par uncommutateur de sélection matériel. Les sélecteurs matérielssont très largement utilisés par les compagnies d'électricité afin

de faire fonctionner différentes fonctions sur des valeursprédéfinies. Toutefois, les commutateurs (matériels) sontsource de problèmes de maintenance et de fourniture(nombreux modèles), et réduisent la fiabilité du système. Lessélecteurs éliminent tous ces problèmes.

Commutateur miniature de sélection VSGAPCLe bloc fonctionnel Commutateur miniature de sélectionVSGAPC est une fonction polyvalente utilisée pour denombreuses applications comme commutateur à usagegénéral.

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

Fonction de communication générique pour indication pointdouble DPGAPCLe bloc fonctionnel Fonction de communication générique pourindication point double DPGAPC est utilisé pour envoyer desindications doubles à d'autres systèmes, équipements oufonctions du poste via le protocole CEI 61850-8-1 ou d'autresprotocoles de communication. Il est utilisé en particulier dansles logiques d'interverrouillage dans le poste.

Commande générique à point unique, 8 signaux SPC8GAPCLe bloc de fonction Commande générique à point unique, 8signaux SPC8GAPC est un ensemble de 8 commandes à pointunique, conçu pour introduire des commandes de REMOTE(SCADA) dans les éléments de la configuration logique nenécessitant pas de fonctionnalité étendue de réception decommandes (par exemple, SCSWI). De cette façon, descommandes simples peuvent être envoyées directement auxsorties de DEI, sans confirmation. La confirmation (état) durésultat des commandes est supposée être obtenue pard'autres moyens, comme les entrées binaires et les blocsfonctionnels SPGAPC. Les commandes peuvent êtreimpulsionnelles ou maintenues avec un délai d'impulsionréglable.

Bits d'automatisation, fonction de commande pour DNP3.0AUTOBITSLa fonction Bits d'automatisation pour DNP3 (AUTOBITS) estutilisée dans PCM600 pour accéder à la configuration descommandes passant par le protocole DNP3. La fonctionAUTOBITS joue le même rôle que les fonctions GOOSEBINRCV(pour CEI 61850) et MULTICMDRCV (pour LON).

Commande simple, 16 signauxLes DEI peuvent recevoir des commandes depuis un contrôle-commande de poste ou de l'IHM locale. Le bloc fonctionnel decommande dispose de sorties utilisables pour contrôler desappareillages haute tension ou pour d'autres fonctionnalitésdéfinies par l’utilisateur.



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11. Logique

Logique de déclenchement SMPPTRCUn bloc fonctionnel de déclenchement des protections estfourni pour chaque disjoncteur impliqué dans le déclenchementdu défaut. Il fournit une prolongation réglable de l'impulsion quiassure une impulsion de déclenchement assez longue, ainsique toutes les fonctionnalités nécessaires pour la coopérationcorrecte avec les fonctions de réenclenchement automatique.

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

Logique pour matrice de déclenchement TMAGAPCLa logique pour matrice de déclenchement TMAGAPC permetd'acheminer les signaux de déclenchement et les autressignaux de sortie logiques aux différents contacts de sortie duDEI.

La logique pour matrice de déclenchement a 3 signaux desortie. Ces sorties peuvent être connectées aux sortiesphysiques de déclenchement suivant que l'applicationnécessite une sortie fixe ou à impulsion réglable.

Fonction logique d'alarmes groupées ALMCALHLa fonction logique d'alarmes groupées ALMCALH est utiliséepour envoyer plusieurs signaux d'alarme vers une indication,LED et/ou contact communs dans le DEI.

Fonction logique d'alarmes groupées WRNCALHLa fonction logique d'alarmes groupées WRNCALH est utiliséepour envoyer plusieurs signaux d'alarme vers une indication,LED et/ou contact communs dans le DEI.

Fonction logique d'alarmes groupées INDCALHLa fonction logique d'alarmes groupées INDCALH est utiliséepour envoyer plusieurs signaux d'alarme vers une indication,LED et/ou contact communs dans le DEI.

Bloc d'extension de logiqueLe bloc d'extension de logique comprend des blocs logiquespour la matrice de déclenchement et des blocs logiquesconfigurables supplémentaires.

Commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions et laprésentation de l'IHML SLGAPCLe commutateur rotatif logique pour la sélection de fonctions etla présentation de l'IHML SLGAPC (ou le bloc fonctionnelsélecteur) est utilisé pour offrir une fonctionnalité decommutateur de sélection similaire à celle offerte par uncommutateur de sélection matériel. Les sélecteurs matérielssont très largement utilisés par les compagnies d'électricité afinde faire fonctionner différentes fonctions sur des valeursprédéfinies. Toutefois, les commutateurs (matériels) sontsource de problèmes de maintenance et de fourniture(nombreux modèles), et réduisent la fiabilité du système. Lessélecteurs éliminent tous ces problèmes.

Commutateur miniature de sélection VSGAPCLe bloc fonctionnel Commutateur miniature de sélectionVSGAPC est une fonction polyvalente utilisée pour denombreuses applications comme commutateur à usagegénéral.

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

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

Délai sur temporisateur avec intégration du signal d'entréeTIGAPCLa fonction d'intégration TIGAPC permet d'intégrer lesimpulsions d'entrée et de comparer le temps intégré à un délaide fonctionnement réglable. En outre, le délai de réinitialisationde la sortie est réglable via cette fonction.

Intégrateur de temps écoulé avec transgression des limites etsupervision des dépassements (TEIGAPC)La fonction d'Intégrateur de Temps Écoulé TEIGAPC est unefonction qui accumule le temps écoulé lorsqu'un signal binairedonné a été élevé.

Les principales fonctions de TEIGAPC

• Applicable à l'intégration d'un temps écoulé long (≤999999.9 seconds).

• Supervision des conditions de transgression des limites etdépassements.

• Possibilité de définir un avertissement ou une alarme avecune résolution de 10 millisecondes.

• Conservation de la valeur d'intégration.• Possibilités de blocage et de réinitialisation.• Rapport du temps intégré.

Conversion de valeur booléenne 16 bits en nombre entier avecreprésentation de nœud logique BTIGAPCLa fonctionnalité BTIGAPC de conversion binaire 16 bits ennombre entier avec représentation de nœud logique, permet detransformer un ensemble de 16 signaux binaires (logiques) enun nombre entier. L'entrée de blocage "Block" gèle la sortie àsa dernière valeur.

BTIGAPC peut recevoir des valeurs distantes via CEI 61850 enfonction de l'entrée de la position de l'opérateur (PSTO).

Conversion d'un nombre entier en valeur booléenne 16 bitsIB16La fonctionnalité de conversion d'un nombre entier en valeurbooléenne 16 bits IB16 permet de transformer un nombreentier un ensemble de 16 signaux binaires (logiques).



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Conversion de nombre entier en valeur booléenne 16 bits avecreprésentation de nœud logique ITBGAPCLa fonctionnalité de conversion d'un nombre entier en valeurbooléenne avec représentation de nœud logique ITBGAPC estutilisée pour transformer un nombre entier qui est transmis parle CEI 61850 et reçu par la fonctionnalité transformant lessignaux de sortie en logique codée binaire 16 bits.

La fonctionnalité ITBGAPC ne peut recevoir que des valeurs àdistance sur le CEI 61850 lorsque le bouton poussoir R/L (ÀDistance/Local) sur le devant de l'IHM indique que le mode decontrôle pour l'opérateur est dans la position R (Remote - àdistance, avec le LED adjacent au R allumé), et que le signalcorrespondant est connecté au bloc fonctionnel d'entrée PSTOITBGAPC. L'entrée BLOCK gèlera la sortie à la dernière valeurreçue et bloque les nouvelles valeurs de nombre entier àrecevoir et à convertir en sorties codées binaires.

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 locale etsur le système de contrôle-commande du poste concernant :

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

• les phaseurs primaires• les courants et tensions directs, inverses et homopolaires• mA, 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 pour générerpar exemple des signaux de déclenchement ou d'alarme.

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

Rapport de perturbographie DRPRDRELa collecte d'informations complètes et fiables sur lesperturbations du circuit primaire et/ou secondaire ainsi que laconsignation en continu des événements se font avec lafonctionnalité Rapport de perturbation.

Le rapport de perturbographe DRPRDRE, toujours inclus dansle DEI, acquiert les données échantillonnées de tous les signauxbinaires 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 des événements• Indications• Enregistreur d'événements• Enregistreur des valeurs de déclenchement• Perturbographe

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La fonction est caractérisée par une grande flexibilité et nedépend pas du fonctionnement des fonctions de protection.Elle peut enregistrer des perturbations non détectées par lesfonctions de protection. Il est possible de sauvegarder dans lefichier de perturbographie 10 secondes de données avant lemoment du déclenchement.

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

Fonction EVENT (Événements)Lorsqu'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 à lafonction Événements (EVENT). Le bloc fonctionnel Événementssert à la communication LON et SPA.

Les valeurs d'indication analogiques et doubles sont égalementtransférées par l'intermédiaire de la fonction EVENT.

Fonction générique de communication pour indication pointUnique SPGAPCLa fonction générique de communication pour indication pointUnique SPGAPC permet d'envoyer un signal logique unique àd'autres systèmes ou équipements du poste.

Fonction générique de communication pour valeur mesuréeMVGAPCLa fonction générique de communication pour valeur mesuréeMVGAPC permet d'envoyer la valeur instantanée de tout signalanalogique à d'autres systèmes ou équipements du poste. Ellepeut également être utilisée dans le même DEI pour associer unaspect RANGE (PLAGE) à une valeur analogique et permettre lasupervision des mesures sur cette valeur.

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 de mesure descomposantes symétriques de courant et de tension (CMSQI etVMSQI) et les fonctions génériques d'E/S de communicationCEI 61850 (MVGAPC) sont livrées avec une fonctionnalité desupervision de mesure. Toutes les valeurs mesurées peuventêtre supervisées avec quatre limites réglables, à savoir, unelimite très basse, une limite basse, une limite haute et une limitetrès haute. Le bloc d'extension des valeurs de mesure(RANGE_XP ou PLAGE_XP) a été intégré afin de rendrepossible la "traduction" du signal de sortie du nombre entierprovenant des fonctions de mesure en 5 signaux binaires: endessous de la limite très basse, en dessous de la limite basse,normal, au-dessus de la limite haute ou au dessus de la limitetrès haute. Les signaux de sortie peuvent être utilisés commeconditions dans la logique configurable ou pour les alarmes.



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

L'indication du dépassement figure sur chaque compteur.

13. Mesures

Logique du compteur d'impulsions PCFCNTLa fonction logique de comptage d'impulsions (PCFCNT)compte les impulsions binaires générées en externe, parexemple les impulsions provenant d'un compteur d'énergieexterne, pour le calcul des valeurs de consommation d'énergie.Les impulsions sont capturées par le module d'entrées binairespuis lues par la fonction PCFCNT. Une valeur de service mise àl'échelle est disponible par le bus interne du poste. Le moduled'entrées binaires spécial avec des capacités améliorées decomptage d'impulsions doit être commandé pour disposer decette fonctionnalité.

Fonction de calcul de l'énergie et de traitement de la demandeETPMMTRLe bloc fonctionnel de mesures (CVMMXN) peut être utilisépour mesurer les valeurs de puissance active et réactive. Lafonction de calcul de l'énergie et de traitement de la demande(ETPMMTR) se sert des mesures de puissance active etréactive comme entrées pour calculer les impulsions d'énergieactive et réactive accumulée, dans le sens aval et amont. Lesvaleurs d'énergie peuvent être lues ou générées sous formed'impulsions. Les valeurs de demande de puissance maximalessont également calculées par la fonction. Cette fonction inclutun serrage au point zéro pour éliminer le bruit du signald'entrée. Cette fonction peut avoir pour sortie : des calculspériodiques d'énergie, une intégration des valeurs d'énergie,un calcul des impulsions d'énergie, des signaux d'alarmes pourdépassement des limites de valeurs d'énergie et la demande depuissance maximale.

Les valeurs d'énergie active et réactive sont calculées à partirdes valeurs de puissance d'entrée par intégration sur un tempssélectionné tEnergy. L'intégration des valeurs d'énergie activeet réactive est effectuée dans les deux sens, aval et amont. Cesvaleurs d'énergie sont disponibles comme signaux de sortieainsi qu'impulsions de sortie. L'intégration des valeursd'énergie peut être contrôlée par les entrées (STARTACC etSTOPACC) ainsi que le paramètre EnaAcc, et elle peut êtreremise aux valeurs initiales avec l'entrée RSTACC .

Les valeurs maximales de demande de puissance active etréactive sont calculées pour l'intervalle de temps défini tEnergy.Elles sont mises à jour toutes les minutes via canaux de sortie.Les valeurs maximales de demande de puissance active et

réactive sont calculées pour les deux sens, aval et amont. Ellespeuvent être réinitialisées avec l'entrée RSTDMD .

14. Interface homme-machine (IHM)

IHM locale

IEC13000239-1-en.vsd

IEC13000239 V1 FR

Figure 7. Interface homme-machine locale

L'IHM locale du DEI contient les éléments suivants :• Affichage graphique pouvant afficher un schéma unifilaire

défini par l'utilisateur et servir d'interface pour contrôlerl'appareillage de commutation.

• Boutons de navigation et cinq boutons de raccourcisprogrammables pour naviguer dans l'arborescence IHM ouexécuter des commandes simples.

• 15 LED tricolores programmables• Port de communication pour PCM600.

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

15. Fonctions de base du DEI

Synchronisation de tempsLe sélecteur de source de synchronisation de temps permet desélectionner une source commune de temps absolu pour le DEIlorsque celui-ci fait partie d'un système de d'un système deprotection. Cela permet de comparer les données d'événementet de perturbation entre tous les DEI d'un systèmed'automatisation de poste.



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16. Communication interne du poste

Protocoles série 670Chaque DEI est pourvu d'une interface de communicationpermettant sa connexion à un ou plusieurs systèmes decontrôle-commande de poste ou des équipements de poste,soit par le bus interne du poste (Substation Automation, SA)soit par le bus de surveillance de poste (Substation Monitoring,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, plusieurs protocoles peuvent être combinés dans lemême DEI.

Protocole de communication CEI 61850-8-1Un réglage dans le PCM600 permet de choisir entre l'édition 1et l'édition 2 de CEI 61850. Le DEI est équipé à l'arrière de portsEthernet optiques simples ou doubles (sensibles à l'ordre) pourles communications du bus interne du poste CEI 61850-8-1. Lacommunication CEI 61850-8-1 est également possible via leport Ethernet optique situé en façade.Le protocoleCEI 61850-8-1 entre les dispositifs électroniques intelligents(DEI) de différents constructeurs permet d’échanger desinformations et simplifie l'ingénierie du système. Lacommunication d'un DEI vers un autre DEI via messagerieGOOSE et la communication client-serveur sur MMS sont prisen charge. Le chargement de fichier de perturbographie(COMTRADE) peut être effectué via MMS ou FTP.

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 60870-5-103Un port optique simple type verre ou plastique est fourni pour lanorme CEI 60870-5-103. Ceci permet une conceptionsimplifiée des systèmes de contrôle-commande de poste, ycompris en ce qui concerne les équipements de différentsconstructeurs. Le chargement de fichiers de perturbographieest possible.

Protocole de communication DNP3.0Une porte électrique RS485 et une porte Ethernet optique sontdisponibles pour la communication DNP3.0. Unecommunication 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 des DEI 670 sont utilisés dans des systèmes decontrôle-commande de poste 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 poste etcomme interface pour la communication horizontale d'égal àégal (uniquement avec LON).

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3La communication redondante par bus interne du poste selonle protocole CEI 62439-3 Édition 1 et CEI 62439-3 Édition 2 estdisponible en option sur les DEI de la série 670. Le CEI 62439-3est un protocole parallèle redondant une grandeur optionnelleet la sélection se fait à la passation de commande. Lacommunication par bus interne du poste selon le protocoleCEI 62439-3 utilise à la fois les ports AB et CD du module OEM.

17. Communication éloignée

Transfert des signaux analogiques et binaires à l'extrémitéopposéeTrois signaux analogiques et huit signaux binaires peuvent êtreéchangés entre deux DEI. Cette fonctionnalité estprincipalement utilisée pour la protection différentielle de ligne.Cependant elle peut également être utilisée dans d'autresproduits. Un DEI peut communiquer avec un maximum de 4 DEIdistants.

Transfert des signaux binaires à distance, 192 signauxSi le canal de communication est utilisé pour transféreruniquement des signaux binaires, un maximum de 192 signauxbinaires peuvent être échangés entre deux DEI. Par exemple,cette fonctionnalité peut être utilisée pour envoyer desinformations telles que l'état des appareillages de coupureprimaires ou les ordres de déclenchement interdépendants auDEI distant. Un DEI peut communiquer avec un maximum de 4DEI 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 autre moduleLDCM. Le format standard IEEE/ANSI C37.94 est utilisé.



ABB 37

Cette fonction peut par exemple être utilisée dans les centralesélectriques pour échanger jusqu'à 192 signaux binaires (par ex.déclenchement, signalisation, alarme) entre l'alternateur et leposte HT dans les centrales.

Module de communication de ligne galvanique X.21 (X.21-LDCM)Un module avec un convertisseur galvanique X.21 intégrépouvant par ex. être connecté aux modems pour les fils piloteest également disponible.

Interface galvanique G.703 resp. G.703E1Le convertisseur galvanique externe de communication G.703/G.703E1 réalise une conversion optique-galvanique pourla connexion à un multiplexeur. Ces modules sont conçus pourune vitesse de transmission de 64 kbit/s resp. 2Mbit/s. Leconvertisseur est fourni avec des accessoires pour montagesur châssis 19".

18. Description du matériel

Modules matérielsModule d'alimentation PSMLe module d'alimentation sert à fournir les bonnes tensionsinternes et un isolement total entre le DEI et le système debatterie. Une sortie d'alarme sur défaut interne est disponible.

Module d'entrées binaires BIMLe module d'entrées binaires dispose de 16 entrées isoléesoptiquement et est disponible en deux versions : une standardet une disposant d'entrées avec des capacités améliorées decomptage d'impulsions, à utiliser avec la fonction de comptaged'impulsions. Les entrées binaires sont librementprogrammables et peuvent être utilisées pour les signauxlogiques d'entrée de n'importe quelle fonction. Elles peuventaussi être incluses dans les fonctions de perturbographie etd'enregistrement des événements. Cela permet unesurveillance et une évaluation approfondies du fonctionnementdu DEI et de tous les circuits électriques associés.

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

Module de sorties binaires statiques SOMLe module de sorties binaires statiques dispose de six sortiesstatiques rapides et de six relais de sortie inverseurs, destinéesà être utilisés dans des applications exigeant des vitessesélevées.

Module d'entrées/sorties binaires IOMLe module d'entrées/sorties binaires est utilisé lorsque seulsquelques canaux d'entrée et de sortie sont nécessaires. Les dixcanaux de sortie standard sont utilisés pour la sortie dedéclenchement ou la signalisation. Les deux canaux de sortiede signal ultra rapides sont utilisés pour les applicationsnécessitant un temps de fonctionnement réduit. Huit entrées

binaires 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 transducteurs de position,de température ou de pression de l'OLTC (Régleur en charge).Le module dispose de six canaux indépendants à isolationgalvanique.

Module Ethernet optique OEMLe module Ethernet rapide optique permet de connecter un DEIaux 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 et LON.Le module est doté de deux ports de communication optiquepour liaison plastique/plastique, plastique/verre ou verre/verre.Un port est utilisé pour la communication série (SPA,CEI 60870-5-103 et DNP3) et l'autre pour la communicationLON.

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

Des cartes alternatives longue portée (mode simple, 1550 nm),moyenne portée (mode simple, 1310 nm) et courte portée(multi-mode, 850 nm) sont disponibles.

Module de communication de données Galvanic X.21 (X.21-LDCM)Le module de communication de données Galvanic X.21 estutilisé pour la connexion des équipements detélécommunication, tels que les lignes téléphoniques louées. Lemodule prend en charge la communication de données à64 kbit/s entre les DEI.

Exemples d'applications :

• Protection différentielle de ligne• Transfert des signaux binaires

Module galvanique de communication série RS485Le module galvanique de communication RS485 est utilisé pourla communication DNP3.0 et CEI 60870-5-103. Ce module estdoté d'un port de communication RS485. RS485 est uneinterface de communication série différentielle pouvant êtreutilisée avec des connexions 2 fils ou 4 fils. Une connexion 2 filsutilise le même signal pour RX et TX et il s'agit d'unecommunication multipoint sans maître ou esclave dédié. Cettevariante nécessite toutefois un contrôle à la sortie. Laconnexion 4 fils est dotée de signaux distincts pour lacommunication multipoint RX et TX, avec un maître dédié et



38 ABB

esclaves pour le reste. Aucun signal de contrôle spécial n'estrequis 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.

Module de synchronisation de temps IRIG-BLe module de synchronisation de temps IRIG-B est utilisé pourla synchronisation précise du temps du DEI à partir de l'horlogedu poste.

Connexion électrique (BNC) et optique (ST) pour la prise encharge IRIG-B 0XX et 12X.

Module d'entrée de transformateur TRMLe module d'entrée de transformateur est utilisé pour isolergalvaniquement et adapter les courants et tensionssecondaires générés par les transformateurs de mesure. Lemodule dispose de douze entrées avec différentescombinaisons d'entrées de courant et de tension. Des entréesTC de classe protection ou de classe mesure sont disponibles.

Par ailleurs, des connecteurs de type cosse annulaire ou àcompression peuvent également 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 unité monophaséeou triphasée. Les deux se montent sur une plaque pour appareil1/1 19" avec bornes à serrage.

Configuration et dimensionsDimensions

CB

D

E

A

IEC08000163-2-en.vsd

IEC08000163 V2 EN

Figure 8. Boîtier avec cache arrière

xx08000165.vsd

JG

F

K

H

IEC08000165 V1 EN

Figure 9. Boîtier avec cache arrière et avec kit de montage pourchâssis de 19"



ABB 39

IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN

Figure 10. Un DEI de la série 670 de taille 1/2 x 19" côte à côte avecun RHGS6.

Dimension duboîtier (mm)

A B C D E F G H J K

6U, 1/2 x 19" 265,9 223,7 242,1 255,8 205,7 190,5 203,7 - 228,6 -

6U, 3/4 x 19" 265,9 336,0 242,1 255,8 318,0 190,5 316,0 - 228,6 -

6U, 1/1 x 19" 265,9 448,3 242,1 255,8 430,3 190,5 428,3 465,1 228,6 482,6

Les dimensions H et K sont définies par le kit de montage en rack 19".

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 stator del'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 un niveauadapté 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 le transformateur detension ou transformateur de mise à la terre du point neutre. Lemodule SIM mesure la tension et le courant du signal injecté et

le DEI calcule en conséquence l'impédance entre le stator et laterre. Si l'impédance calculée est inférieure à la valeurprédéfinie, une sortie ALARME et/ou DÉCLENCHEMENT estdéfinie.

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 pourl'injection dans le circuit du rotor via une unité de condensateurREX061 pour l'isolement. Le module RIM mesure la tension etle courant du signal injecté et le DEI calcule en conséquencel'impédance entre le rotor et la terre. Si l'impédance calculéeest inférieure à la valeur prédéfinie, une sortie ALARME et/ouDÉCLENCHEMENT est définie.

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



40 ABB

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.

Équipement d'injection COMBIFLEXRXTTE4 ainsi qu'en option une résistance de protection sontutilisés pour l'injection dune tension c.a. de fréquencefondamentale dans le circuit du rotor.



ABB 41

19. Schémas de raccordement

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

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

Schémas de raccordement pour les produits personnalisés

Schéma de raccordement, série 670 2.0 1MRK002801-AE

Schémas de raccordement pour les produits configurés

Schéma de raccordement, REG670 2.0, A201MRK002803-GA

Schéma de raccordement, REG670 2.0, B301MRK002803-GB

Schéma de raccordement, REG670 2.0, C301MRK002803-GC



42 ABB

http://www.abb.com/substationautomation

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002801-AE&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-GA&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-GB&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-GC&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

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'équipement satisfaitla demande spécifique

Plage de fonction‐nement :

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

Grandeurs d'entrée, valeurs nominales et limitesEntrées analogiques

Tableau 2. 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.



ABB 43

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


Courant Ir = 1 ou 5 A (0-1,8) × Irà Ir = 1 A(0-1,6) × Irà Ir = 5 A

Surcharge admise 1,1 × Ir cont.1,8 × Ir pendant 30 min à Ir = 1 A1,6 × Ir pendant 30 min à Ir = 5 A

Charge < 350 mVA à Ir = 5 A< 200 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%

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

-

Tableau 5. OEM - Module optique pour Internet

Quantité Valeur nominale

Nombre de canaux 1 ou 2

Norme IEEE 802.3u 100BASE-FX

Type de fibre Fibre multimode 62,5/125 mm

Longueur d'onde 1300 nm

Connecteur optique Type ST

Vitesse de communication Ethernet rapide 100 Mbit/s

Tension c.c. auxiliaire

Tableau 6. PSM - Module d'alimentation


Tension auxiliaire c.c., EL (entrée) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20 %EL ± 20 %

Puissance consommée Généralement 50 W -

Courant d'appel alimentation c.c. auxiliaire < 10 A pendant 0,1 s -



44 ABB

Entrées et sorties binaires

Tableau 7. BIM - Module d'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 V, 50mA48/60 V, 50mA110/125 V, 50mA220/250 V, 50mA220/250 V, 110mA

max. 0,05 W/entréemax. 0,1 W/entréemax. 0,2 W/entréemax. 0,4 W/entréemax. 0,5 W/entrée

-

Fréquence d'entrée du compteur Max 10 impulsions/sec. -

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

Filtre anti-rebonds Réglable 1–20ms

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



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

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



ABB 45

Tableau 9. IOM - Module d'entrées/sorties binaires



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

RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %

Puissance consommée24/30 V, 50 mA48/60 V, 50 mA110/125 V, 50 mA220/250 V, 50 mA220/250 V, 110 mA

max. 0,05 W/entréemax. 0,1 W/entréemax. 0,2 W/entréemax. 0,4 W/entréemax. 0,5 W/entrée

-

Fréquence d'entrée du compteur Max 10 impulsions/sec.

Fréquence d'entrée du compteur équilibrée Max 40 impulsions/sec.

Discriminateur de signal oscillant Blocage, réglable 1-40 HzLibération, réglable 1-30 Hz

Filtre anti-rebonds Réglable 1-20 ms

Tableau 10. IOM - Données des contacts du module d'entrées/sorties binaires (norme de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou quantité Relais de déclenchement etde signalisation

Relais de signalisation rapides(relais reed parallèles)

Sorties binaires 10 2

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

Tension d'essai à travers un contact ouvert, 1 min 1000 V rms 800 V c.c.

Capacité de courant à supporter en permanencePar relais, en permanencePar relais, 1 sPar broche de connexion de processus, en permanence

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Pouvoir de fermeture pour une 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



46 ABB

Tableau 11. IOM avec MOV et IOM 220/250 V, 110mA - données des contacts (norme de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou quantité Relais de déclenchement et designalisation

Relais de signalisation rapides (relais reed parallèles)

Sorties binaires IOM : 10 IOM : 2

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

Tension d'essai à travers uncontact ouvert, 1 min

250 V rms 250 V rms

Capacité de courant à supporteren permanencePar relais, en permanencePar relais, 1 sPar broche de connexion deprocessus, en permanence

8 A10 A12 A

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

0,4 A0,4 A

Pouvoir de fermeture pour unecharge 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., cosj>0.4

250 V/8.0 A 250 V/8.0 A

Pouvoir de coupure pour c.c. avecL/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



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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 de supporter en permanence le courant :

En permanence 5A 5A

1,0 s 10A 10A

Pouvoir de fermeture pour une charge capacitiveavec une capacitance 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 CA/CC

Nombre de sorties 6

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

Capacité de supporter en permanence le courant :

En permanence 8A

1,0 s 10A

Pouvoir de fermeture pour une charge capacitive avec capacitémaximum de 0,2 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



48 ABB

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

Fonction ou quantité Relais de déclenchement et designalisation

Sorties binaires 24

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

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

Capacité de courant à supporter en permanencePar relais, en permanencePar relais, 1 sPar broche de connexion de processus, en permanence

8 A10 A12 A

Pouvoir de fermeture pour une 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 -10 °C à +55 °C 0,02% /°C

Humidité relativePlage de fonctionnement

10 %-90 %0 %-95 %

10 %-90 % -

Température de stockage -40 °C à +85 °C - -

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

Dépendance sur Valeur deréférence

Dans plagenominale

Influence

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

maxi. 2%Redressement àdouble alternance

15 % de EL 0,01 % / %

Fiabilité de la tension auxiliaire, valeur defonctionnement

± 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 Comportement correct en cas de coupure

Temps deredémarrage

<300 s



ABB 49

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

Dépendance sur Dans plage nominale Influence

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

± 1,0 % / Hz

Dépendance de fréquence d'harmonique (contenu de 20 %) 2ème, 3ème et 5ème harmonique de fr ± 2,0 %

Dépendance de fréquence harmonique pour protection différentielle àhaute impédance (contenu 10 %)

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

Essais de type conformément aux normes

Tableau 18. Compatibilité électromagnétique

Essai Valeurs d'essai de type Normes de référence

Onde amortie 1 MHz 2,5 kV IEC 60255-26

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

IEEE/ANSI C37.90.1

Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte

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

CEI 60255-26 CEI 61000-4-2, classe IV



IEEE/ANSI C37.90.1

Transitoires électriques rapides 4 kV CEI 60255-26, Zone A

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

CEI 60255-26, Zone A

Essais d’immunité aux fréquences industrielles 150-300 V, 50 Hz CEI 60255-26, Zone A

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

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

CEI 61000-4-8, classe V

Essai d'immunité au champ magnétique impulsionnel 1000 A/m CEI 61000-4-9, classe V

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

Perturbations de champ électromagnétique rayonné 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz

CEI 60255-26

Perturbations de champ électromagnétique rayonné 20 V/m80-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

Perturbations de champ électromagnétique conduit 10 V, 0,15-80 MHz CEI 60255-26

Émission rayonnée 30-5000 MHz CEI 60255-26

Émission rayonnée 30-5000 MHz IEEE/ANSI C63.4, FCC

Émission conduite 0,15-30 MHz CEI 60255-26



50 ABB

Tableau 19. Isolement

Essai Valeurs d'essai de type Norme de référence

Essai diélectrique 2,0 kV c.a., 1 min. CEI 60255-27

Essai de 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 Valeur d'essai de type Norme de référence

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

Essai de stockage à froid Essai Ad pour 16 h à -40°C CEI 60068-2-1

Essai de fonctionnement avec chaleursèche

Essai Bd pour 16 h à +70 °C CEI 60068-2-2

Essai de stockage avec chaleur sèche Essai Bd pour 16 h à +85°C CEI 60068-2-2

Essai de variation de température Essai Nb pour 5 cycles de -25 à +85 °C CEI 60068-2-14

Essai avec chaleur humide, fixe Essai Ca pour 10 jours à +40 °C et humidité à 93 % CEI 60068-2-78

Essai avec chaleur humide, cyclique Essai Db pour 6 cycles de +25 à +55 °C et humidité de 93 à 95 % (1 cycle= 24 h)

CEI 60068-2-30

Tableau 21. Conformité CE

Essai Selon

Immunité EN 60255–26

Emissivité EN 60255–26

Directive basse tension EN 60255-27

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 I 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



ABB 51

Équipement d'injection

Tableau 23. Essais de compatibilité électromagnétique


Onde amortie 1 MHz 2,5 kV CEI 60255-26

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



CEI 60255-26 CEI 61000-4-2, classe IV



IEEE/ANSI C37.90.3

Essai d'immunité aux transitoires électriques rapides en salves 4 kV CEI 60255-26, Zone A

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

CEI 60255-26, Zone A

Essais d’immunité aux fréquences industrielles 150-300 V, 50 Hz CEI 60255-26, Zone 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 60255-26

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 60255-26

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 60255-26

Émission rayonnée 30-1000 MHz CEI 60255-26

Émission conduite 0,15-30 MHz CEI 60255-26

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


Essai diélectrique 2,0 kV c.a., 1 min CEI 60255-27

Essai de tension de choc 5,0 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J CEI 60255-27

Résistance d'isolement >100 MΩ à 500 V c.c. CEI 60255-27



52 ABB

Tableau 25. Essais d'isolement, REX061


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

IEEE 421.3 CEI 60255-27

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 60255-27

Résistance d'isolement >100 MΩ à 500 V c.c. CEI 60255-27

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 chocsREG670 et REX060REX061 et REX062


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

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



ABB 53

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

Essai Valeurs d'essai de type Influence

Fiabilité de la tension auxiliaire, valeur defonctionnement

± 20 % de EL 0,01 % / %

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

15 % de EL 0,01 % / %

Tableau 29. Influence de la température

Essai Valeurs d'essai de type Influence

Température ambiante, valeur defonctionnement

-25°C à +55°C 0.02% /°C

Température de stockage -40°C à +85°C -

Tableau 30. Indice de protection

Description Valeurs

REX060Face avantMontage sur panneau, face avantArrière, côtés, sommet, fond et bornes de connexion

IP40IP54IP20

REX061 et REX062Avant, arrière, sommet et côtésEn bas

IP41IP20



54 ABB

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 ± 1,0 % de la valeur assignée

Coefficient de retombée > 95 % -

Valeur min. d'excitation (0,05-1,00)p.u. deIBase

± 1,0% de Ir

Niveau de courant inverse (0,02-0,20)p.u. deIBase

± 1,0% de Ir

Temps de fonctionnement , de 0 à 2 x IdMinfonction avec retenue

Min = 25 msMax = 35 ms

-

Temps de réinitialisation, de 2 à 0 x IdMinfonction avec retenue


-

Temps de fonctionnement , de 0 à 5 x IdUnrefonction sans retenue


-

Temps de réinitialisation, de 5 à 0 x IdUnrefonction sans retenue


-

Temps d'impulsion critique, fonction sansretenue

2 ms typiquement, de 0à 5 x IdUnre

-

Marge de durée d'impulsion, fonction sansretenue

10 ms typiquement -

Temps de fonctionnement , de 0 à 5 xIMinNegSeqFonction sans retenue à composante inverse


-

Temps de réinitialisation, de 5 à 0 xIMinNegSeqFonction sans retenue à composante inverse


-



ABB 55

Tableau 32. Protection différentielle de transformateur T2WPDIF, T3WPDIF


Caractéristique de fonctionnement Adaptable ± 1,0 % de Ir pour I ≤ Ir± 1,0 % de I pour I > Ir


Limite de courant différentiel sansretenue

(100-5000) % deIBase surenroulement haute tension

± 1,0 % de la valeur assignée

Valeur min. d'excitation (5-60) % de IBase ± 1,0 % de Ir

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

± 1,0% de IrRemarque : magnitude fondamentale = 100 % de Ir

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

± 5,0% de IrRemarque : magnitude fondamentale = 100 % de Ir

Type de connexion pour chacun desenroulements

Y ou D -

Déplacement de phase entreenroulements haute tension, W1 etchacun des enroulements, W2 et W3.Notation aiguille de montre

0–11 -

Temps de fonctionnement, de 0 à 2 x Id,fonction avec retenue


Temps de réinitialisation, de 2 à 0 x Id,fonction avec retenue


Temps de fonctionnement, de 0 à 5 x Id,fonction sans retenue


Temps de réinitialisation, de 5 à 0 x Id,fonction sans retenue


Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement, de 0 à 5 x Id -

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


Caractéristique defonctionnement

Adaptable ± 1,0% de Ir pour I ≤ Ir± 1,0% de I pour I > Ir

Coefficient de retombée >95 % -

Valeur min. de démarrage (4.0-100.0) % de IBase ± 1,0% de Ir

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

± 2,0 degrés

Temps de fonctionnement,déclenchement, de 0 à 10 x IdMin


-

Temps de réinitialisation,déclenchement, de 10 à 0 x IdMin


-

Blocage par l'harmonique de rang2

60,0% de la composantefondamentale (réglage caché)

± 1,0% de Ir



56 ABB

Tableau 34. Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF


Tension de fonctionnement (10-900) VI=U/R

± 1,0% de Ir à I ≤ Ir± 1,0% de I à I > Ir

Coefficient de retombée >95 % à (30-900) V -

Puissance maximale en permanence U>Déclenchement2>/Résistance en série≤200 W

-

Temps de fonctionnement à 0–10 x Ud Min = 5 msMax = 15 ms

Temps de réinitialisation, de 10 à 0 x Ud Min = 75 msMax = 95 ms

Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement, de 0 à 10 x Ud -

Temps de fonctionnement à 0–2 x Ud Min = 25 msMax = 35 ms

Temps de réinitialisation, de 2 à 0 x Ud Min = 50 msMax = 70 ms

Temps d'impulsion critique 15 ms typiquement, de 0 à 2 x Ud -



ABB 57

Protection d'impédance

Tableau 35. Protection de distance multichaîne non commutée ("full-scheme"), caractéristique Mho ZMHPDIS


Nombre de zones, Ph-Terre Max 4 avec directionsélectionnable

-

Courant de fonctionnementminimal

(10-30) % de IBase -

Impédance directe, boucle Ph-Terre

(0.005–3000.000) W/phase ± 2,0% de précision statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : 85 degrés

Angle d'impédance directe,boucle Ph-Terre

(10-90) degrés

Portée amont, boucle Ph-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 portéedynamique

< 5 % à 85 degrés mesurésavec des transfo. cond. detension et 0,5<SIR<30

-

Temporisation à temps défini,fonctionnement Ph-Ph et Ph-Terre

(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 60 ms, selon la plus grande des deux valeurs

Temps de fonctionnement 22 ms typiquement CEI 60255-121

Coefficient de retombée 105 % typiquement -

Temps de réinitialisation, de 0,5 à1,5 x Zportée


-



58 ABB

Tableau 36. Protection de distance rapide ZMFPDIS, ZMFCPDIS


Nombre de zones 3 directionssélectionnables,3 directions fixes

-

Courant minimum defonctionnement, Ph-Ph et Ph-Terre

(5-6000) % de IBase ±1,0 % de Ir

Portée en réactance directe,boucle Ph-Terre et Ph-Ph

(0,01 - 3000,00) ohm/phase

±2,0 % de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés

Portée en résistance directe,boucle Ph-Terre et Ph-Ph

(0,00 - 1000,00) ohm/phase

Portée en réactance homopolaire (0,01 - 9000,00) ohm/p

Portée résistive homopolaire (0,00 - 3000,00) ohm/p

Portée en résistance de défaut,Ph-Terre et Ph-Ph

(0,01 - 9000,00) ohm/l


< 5 % à 85 degrésmesurés avec destransfo. cond. detension et 0,5 < SIR <30

Temporisation à temps défini dudéclenchement, fonctionnementPh-Terre et Ph-Ph

(0,000-60,000) s ± 2,0 % ou ±35 ms, en fonction de la plus grande valeur

Temps de fonctionnement 16 ms typiquement CEI 60255-121

Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée


-

Coefficient de retombée 105 % typiquement -

Tableau 37. Protection contre les glissements de pôles VDCPTOV


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

Compteurs de déclenchementsZone 1 et Zone 2

(1 - 20) -

Tableau 38. Protection contre les glissements de pôle OOSPPAM


Portée de l'impédance (0,00 - 1000,00) % de Zbase ± 2,0% de Ur/(√3 ⋅ Ir)

Angle de démarrage rotor (90,0 - 130,0) degrés ± 5,0 degrés

Angle de déclenchement rotor (15,0 - 90,0) degrés ± 5,0 degrés

Compteurs de déclenchementsZone 1 et Zone 2

(1 - 20) -



ABB 59

Tableau 39. Perte d'excitation LEXPDIS


Décalage X du point haut Mhopour Zone 1 et Zone 2

(-1000.00-1000.00) % de ZBase ± 5,0% de Ur/Ir

Diamètre du cercle Mho pourZone 1 et Zone 2

(0.0–3000.00) % de ZBase ± 5,0% de Ur/Ir

Temporisation indépendante pourZone 1 quand l'impédance passede l'extérieur du cercle défini, aucentre du cercle défini


Temporisation indépendante pourZone 2 quand l'impédance passede l'extérieur du cercle défini, aucentre du cercle défini


Temps de fonctionnement,démarre quand l'impédancepasse de l'extérieur du cercledéfini, au centre du cercle défini


-

Tableau 40. ROTIPHIZ - Données techniques


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

500 kΩ

Typique 20 - 50 kΩ

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

Limite de déclenchement de la résistance dedéfaut

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

Limite d'alarme de la résistance de défaut (100 - 1000000) Ω 5 % de 1 kΩ à Rf ≤ 1 kΩ5 % de 10 kΩ à 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10% de la valeur assignée à 20 kΩ < Rf ≤ 200 kΩ

Temps de fonctionnement, démarrage à Rf ~0 Ω et longueur de filtre = 1 s

1,00 s typiquement -

Temps de fonctionnement, déclenchement à Rf~ 0 Ω et longueur de filtre = 1 s


Temporisation d'alarme à Rf ~ 0 Ω et longueurde filtre = 1 s

(0,00 - 600,00) s ±0,2 % ou ±2,00 s, en fonction de la plus grande valeur



60 ABB

Tableau 41. 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

Tension d'injection 240 V

Limite de déclenchement de la résistance dedéfaut

(100 - 10000) Ω ±5 % de 1 kΩ à Rf ≤ 1 kΩ± 10% de la valeur assignée 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 assignée à Rf > 10 kΩ

Temps de fonctionnement, démarrage à Rf ~0 Ω et longueur de filtre = 1 s


Temps de fonctionnement, déclenchement à Rf~ 0 Ω et longueur de filtre = 1 s


Temporisation d'alarme à Rf ~ 0 Ω et longueurde filtre = 1 s

(0,00 - 600,00) s ±0,2 % ou ± 2,00 s, en fonction de la plus grande valeur

Tableau 42. ZGVPDIS - Données techniques


Nombre de zones 3 -

Portée aval(3,0 - 200,0) % de Zroù Zr=UBase/√3∗IBase

±5,0 % de l'impédanceassignéeConditions :Plage de tensions : (0,1- 1,1) x UrPlage de courants : (0,5- 30) x Ir

Portée amont(3,0 - 200,0) % de Zroù Zr=UBase/√3∗IBase

±5,0 % de l'impédanceassignéeConditions :Plage de tensions : (0,1- 1,1) x UrPlage de courants : (0,5- 30) x Ir

Tableau 42. ZGVPDIS - Données techniques, suite


Angle d'impédance (5 - 90) degrés -

Coefficient deretombée 105 % typiquement -

Temps de démarrageà 1,2–0,8 ximpédance assignée

Min = 15 ms-

Max = 35 ms

Temporisationindépendante pourtension résiduellepour fonctionnementà 1,2–0,8 ximpédance assignée

(0,000 – 60,000) s± 0,2% ou ±40 ms, enfonction de la plusgrande valeur



ABB 61

Protection de courant

Tableau 43. Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC


Courant de fonctionnement (5-2500)% de lBase ± 1.0 % de Ir à I ≤ Ir± 1.0 % de I à I > Ir

Coefficient de retombée > 95 % à (50-2500) % de IBase -

Temps de fonctionnement à 0–2 xIréglage

Min. = 15 msMax. = 25 ms

-

Temps de réinitialisation de 2 à 0 xIréglage


-

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

Temps de fonctionnement à 0–10x Iréglage


-

Temps de réinitialisation de 10 à 0x Iréglage


-

Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement, de 0 à 10 x Iréglage -


< 5 % à t = 100 ms -



62 ABB

Tableau 44. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC

Fonction Plage de réglage Précision

Courant de fonctionnement (5-2500) % de lBase ± 1.0 % de Ir à I ≤ Ir± 1.0 % de I à I > Ir

Coefficient de retombée > 95 % à (50–2500) % de lBase -

Courant de fonctionnementminimal

(1-10000) % de lBase ± 1.0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Angle caractéristique du relais(RCA)

(40.0-65.0) degrés ± 2,0 degrés

Angle de fonctionnement du relais(ROA)

(40.0-89.0) degrés ± 2,0 degrés

Blocage par l'harmonique de rang 2 (5-100) % de composante fondamentale ± 2.0% de Ir

Temporisation indépendante de 0 à2 x Iréglage

(0,000-60,000) s ± 0.2 % ou ± 35 ms en fonction de laplus grande valeur

Temps de fonctionnementminimum

(0,000-60,000) s ± 2,0 % ou ± 40 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Caractéristiques à temps inverse,voir tableau 119, tableau 120 ettableau 121

16 types de courbes Voir tableau 119, tableau 120 ettableau 121

Temps de fonctionnement,démarrage non directionnel à 0–2 xIréglage

Min. = 15 ms

Max. = 30 ms

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 2–0 xIréglage

Min. = 15 ms

Max. = 30 ms


Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -

Tableau 45. Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC


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




-



-




-



-

Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement, de 0 à 10 x Iréglage -


< 5 % à t = 100 ms -



ABB 63

Tableau 46. Protection à maximum de courant résiduel EF4PTOC - Données techniques


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



(-180 à 180) degrés ± 2,0 degrés

Courant de fonctionnement pourcomparaison directionnelle

(1-100) % de lBase Pour RCA ± 60 degrés :± 2,5% de Ir à I ≤ Ir± 2,5% de I à I > Ir

Temporisation indépendante pourles seuils 1, 2, 3, et 4 à 0–2 xIréglage


Caractéristiques à temps inverse,voir tableau 119, tableau 120 ettableau 121

16 types de courbe Voir tableau 119, tableau 120 ettableau 121

Fonctionnement de retenued'harmoniques de rang 2

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

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 la source Z utiliséepour la polarisation du courant

(0.50-1000.00) W/phase -

Part imaginaire de la source Zutilisée pour la polarisation ducourant

(0.50-3000.00) W/phase -

Temps de fonctionnement,fonction de démarrage à 0–2 xIréglage


-

Temps de réinitialisation, fonctionde démarrage à 2–0 x Iréglage


-





64 ABB

Tableau 47. 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

Coefficient de retombée > 95 % à (10-2500) % de IBase -

Temporisation indépendantepour les seuils 1, 2, 3, et 4 à 0–2 x Iréglage


Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 119,tableau 120 et tableau 121


Courant de fonctionnementminimum pour les seuils 1 - 4

(1.00 - 10000.00) % 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 Pour RCA ± 60 degrés :± 2,5% de Ir à I ≤ Ir± 2,5% de I à I > Ir

Tension de polarisationminimum

(1–100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de polarisationminimal

(2-100) % de IBase ±1,0 % de Ir

Part réelle de l'impédance desource de composante inverseutilisée pour la polarisation ducourant

(0.50-1000.00) W/phase -

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

(0.50-3000.00) W/phase -

Temps de fonctionnement,fonction de démarrage à 0–2 xIréglage


-

Temps de réinitialisation,fonction de démarrage à 2–0 xIréglage


-

Temps d'impulsion critique,fonction de démarrage

10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -

Marge de durée d'impulsion,fonction de démarrage

15 ms typiquement -

Dépassement transitoire <10 % à τ = 100 ms -



ABB 65

Tableau 48. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE


Seuil de fonctionnement pourle maximum de courantrésiduel 3I0·cosj

(0,25-200,00) % de lBase ± 1.0 % de Ir à I £ Ir± 1,0% de I à I > Ir

Seuil de fonctionnement pourla puissance résiduelledirectionnelle ·3I0·3U0 cosjpuissance résiduelledirectionnelle

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

Seuil de fonctionnement pour3I0 et j maximum de courantrésiduel

(0,25-200,00) % de lBase ± 1.0 % de Ir à £ Ir± 1,0% de I à I > Ir

Seuil de fonctionnement pourmaximum de courant nondirectionnel

(1,00-400,00) % de lBase ±1,0 % de Ir à I £ Ir± 1,0% de I à I > Ir

Seuil de fonctionnement pourmaximum de tensionrésiduelle non directionnel

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

Courant de relâchementrésiduel pour tous modesdirectionnels

(0,25-200,00) % de lBase ± 1.0 % de Ir à I £ Ir± 1,0% de I à I > Ir

Tension de relâchementrésiduelle pour tous modesdirectionnels

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

Temps de fonctionnementpour maximum de courantrésiduel non directionnel à 0–2x Iréglage

Min = 40 ms

Max = 65 ms

Temps de réinitialisation pourmaximum de courant résiduelnon directionnel de 2 à 0 xIréglage

Min = 40 ms

Max = 65 ms

Temps de fonctionnementpour maximum de courantrésiduel directionnel de 0 à 2 xIréglage

Min = 115 ms

Max = 165 ms

Temps de réinitialisation pourmaximum de courant résidueldirectionnel de 2 à 0 x Iréglage

Min = 25 ms

Max = 65 ms

Caractéristique à tempsindépendant pour maximumde tension résiduelle nondirectionnelle de 0,8 à 1,2 xUréglage

(0,000 – 60,000) sec ±0,2 % ou ± 80 ms, en fonction de laplus grande valeur

Caractéristique à tempsindépendant pour maximumde courant résiduel nondirectionnel de 0 à 2 x Iréglage


Caractéristique à tempsindépendant pour maximumde courant résidueldirectionnel de 0 à 2 x Iréglage




66 ABB

Tableau 48. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE, suite


Caractéristiques à tempsinverse




Angle ouvert du relais (ROA) (0 à 90) degrés ± 2,0 degrés

Tableau 49. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps TRPTTR


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

Temps de fonctionnement :

2 2

2 2p

ref

I It ln

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V2 FR (Équation 1)

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

Ip = courant de charge avantsurchargeConstante de temps τ = (1–500) minutes

± 5,0% ou ±200 ms, en fonction de la plus grande valeur

Niveau d'alarme 1 et 2 (50–99) % de la valeur defonctionnement du contenucalorifique

± 2,0 % du déclenchement du contenu calorifique

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

Température du seuil deréinitialisation

(10–95) % du déclenchement ducontenu calorifique

± 2,0 % du déclenchement du contenu calorifique



ABB 67

Tableau 50. Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRF


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

Coefficient de retombée, courant de phase > 95 % -

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

Coefficient de retombée, courant résiduel > 95 % -

Seuil de courant de phase pour blocage de la fonction de contact (5-200) % de lBase ±1,0 % de Ir à I £ Ir± 1,0% de I à I > Ir


Temps de fonctionnement pour détection de courant 10 ms typiquement -

Temps de réinitialisation pour détection de courant 15 ms maximum -

Temporisation pour re-déclenchement à 0–2 x Iréglage (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 15 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation pour déclenchement de réserve à 0–2 x Iréglage (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 15 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation pour déclenchement de réserve au démarragemulti-phase à 0 to 2 x Iréglage


Temporisation supplémentaire pour second déclenchement deréserve à 0–2 x Iréglage


Temporisation pour alarme de disjoncteur défectueux (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 15 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Tableau 51. Protection contre les discordances de pôles CCPDSC


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

Temporisation indépendanteentre condition dedéclenchement et signal dedéclenchement


Tableau 52. Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP


Niveau de puissancepour Seuil 1 et Seuil 2

(0,0-500,0) % de SBase ± 1,0% de Sr à S ≤ Sr± 1,0 % de S à S > Sroù

1.732r r rS U I= × ×

Angle caractéristiquepour Seuil 1 et Seuil 2

(-180.0-180.0) degrés ± 2,0 degrés

Temporisation de fonctionnementindépendante pour Seuil 1 et Seuil 2 à 2–0,5 x Sret k=0,000

(0,01-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 40 ms, en fonction de la plusgrande valeur



68 ABB

Tableau 53. Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP


Niveau de puissancepour Seuil 1 et Seuil 2

(0.0–500.0) % de SBase Lorsque des entrées de transformateur demesure sont utilisées, le niveau de précisionsuivant peut être atteint pour les réglages dedémarrage bas typiques des applications deprotection contre le retour de puissance :

± 1,0% de Sr à S ≤ Sr± 1,0 % de S à S > SrValeur de démarrage P=0,5 % de SrPrécision de démarrage de ± 0,20 % de Sr*)Valeur de démarrage P=0,2% de SrPrécision de démarrage de ± 0,15% de Sr*)

où 1.732r r rS U I= × ×

Angle caractéristiquepour Seuil 1 et Seuil 2

(-180.0-180.0) degrés ± 2,0 degrés

Temps de fonctionnement, démarrage à 0,5–2 xSr et k=0,000

Min = 10 ms

Max = 25 ms

Temps de réinitialisation, démarrage à 2–0,5 xSr et k=0,000

Min = 35 ms

Max = 55 ms

Temporisation de fonctionnementindépendante pour Seuil 1 et Seuil 2 à 0,5–2 x Sret k=0,000

(0,01-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 40 ms, en fonction de la plusgrande valeur

*) Pour atteindre ce niveau de précision pour la protection contre le retour de puissance, il est également recommandé d'appliquer les réglagesk=0,990 et Mode=PosSeq. Ces réglages aideront à minimiser l'erreur de mesure générale, assurant la précision indiquée ci-dessus pour l'application.

Tableau 54. Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC


Valeur de fonctionnement, maximum de courant inverse (3-500) % de IBase ± 1,0% de Ir à I ≤ Ir± 1,0% de I à I > Ir

Coefficient de retombée >95 % -

Temps de fonctionnement, démarrage de 0 à 2 x Iréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage à 2–0 x Iréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Caractéristiques de temps Définies ou inverses -

Caractéristique à temps inverse 22I t K=

K=1,0-99,0 ± 5,0% ou ± 40 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temps de réinitialisation, caractéristique inverse 22I t K=

Facteur de réinitialisation = 0,01-20,00 ± 10,0% ou ± 40 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Délai de déclenchement minimum IDMT (0,000-60,000) s ± 5,0% ou ± 40 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Délai de déclenchement maximum IDMT à 0,5–2 x Iréglage (0,00-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation indépendante de 0,5 à 2 x Iréglage (0,00-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation indépendante pour alarme à 0,5–2 x Iréglage (0,00-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs



ABB 69

Tableau 55. Protection contre la mise sous tension accidentelle pour alternateur synchrone AEGPVOC


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

Coefficient de retombée, maximum de courant >95 % à (20–900) % de IBase -

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

Temps d'impulsion critique, maximum de courant 10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -

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

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

Temps d'impulsion critique, minimum de tension 10 ms typiquement à 2–0 x Uréglage -

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

Temporisation à temps défini, maximum de courant, à 0–2 x Iréglage (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation à temps défini, minimum de tension, à 1,2 x Uréglage –0,8 x Uréglage

(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, en fonctionde la plus grande valeur

Temporisation à temps défini, maximum de tension, à 0,8 x Uréglage –1,2 x Uréglage

(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, en fonctionde la plus grande valeur

Tableau 56. Protection contre la surcharge du stator d'alternateur GSPTTR


Niveau du courant pourdémarrage de la protection contreles surcharges

(105.0-900.0) % de IBase ±1,0 % de Ir à I≤Ir±1,0 % de I à I>Ir

Coefficient de retombée >95 %

Temps de démarrage de 0 à 2 xIréglage

Min = 50 ms

Max = 170 ms

Caractéristique de tempsthermique

SelonIEEE Std C50.13–2005


Temps de fonctionnementminimum pour la caractéristiquethermique

(1,0-120,0) s ± 1,5% ou ±200 ms, en fonction de la plus grande valeur

Temps de fonctionnementmaximum pour la caractéristiquethermique




70 ABB

Tableau 57. Protection contre la surcharge du rotor d'alternateur GRPTTR


Niveau du maximum de courantpour le démarrage de la protectioncontre les surcharges

(105.0-900.0) % de IBase ±1,0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Coefficient de retombée,maximum de courant

>95 % —

Temps de démarrage, maximumde courant à 0–2 x Iréglage

Min = 50 ms —

Max = 170 ms

Caractéristique de tempsthermique

SelonIEEE Std C50.13–2005


Temps de fonctionnementminimum pour la caractéristiquethermique


Temps de fonctionnementmaximum pour la caractéristiquethermique


Niveau du minimum de courantpour le démarrage

(5.0-500.0) % de IBase ±1,0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Temps de démarrage, minimumde courant à 2–0 x Iréglage

Min = 15 ms —

Max = 30 ms

Temporisation indépendante pourfonction minimum de courant à 2–0 x Iréglage




ABB 71

Protection de tension

Tableau 58. Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV


Tension de fonctionnement, seuils bas et haut (1,0-100,0) % de UBase ±0,5 % de Ur

Hystérésis absolue (0,0-50,0) % de UBase ±0,5 % de Ur

Niveau de blocage interne, seuils 1 et 2 (1-50) % de UBase ±0,5 % de Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils 1 et 2, voirtableau 123

- Voir tableau 123

Temporisation à temps défini, seuil 1 à 1,2–0 x Uréglage (0,00-6000,00) s ±0,2 % or ±40 ms, en fonction dela plus grande valeur

Temporisation à temps défini, seuil 2 à 1,2–0 x Uréglage (0,000-60,000) s ±0,2 % or ±40 ms, en fonction dela plus grande valeur

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000-60,000) s ±0,2 % or ±40 ms, en fonction dela plus grande valeur

Temps de fonctionnement, démarrage à 2-0 x Uréglage Min= 15 msMax= 30 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage à 0–2 x Uréglage Min= 15 msMax= 30 ms

-

Temps de fonctionnement, démarrage à 1,2-0 x Uréglage Min= 5 msMax= 25 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage à 0–1,2 x Uréglage Min= 15 msMax= 35 ms

-

Temps d'impulsion critique 5 ms typiquement à 1,2–0 x Uréglage -




72 ABB

Tableau 59. Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV


Tension de fonctionnement, seuil 1 et 2 (1,0-200,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5 % de U à U > Ur

Hystérésis absolue (0,0-50,0) % 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 122

- Voir tableau 122

Caractéristiques à temps défini, seuil bas (seuil 1) de 0 à 1,2 xUréglage

(0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, en fonction de laplus grande valeur

Caractéristiques à temps défini, seuil haut (seuil 2) de 0 à 1,2 xUréglage

(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, en fonction de laplus grande valeur

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, en fonction de laplus grande valeur

Temps de fonctionnement, démarrage de 0 à 2 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage de 2 à 0 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de fonctionnement, démarrage à 0–1,2 x Uréglage Min. = 20 msMax. = 35 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage de 1,2 à 0 x Uréglage Min. = 5 msMax. = 25 ms

-

Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement, de 0 à 2 x Uréglage -




ABB 73

Tableau 60. Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV


Tension de fonctionnement, seuil 1 et seuil 2 (1,0-200,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Hystérèsis absolue (0,0-50,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils bas et haut, voirtableau 124

- Voir tableau 124

Temporisation à temps défini, seuil bas (seuil 1) à 0–1,2 xUréglage


Temporisation à temps défini, seuil haut (seuil 2) à 0–1,2 xUréglage


Temps de fonctionnement minimum (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temps de fonctionnement, démarrage de 0 à 2 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage de 2 à 0 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de fonctionnement, démarrage à 0–1,2 x Uréglage Min. = 20 msMax. = 35 ms

-

Temps de réinitialisation, démarrage de 1,2 à 0 x Uréglage Min. = 5 msMax. = 25 ms

-

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


Tableau 61. Protection contre la surexcitation OEXPVPH


Valeur de fonctionnement,démarrage

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

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

Valeur de fonctionnement, niveauhaut

(100-200) % de (UBase/fcalibré) ± 0,5 % de U

Type de courbe : IEEE ou défini par l'utilisateur

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-


où M = (E/f)/(Ur/fr)

± 5,0 % ou ± 45 ms, en fonction de la plus grande valeur

Temporisation minimum pourfonction inverse

(0,000-60,000) s ± 1,0 % ou ± 45 ms, en fonction de la plus grande valeur

Temporisation maximum pourfonction inverse

(0,00-9000,00) s ± 1,0 % ou ± 45 ms, en fonction de la plus grande valeur

Temporisation alarme (0.00-9000.00) ± 1,0 % ou ± 45 ms, en fonction de la plus grande valeur



74 ABB

Tableau 62. Protection différentielle de tension VDCPTOV


Différence de tension pour alarmeet déclenchement

(2,0–100,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Seuil de minimum de courant (1,0–100,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Temporisation indépendante pourl'alarme de protectiondifférentielle de tension, de 0,8 à1,2 x UDAlarm

(0,000-60,000)s ± 0,2 % ou ± 40 ms, selon la plus grande des deux valeurs

Temporisation indépendante pourdéclenchement de la protectiondifférentielle de tension, de 0,8 à1,2 x UDTrip


Temporisation indépendante pourréinitialisation de la protectiondifférentielle de tension, de 1,2 à0,8 x UDTrip


Tableau 63. Défaut de terre stator à 100 % à harmonique 3 STEFPHIZ


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

(1,0-50,0) % de UBase ± 0,25% de Ur

Seuil de différentiel à harmonique3

(0,5-10,0) % de UBase ± 0,25% de Ur

Plage de blocage de différentiel àharmonique 3

(0,1-10,0) % de UBase ± 0,25% de Ur

Temporisation de fonctionnementindépendante pour protection UNfondamentale >, de 0 à 1,2 xUNFund>


Temporisation de fonctionnementindépendante pour protectionbasée sur harmonique 3, de 0 à 5x UN3rdH<


Caractéristique du filtre :FondamentalHarmonique 3

Rejet de l'harmonique 3 par 1–40Rejet de l'harmoniquefondamentale par 1–40

-



ABB 75

Protection de fréquence

Tableau 64. Protection à minimum de fréquence SAPTUF


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage, àtension triphasée symétrique

(35,00-75,00) Hz ± 2.0 mHz

Temps de fonctionnement, démarrage de fréglage+ 0,02 Hz à fréglage - 0,02 Hz fn = 50 Hz

Min. = 80 ms

-Max. = 95 ms

fn = 60 HzMin. = 65 ms

Max. = 80 ms

Temps de réinitialisation, démarrage de fréglage -0,02 Hz à fréglage + 0.02 Hz

Min. = 15 msMax. = 30 ms -

Temps de fonctionnement, fonction à temps défini defréglage + 0,02 Hz à fréglage - 0,02 Hz

(0,000-60,000)s ± 0,2 % ou ± 100 ms, selon la plus grande des deuxvaleurs

Temps de réinitialisation, fonction à temps défini defréglage - 0,02 Hz à fréglage + 0.02 Hz

(0,000-60,000)s ± 0,2 % ou ± 120 ms, selon la plus grande des deuxvaleurs

Temporisation dépendante de la tension Réglages :UNom=(50-150) % de UbaseUMin=(50-150) % de UbaseExposant=0.0-5.0tMax=(0,010–60,000)stMin=(0,010–60,000)s

± 1,0% ou ± 120 ms, selon la plus grande des deuxvaleurs

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û


U=Umesuré

Tableau 65. Protection à maximum de fréquence SAPTOF


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage à tension triphaséesymétrique

(35,00-90,00) Hz ± 2.0 mHz

Temps de fonctionnement, démarrage de fréglage - 0,02 Hz à fréglage + 0.02Hz

fn = 50Hz Min. = 80 msMax. = 95 ms

-

fn = 60 Hz Min. = 65 msMax. = 80 ms

Temps de réinitialisation, démarrage de fréglage + 0,02 Hz à fréglage - 0,02 Hz Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de fonctionnement, fonction à temps défini de fréglage -0,02 Hz àfréglage + 0,02 Hz

(0,000-60,000)s ± 0,2 % ± 100 ms, enfonction de la plusgrande valeur

Temps de réinitialisation, fonction à temps défini de fréglage + 0,02 Hz àfréglage - 0,02 Hz

(0,000-60,000)s ± 0,2 % ± 120 ms, enfonction de la plusgrande valeur



76 ABB

Tableau 66. Protection de taux de variation de fréquence SAPFRC


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

Valeur de fonctionnement, fréquence d'activation de la restauration (45,00-65,00) Hz ± 2.0 mHz

Temporisation à temps défini de restauration (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 100 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation à temps défini pour le déclenchement du gradient defréquence


Temporisation à temps défini de réinitialisation (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 250 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Tableau 67. Protection d'accumulation de fréquence FTAQFVR


Valeur de fonctionnement, limite supérieure defréquence à tension triphasée symétrique

(35,00 – 90,00) Hz ± 2.0 mHz

Valeur de fonctionnement, limite inférieure defréquence à tension triphasée symétrique

(30,00 – 85,00) Hz ± 2.0 mHz

Valeur de fonctionnement, limite de haute etbasse tension pour la vérification de limite debande de tensions

(0,0 – 200,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Valeur de fonctionnement, seuil de courant dedémarrage

(5,0 – 100,0) % de IBase ± 1,0% de Ir

Temporisation indépendante pour la limite detemps continue de fréglage+0,02 Hz àfréglage-0,02 Hz

(0,0 – 6000,0) s ± 0,2 % ou ± 200 ms, selon la plus grande desdeux valeurs

Temporisation indépendante pour la limite detemps cumulée de fréglage+0,02 Hz àfréglage-0,02 Hz

(10,0 – 90000,0) s ± 0,2 % ou ± 200 ms, selon la plus grande desdeux valeurs



ABB 77

Protection à multi utilités

Tableau 68. 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 -

Maximum de courant de démarrage, seuil 1 et 2 (2 - 5000) % de IBase ± 1,0% de Ir pour I≤Ir± 1,0 % de I pour I>Ir

Minimum de courant de démarrage, seuil 1 et 2 (2 - 150) % de IBase ± 1,0% de Ir pour I≤Ir± 1,0 % de I pour I>Ir

Temporisation indépendante, maximum de courant de 0 à 2 xIréglage

(0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Temporisation indépendante, minimum de courant de 2 à 0 x Iréglage (0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Maximum de courant :

Temps de démarrage de 0 à 2 x Iréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Temps de réinitialisation de 2 à 0 x Iréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Minimum de courant :

Temps de démarrage de 2 à 0 x Iréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Temps de réinitialisation de 0 à 2 x Iréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Voir tableau 119 et tableau 120 Plages de paramétrage pour lacaractéristique n° 17 définissable 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 119 et tableau 120

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

Maximum de tension de démarrage, seuil 1 et 2 (2,0 - 200,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5 % de U pour U > Ur

Minimum de tension de démarrage, seuil 1 et 2 (2,0 - 150,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur±0,5 % de U pour U > Ur



78 ABB

Tableau 68. Protection générale de courant et de tension CVGAPC , suite


Temporisation indépendante, maximum de tension de 0,8 à 1,2 xUréglage


Temporisation indépendante, minimum de tension de 1,2 à 0,8 xUréglage


Maximum de tension :

Temps de démarrage de 0,8 à 1,2 x Uréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, de 1,2 à 0,8 x Uréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Minimum de tension :

Temps de démarrage de 1,2 à 0,8 x Uréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, de 1,2 à 0,8 x Uréglage Min = 15 msMax = 30 ms

-

Limite haute et basse de la tension, fonctionnement selon la tension (1,0 - 200,0) % de UBase ± 1,0% de Ur pour U≤Ur± 1,0 % de U pour U>Ur

Fonction directionnelle Réglable : NonDir, aval et amont -

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

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

Coefficient de retombée, maximum de courant > 95 % -

Coefficient de retombée, minimum de courant < 105% -

Coefficient de retombée, maximum de tension > 95 % -

Coefficient de retombée, minimum de tension < 105% -

Maximum de courant :



Minimum de courant :

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


Maximum de tension :

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


Minimum de tension :

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




ABB 79

Tableau 69. Protection contre les défauts de terrebasée sur la Protection générale de courant et de tension (CVGAPC) et RXTTE4

Fonction Plage ou valeur

Pour les machines avec :

• tension nominale d’excitationjusqu'à

350 V c.c.

• excitateur statique avec tensiond'alimentation nominale jusqu'à

700 V 50/60 Hz

Tension d'alimentation 120 ou230 V

50/60 Hz

Valeur de résistance de défaut deterre de fonctionnement

Environ 1–20 kΩ

Influence des harmoniques dansla tension d'excitation CC.

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

Capacitance de fuite autorisée (1–5) μF

Résistance de mise à la terre del'arbre admissible

Maximum 200 Ω

Résistance de protection 220 Ω, 100 W, plate(la hauteur est de 160 mm(6,2 pouces) et la largeur de135 mm (5,31 pouces))



80 ABB

Tableau 70. Protection temporisée à maximum de courant avec retenue de tension VRPVOC


Maximum de courant de démarrage (2,0 - 5000,0) % de IBase ± 1,0% de Ir à I≤Ir± 1,0 % de I à I>Ir

Coefficient de retombée, maximum de courant > 95 %

Temps de fonctionnement, maximum de courant de démarrage de0 à 2 x Iréglage

Min = 15 ms

Max = 30 ms

Temps de réinitialisation, maximum de courant de démarrage de 0à 2 x Iréglage

Min = 15 ms

Max = 30 ms

Temporisation de fonctionnement indépendante, de 0 à 2 x Iréglage (0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

Caractéristiques à temps inverse 13 types de courbe ANSI/IEEE C37.112CEI 60255-151±5,0% ou ±40 ms, en fonction dela plus grande valeur0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iréglage ≤ I ≤ 20 x IréglageVoir Tableau et Tableau

Temps de fonctionnement minimum pour les caractéristiques àtemps inverse

(0,00 - 60,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur

Limite de tension haute, Opération en fonction de la tension (30,0 - 100,0) % de UBase ± 1,0% de Ur

Minimum de tension de démarrage (2,0 - 100,0) % de UBase ±0.5 % de Ur

Coefficient de retombée, minimum de tension < 105%

Temps de fonctionnement, minimum de tension de démarragede 2à 0 x Uréglage

Min = 15 ms -

Max = 30 ms

Temps de réinitialisation, minimum de tension de démarrage de 0 à2 x Uréglage

Min = 15 ms -

Max = 30 ms

Temporisation de fonctionnement indépendante, minimum detension de 2 à 0 x Uréglage

(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur

Blocage interne de faible tension (0,0 - 5,0) % de UBase ±0.25% de Ur

Maximum de courant :Temps d'impulsion critiqueMarge de durée d'impulsion

10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage15 ms typiquement

-

Minimum de tension :Temps d'impulsion critiqueMarge de durée d'impulsion

10 ms typiquement de 2 à 0 x Uréglage15 ms typiquement

-



ABB 81

Surveillance du système secondaire

Tableau 71. Surveillance du circuit de courant CCSSPVC


Courant de fonctionnement (10-200) % de IBase ±10,0% de Ir à I ≤ Ir±10,0% de I à I > Ir

Coefficient de retombée, courantde fonctionnement

>90%

Courant de blocage (20-500) % de IBase ± 5,0% de Ir à I ≤ Ir± 5,0% de I à I > Ir

Coefficient de retombée, courantde blocage

>90% à (50-500) % de IBase

Tableau 72. Supervision fusion fusible FUFSPVC


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

Courant de fonctionnement, homopolaire (1-100) % de IBase ± 0,5% de Ir

Tension de fonctionnement, composanteinverse

(1-100) % de UBase 0,5 % de Ur

Courant de fonctionnement, inverse (1-100) % de IBase ± 0,5% de Ir

Niveau de changement de la tension defonctionnement

(1-100) % de UBase ± 10,0% de Ur

Niveau de changement du courant defonctionnement

(1-100) % de IBase ± 10,0% de Ir

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

Courant de fonctionnement de phase (1-100) % de IBase ± 0,5% de Ir

Tension de fonctionnement de phase de lignemorte

(1-100) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Courant de fonctionnement de phase de lignemorte

(1-100) % de IBase ± 0,5% de Ir

Temps de fonctionnement, démarrage, 1 ph,de 1 à 0 x Ur


-

Temps de réinitialisation, démarrage, 1 ph,de 0 à 1 x Ur


-



82 ABB

Tableau 73. Supervision fusion fusible VDSPVC


Valeur de fonctionnement,blocage pour fusion fusible pilote

(10,0-80,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Coefficient de retombée <110%

Temps de fonctionnement,blocage pour fusion fusible pilote,de 1 à 0 x Ur

Min = 5 ms –

Max = 15 ms

Temps de réinitialisation, blocagepour fusion fusible pilote, de 0 à 1x Ur

Min = 15 ms –

Max = 30 ms

Valeur de fonctionnement, alarmepour fusion fusible pilote

(10,0-80,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Coefficient de retombée <110% –

Temps de fonctionnement,alarme pour fusion fusible pilote,de 1 à 0 x Ur

Min = 5 ms –

Max = 15 ms

Temps de réinitialisation, alarmepour fusion fusible pilote, de 0 à 1x Ur

Min = 15 ms –

Max = 30 ms



ABB 83

Contrôle-commande

Tableau 74. Synchronisation, contrôle de synchronisme et contrôle de mise sous tension SESRSYN


Décalage de phase, jline - jbus (-180 à 180) degrés -

Limite supérieure de tension pour la synchronisation et le contrôle desynchronisme

(50,0-120,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Coefficient de retombée, 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 ± 2.5 mHz

Limite de différence d'angle de phase entre le jeu de barres et la ligne pourle 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 temporisation pour le contrôle de synchronisme lorsque ledéphasage entre jeu de barres et ligne passe de “PhaseDiff” + 2 degrés à“PhaseDiff” - 2 degrés

(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, en fonction dela plus grande valeur

Limite minimale de différence de fréquence pour la synchronisation (0,003-0,250) Hz ± 2.5 mHz

Limite maximale de différence de fréquence pour la synchronisation (0,050-0,500) Hz ± 2.5 mHz

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

Durée de l'ordre de fermeture du disjoncteur (0,050-60,000) s ± 0,2 % ou ± 15 ms, en fonction dela plus grande valeur

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

(0,000-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, en fonction dela plus grande valeur

Durée minimale pour accepter les conditions de synchronisation (0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, en fonction dela plus grande valeur

Limite supérieure de tension pour contrôle de mise sous tension (50,0-120,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Coefficient de retombée, limite supérieure de tension > 95 % -

Limite inférieure de tension pour contrôle de mise sous tension (10,0-80,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Coefficient de retombée, limite inférieure de tension < 105% -

Tension maximale pour la fermeture du disjoncteur (50,0-180,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Délai pour contrôle de mise sous tension lorsque la tension passe de 0 à90 % de Ucalibré


Temps de fonctionnement pour fonction de contrôle de synchronismelorsque le déphasage entre jeu de barres et ligne passe de “PhaseDiff”+ 2 degrés à “PhaseDiff” - 2 degrés


–

Temps de fonctionnement pour fonction de contrôle de mise sous tensionlorsque la tension passe de 0 à 90 % de Urated


–



84 ABB

Tableau 75. Contrôle de tension TCMYLTC et TLCYLTC


Réactance du transformateur (0,1–200,0)Ω, primaire -

Temporisation pour la commande de descente lorsque le mode dedescente rapide est activé

(1,0-100,0) s -

Tension assignée pour contrôle de tension (85,0-120,0) % de UBase ± 0,25 % de Ur

Plage d'insensibilité de tension externe (0,2-9,0) % de UBase -

Plage d'insensibilité de tension interne (0,1-9,0) % de UBase -

Limite supérieure de tension de jeu de barres (80-180) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Limite inférieure de tension de jeu de barres (70-120) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Seuil de blocage pour minimum de tension (50-120) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Temporisation (longue) pour commandes de contrôle automatique (3-1000) s ± 0,2 % ou ± 600 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Temporisation (courte) pour commandes de contrôle automatique (1-1000) s ± 0,2 % ou ± 600 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Temps de fonctionnement minimum en mode inverse (3-120) s ± 0,2 % ou ± 600 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Résistance de ligne (0,00-150,00)Ω, primaire -

Réactance de ligne (-150,00-150,00)Ω, primaire -

Constantes d'ajustement de tension de charge (-20,0-20,0) % de UBase -

Correction automatique de tension de charge (-20,0-20,0) % de UBase -

Durée pour le signal de blocage d'action inverse (30-6000) s ± 0,2 % ou ± 600 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Limite de courant pour le blocage d'action inverse (0–100) % de I1Base -

Seuil de blocage pour maximum de courant (5-250) % de I1Base ± 1,0% de Ir à I≤Ir± 1,0 % de I à I>Ir

Seuil pour nombre d'élévation/abaissement comptés en une heure (0–30) opérations/heure -

Seuil pour nombre d'élévation/abaissement comptés en 24 heures (0–100) opérations/jour -

Fenêtre de temps pour alarme pompage (1–120) minutes -

Alarme de détection de pompage, maximum d'opérations/fenêtre (3–30) opérations/fenêtre -

Niveau d'alarme pour puissance active en sens aval et amont à (10-200) %de Sr et (85-120) % de UBase

(-9999,99–9999,99) MW ± 1,0% de Sr

Niveau d'alarme pour puissance réactive en sens aval et amont à(10-200) % de Sr et (85-120) % de UBase

(-9999,99–9999,99) MVAr ± 1,0% de Sr

Temporisation pour alarmes issues de la supervision de l'alimentation (1-6000) s ± 0,2 % ou ± 600 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Positions des prises du régleur correspondant à la tension la plus basse etla tension la plus haute

(1-63) -

mA pour la position des prises du régleur correspondant à la tension la plusbasse et la plus haute

(0.000-25.000) mA -



ABB 85

Tableau 75. Contrôle de tension TCMYLTC et TLCYLTC , suite


Type de conversion de code BIN, BCD, GRAY, SINGLE, mA -

Durée après changement de position avant acceptation de la valeur (1-60) s ± 0,2 % ou ± 200 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Temps imparti pour le changement de prises du régleur (1-120) s ± 0,2 % ou ± 200 ms,selon la plus grande desdeux valeurs

Durée d'impulsion de sortie des commandes d'élévation/abaissement (0,5-10,0) s ± 0,2 % ou ± 200 ms,selon la plus grande desdeux valeurs



86 ABB

Logique

Tableau 76. Logique de déclenchement, sortie triphasée commune SMPPTRC


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

Durée minimum de l'impulsion dedéclenchement


Temps de déclenchementtriphasé


Retard monophasé, retardbiphasé et retard pour défautévolutif


Tableau 77. 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 - -

Tableau 78. Intégrateur TIGAPC

Fonction Temps decycle (ms)

Plage devaleur

Précision

Intégration dutemps, active enpermanence 3

0-999999,99s

± 0,2 % ou ± 20 ms,selon la plus grandedes deux valeurs

Tableau 78. Intégrateur TIGAPC , suite


Plage devaleur

Précision

Intégration dutemps, active enpermanence

8 0-999999,99s




ABB 87

Tableau 78. Intégrateur TIGAPC , suite


Plage devaleur

Précision

Intégration dutemps, active enpermanence

100 0-999999,99s


Tableau 79. Intégrateur de temps écoulé avec transgression des limites et supervision des dépassements TEIGGIO

Fonction Temps de cycle (ms) Plage ou valeur Précision

Intégration du délai écoulé 3 0 ~ 999 999,9 s ± 0,2% ou ±20 ms, en fonction de laplus grande valeur

8 0 ~ 999 999,9 s ± 0,2% ou ±100 ms, en fonction de laplus grande valeur

100 0 ~ 999 999,9 s ± 0,2% ou ±250 ms, en fonction de laplus grande valeur



88 ABB

Surveillance

Tableau 80. Mesures CVMMXN


Fréquence (0,95-1,05) × fr ± 2.0 mHz

Tension (0,1-1,5) ×Ur ± 0.5 % de Ur à U£Ur

± 0,5 % de U à U > Ur

Courant connecté (0.2-4.0) × Ir ± 0.5 % de Ir à I £ Ir± 0.5% de I à I > Ir

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

± 1,0% de Sr à S ≤ Sr± 1,0 % de S à S > SrConditions :0,8 x Ur < U < 1,2 Ur0,2 x Ir < I < 1,2 Ir

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

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

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

± 0.02

Tableau 81. Mesure du courant de phase CMMXU


Courant à charge symétrique (0.1-4.0) × Ir ± 0,3% de Ir à I ≤ 0,5 × Ir± 0,3 % de I à I > 0.5 × Ir

Déphasage à charge symétrique (0.1-4.0) × Ir ± 1,0° à 0,1 × Ir < I ≤ 0.5 × Ir± 0,5° à 0,5 × Ir < I ≤ 4.0 × Ir

Tableau 82. Mesure de la tension phase-phase VMMXU


Tension (10 à 300) V ± 0,5 % de U à U ≤ 50 V± 0,2 % de U à U > 50 V

Déphasage (10 à 300) V ± 0,5° à U ≤ 50 V± 0,2° à U > 50 V

Tableau 83. Mesure de la tension phase-neutre VNMMXU


Tension (5 à 175) V ± 0,5 % de U à U ≤ 50 V± 0,2 % de U à U > 50 V




ABB 89

Tableau 84. Mesure des composantes symétriques de courant CMSQI


Composante directe, I1 -Réglages triphasés

(0.1-4.0) × Ir ± 0.3% de Ir à I ≤ 0,5 × Ir± 0,3% de I à I > 0,5 × Ir

Composante homopolaire, 3I0 -Réglages triphasés


Composante inverse, I2 -Réglages triphasés


Déphasage (0.1-4.0) × Ir ± 1,0° à 0,1 × Ir < I ≤ 0.5 × Ir± 0,5° à 0,5 × Ir < I ≤ 4.0 × Ir

Tableau 85. Mesure des composantes symétriques de tension VMSQI


Composante directe, U1 (10 à 300) V ± 0,3 % de U à U ≤ 50 V± 0,2 % de U à U > 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 86. 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. du convertisseurvers 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 87. Compteur de limite L4UFCNT


Valeur du compteur 0-65535 -

Vitesse de comptage maxi 30 impulsions/s (50 % cycle deservice)

-



90 ABB

Tableau 88. 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 115

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

-

Nombre maximum d'entrées binaires 96 -

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

30 -

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

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

150 -

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

-

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

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

-

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

-

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

Tableau 89. 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 90. Indications

Fonction Valeur


Nombre maximum d'indications présentées pour une seule perturbation 96

Nombre maximum de perturbations enregistrées 100



ABB 91

Tableau 91. 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 92. Enregistreur des valeurs de déclenchement

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 30

Nombre maximum de rapports de perturbographie 100

Tableau 93. 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



92 ABB

Mesures

Tableau 94. Logique du compteur d'impulsions PCFCNT

Fonction Plage de réglage Précision

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

Durée de cycle pour rapport dela valeur du compteur

(1-3600) s -

Tableau 95. Mesure d'énergie ETPMMTR


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

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



ABB 93

Communication interne du poste

Tableau 96. Protocole de communication CEI 61850-8-1

Fonction Valeur

Protocole CEI 61850-8-1

Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX

Protocole CEI 608–5–103

Vitesse de communication des DEI 9 600 ou 19 200 Bd

Protocole DNP3.0

Vitesse de communication des DEI 300–19 200 Bd

Protocole TCP/IP, Ethernet

Vitesse de communication des DEI 100 Mbit/s

Tableau 97. Protocole de communication LON

Fonction Valeur

Protocole LON

Vitesse de communication 1,25 Mbit/s

Tableau 98. Protocole de communication SPA

Fonction Valeur

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

Numéro d'esclave 1 à 899

Tableau 99. Protocole de communication CEI 60870-5-103

Fonction Valeur


Vitesse de communication 9600, 19200 Bd

Tableau 100. 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



94 ABB

Tableau 101. 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 102. Module de communication de données de ligne (X.21-LDCM) avec isolation galvanique


Connecteur X.21 Micro D-sub, 15 broches femelles, pas de 1,27 mm (0,050")

Connecteur de sélection de masse borne à vis, 2 pôles

Norme CCITT X21

Vitesse de communication 64 kbit/s

Isolation 1 kV

Longueur de câble maximale 100 m

Tableau 103. Module galvanique de communication RS485


Vitesse de communication 2400–19200 bauds

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

Tableau 104. 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 95

Communication éloignée

Tableau 105. Module de communication de données (LDCM)

Caractéristique Plage ou valeur

Type de LDCM Courte portée(SR)

Moyenne portée(MR)

Longue portée (LR)

Type de fibre Multimode àindice gradué62,5/125 µm

Monomode 9/125 µm Monomode 9/125 µm

Longueur d'onde d'émission de crêteNominaleMaximumMinimum

820 nm865 nm792 nm

1310 nm1330 nm1290 nm

1550 nm1580 nm1520 nm

Atténuation optiqueMultimode à indice gradué 62,5/125 mm, Multimode à indice gradué 50/125 mm

13 dB (distancetypique environ3 km *)9 dB (distancetypique environ 2km *)

22 dB (distancetypique environ 80 km*)

26 dB (distance typique environ110 km *)

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

Protocole C37.94 Mise en œuvreC37.94 **)

Mise en œuvre C37.94 **)

Transmission de données Synchrone Synchrone Synchrone

Débit de transmission / Débit de données 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Source de l'horloge Interne ou issuedu signal reçu

Interne ou issue dusignal reçu

Interne ou issue du signal reçu

*) en fonction du calcul de l'atténuation optique**) C37.94 défini à l'origine seulement pour le multimode; utilisation du même format d'en-tête, de configuration et de données que C37.94



96 ABB

MatérielDEI

Tableau 106. 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 107. Niveau de protection contre l'eau et les poussières selon CEI 60529

Face avant IP40 (IP54 avec bande d'étanchéité)

Côtés, sommet et fond IP20

Côté arrière IP20 avec type compression à visIP10 avec bornes à cosse annulaire

Tableau 108. Masse

Taille du boîtier Masse

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Système de connexion

Tableau 109. 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 110. 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 97


Tableau 111. 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

Logiciel de base 1p0r00, chargé dans le module logique et l'IHM

Catégorie d'installation III

Degré de pollution 2

Tableau 112. Unité de condensateur de couplage REX061

Fonction Plage ou valeurs Précision

Pour les machines avec :

• tension nominale d’excitation 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 113. 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)





98 ABB

Fonctions de base du DEI

Tableau 114. Autosurveillance avec liste d'événements internes

Donnée Valeur

Méthode d'enregistrement En permanence, activé par événement

Taille de la liste 40 événements, premier entré premier sortie

Tableau 115. 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 événements etles valeurs de mesure échantillonnées

± 1.0 ms typiquement

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

Tableau 116. Module de synchronisation de l'horloge GPS (GTM)


Récepteur – ±1 µs relatif UTC

Temps par rapport à la référence temporelle fiable avecantenne dans la nouvelle position ou après une perte depuissance d'une durée supérieure à 1 mois

<30 minutes –

Temps par rapport à la référence temporelle fiable aprèsune perte de puissance d'une durée supérieure à 48heures

<15 minutes –

Temps par rapport à la référence temporelle fiable aprèsune perte de puissance d'une durée supérieure à 48heures

<5 minutes –

Tableau 117. GPS – Antenne et câble

Fonction Valeur

Atténuation max du câble d'antenne 26 db @ 1,6 GHz

Impédance du câble d'antenne 50 ohm

Protection contre la foudre Doit être fournie en externe

Connecteur du câble d'antenne SMA côté récepteurTNC côté antenne

Précision +/-1μs



ABB 99

Tableau 118. IRIG-B

Quantité Valeur nominale

Nombre de canaux IRIG-B 1

Nombre de canaux PPS 1

Connecteur électrique :

Connecteur électrique IRIG-B BNC

Modulation d’impulsion en durée 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 multimode 62,5/125 μm

Formats pris en charge IRIG-B 00x, PPS

Précision +/- 1μs



100 ABB

Caractéristique à temps inverse

Tableau 119. Caractéristiques à temps inverse ANSI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 FR

Caractéristique de réinitialisation :

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imesuré/Iréglage

k = (0,05-2,00) par pas de 0,01 ANSI/IEEE C37.112 ,± 2,0 % ou ± 40 ms, enfonction de la plusgrande valeur

Extrêmement inverse ANSI A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1

Très inverse ANSI A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

Normalement inverse ANSI A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

Modérément inverse ANSI A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

Extrêmement inverse longue durée ANSI A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

Très inverse 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 101

Tableau 120. Caractéristiques à temps inverse CEI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I



k = (0,05-2,00) par pas de 0,01 CEI 60255-151, ± 2,0 %ou ± 40 ms, en fonctionde la plus grande valeur

Normalement inverse CEI A=0,14, P=0,02

Très inverse CEI A=13,5, P=1,0

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

Extrêmement inverse 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 :

( )= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

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

Tableau 121. 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 = (0,05-2,00) par pas de 0,01 CEI 60255-151, ± 2,0 %ou ± 40 ms, en fonctionde la plus grande valeur

Caractéristique inverse logarithmique detype RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



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



102 ABB

Tableau 122. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UréglageU = Umesuré

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 ± 5,0% ou ±45 ms, enfonction de la plusgrande valeur

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 103

Tableau 123. Caractéristique à temps inverse pour la protection à minimum de tension


Courbe de type A :

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = UréglageU = Umesuré

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 ± 5,0% ou ±45 ms, enfonction de la plus grandevaleur

Courbe de type B :

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U



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



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



104 ABB

Tableau 124. 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> = UréglageU = Umesuré

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


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) par pasde 0,001P = (0,000-3,000) par pasde 0,001



ABB 105

21. Code pour passer des commandes pour DEI personnalisé

Tableau 125. Instructions générales

Marche à suivreLire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour passer les commandes sans problème.Reportez-vous 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.

Tableau 126. Exemple de code de commande

Pour obtenir le code de commande complet, combiner les codes des tableaux de sélection, comme dans l'exemple ci-dessous.La quantité voulue pour chaque tableau doit être sélectionnée ; si aucune sélection n'est possible, le code est 0.Exemple de code complet : REG670*2.0-F00X00 - A00002262300000 - B0000040200000000011020111 - C4600262200340004440022311 - D22322100 - E66312 - F9- S6 - G532 - H12000010044 - K00000000 - L11 - M120 - P01 - B1X0 - AC - KB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX -AAFXXX - AX

Définition du produit - Protection différentielle -REG670* 2,0 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protection d'impédance -B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protection de courant -C 00 0 0 00 0 0 0 -

Protection de tension - Protection de fréquence - Protection à multi-utilités

- Calcul général -

D 0 0 - E - F - S -

Surveillance du systèmesecondaire

- Contrôle-commande -

G - H 0 0 0 0 0 0 0 -

Schéma de téléprotection - Logique - Surveillance - Communication interne du poste -K 0 0 0 0 0 0 0 0 - L - M 0 - P -

Langue

- Boîtier etmontage

- Connexion etalimentation

- IHM

- Entréeanalogique

- Entrée/sortie binaire -

B1

- - - - - -

Communication série à l’extrémité éloignée - Unité de communication série pour communication interne du poste -

Tableau 127. Définition du produit

REG670* 2,0 X00

Tableau 128. Définition du produit pour passer des commandes

Produit REG670*Version logicielle 2,0Autres configurations possiblesProtection pour alternateurs REG670 F00Protection pour alternateurs REG670 61850-9-2LE N00Sélection : Configuration ACTPas de configuration ACT téléchargée X00



106 ABB

Tableau 129. Protection différentielle

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

A 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 130. Fonctions différentielles

Fonction ID fonction N° de commande Position

Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection différentielle de transformateur, deux enroulements T2WPDIF 1MRK005904-FA 5 0-2 Protection différentielle de transformateur, trois enroulements T3WPDIF 1MRK005904-GA 6 0-2 Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF 1MRK005904-HA 7 0-6 Protection différentielle d'alternateur GENPDIF 1MRK005904-KA 8 0-2 Protection différentielle de terre, basse impédance REFPDIF 1MRK005904-LA 9 0-3

Tableau 131. Protection d'impédance

Position

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 132. Fonctions d'impédance

Remarque : Seule 1 variante peut être sélectionnée


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Solution 3Protection de distance multichaîne non commutée (full-scheme),caractéristique mho

ZMHPDIS 1MRK005907-FA 6 0-4

Élément d'impédance directionnelle à caractéristique mho ZDMRDIR 1MRK005907-HA 8 0-2 Solution 5Protection de distance directionnelle avec sélection de phase ZMFPDIS 1MRK005907-SA 14 0-1 Solution 6Protection de distance directionnelle avec sélection de phase,compensation série

ZMFCPDIS 1MRK005907-RA 15 0-1

En option avec toute varianteProtection de Glissement de Pôle/Ruptures de synchronisme PSPPPAM 1MRK005908-CA 19 0-1 Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAM 1MRK005908-GA 20 0-1 Perte d'excitation LEXPDIS 1MRK005908-BA 21 0-2 Protection sensible contre les défauts de terre de rotor, basée surl'injection

ROTIPHIZ 1MRK005908-EA 23 0-1

Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator, basée surl'injection

STTIPHIZ 1MRK005908-FA 24 0-1

Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et lestransformateurs

ZGVPDIS 1MRK005907-TA 25 0-1

Tableau 133. Protection de courant

Position

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

C 00 0 0 00 0 0 0



ABB 107

Tableau 134. Fonctions de courant


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC 1MRK005910-AA 1 0-4 Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC 1MRK005910-BA 2 0-6 Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC 1MRK005910-DA 4 0-2 Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils EF4PTOC 1MRK005910-EA 5 0-6 Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC 1MRK005910-FA 6 0-2 Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courantrésiduel et de puissance homopolaire

SDEPSDE 1MRK005910-GA 7 0-2

Protection de surcharge thermique, deux constantes de temps TRPTTR 1MRK005910-HA 10 0-3 Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRF 1MRK005910-LA 11 0-4 Protection contre les discordances de pôles CCPDSC 1MRK005910-PA 14 0-4 Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-4 Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-4 Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC 1MRK005910-VA 19 0-2 Protection contre la mise sous tension accidentelle pour alternateursynchrone

AEGPVOC 1MRK005910-WA 20 0-2

Protection à maximum de courant avec retenue de tension VRPVOC 1MRK005910-XA 21 0-3 Protection contre la surcharge stator GSPTTR 1MRK005910-ZA 22 0-1 Protection contre la surcharge rotor GRPTTR 1MRK005910-YA 23 0-1

Tableau 135. Protection de tension

Position 1 2 3 4 5 6 7 8

D 0 0

Tableau 136. Fonctions de tension


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-2 Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-2 Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV 1MRK005912-CA 3 0-3 Protection contre la surexcitation OEXPVPH 1MRK005912-DA 4 0-2 Protection différentielle de tension VDCPTOV 1MRK005912-EA 5 0-2 Protection à 100 % contre les défauts de terre du stator, sur la base del'harmonique de rang 3

STEFPHIZ 1MRK005912-FA 6 0-1

Tableau 137. Protection de fréquence

Position 1 2 3 4

E

Tableau 138. Fonctions de fréquence

Fonction ID fonction N° de commande position

Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection à minimum de fréquence SAPTUF 1MRK005914-AA 1 0-6 Protection à maximum de fréquence SAPTOF 1MRK005914-BA 2 0-6 Protection de taux de variation de fréquence SAPFRC 1MRK005914-CA 3 0-3 Protection d’accumulation de la durée du temps de fréquence FTAQFVR 1MRK005914-DA 4 0-12

Tableau 139. Protection à multi-utilités

Position 1

F



108 ABB

Tableau 140. Fonction à multi-utilités


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection générale de courant et de tension CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-9

Tableau 141. Calcul général

Position 1

S

Tableau 142. Fonctions de calcul général


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Filtre de suivi de fréquence SMAIHPAC 1MRK005915-KA 1 0-6

Tableau 143. Surveillance du système secondaire

Position 1 2 3

G

Tableau 144. Fonctions de surveillance du système secondaire


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Surveillance du circuit de courant CCSSPVC 1MRK005916-AA 1 0-5 Supervision fusion fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-3 Surveillance fusion fusible basée sur la différence de tension VDSPVC 1MRK005916-CA 3 0-2

Tableau 145. Contrôle-commande

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

H 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 146. Fonctions de contrôle


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Contrôle de synchronisme, contrôle de présence tension etsynchronisation

SESRSYN 1MRK005917-XA 2 0-2

Contrôle-commande d'appareillages pour jusqu'à 6 cellules, max.30 app. (6 disj.) interverr. compris

APC30 1MRK005917-CX 7 0-1

Contrôle et supervision du régleur, 6 entrées binaires TCMYLTC 1MRK005917-DA 10 0-4 Contrôle et supervision du régleur, 32 entrées binaires TCLYLTC 1MRK005917-EA 11 0-4

Tableau 147. Schéma de téléprotection

Position 1 2 3 4 5 6 7 8

K 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 148. Logique

Position 1 2

L

Tableau 149. Fonctions logiques


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Blocs logiques configurables - Q/T 1MRK005922-ML 1 0-1 Ensemble de logique d'extension 1MRK005922-AX 2 0-1



ABB 109

Tableau 150. Surveillance

Position 1 2

M 0

Tableau 151. fonctions de surveillance


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR 1MRK005924-HA 1 0-12

Tableau 152. Communication interne du poste

Position 1 2

P

Tableau 153. Fonctions de communication interne du poste


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Communication de bus de processus CEI 61850-9-2 1MRK005930-TA 1 0-6 Remarque : Qtépersonnalisée deREG670 =0, Qté61850-9-2deREG670 =6

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Remarque : NonvalidedansproduitREG67061850-9-2LERemarque :NécessiteOEM2 canaux

Tableau 154. Sélection de langue

Première langue de dialogue de l'IHM locale Sélection Notes et règles

Langue de l'IHM, Anglais CEI B1 Langue supplémentaire de l'IHM Pas de langue supplémentaire de l'IHM X0 Langue de l'IHM, Anglais (Etats-Unis) A12 Sélectionné

Tableau 155. Sélection du boîtier

Boîtier Sélection Notes et règles

Boîtier 1/2 x 19" A Boîtier 3/4 x 19", 1 encoche TRM B Boîtier 3/4 x 19", 2 encoches TRM C Boîtier 1/1 x 19", 1 encoche TRM D Boîtier 1/1 x 19", 2 encoches TRM E Sélectionné



110 ABB

Tableau 156. Sélection du montage

Détails de montage en façade avec protection IP40 Sélection 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 Kit de montage châssis 19” pour boîtier 3/4 x 19" ou 3xRHGS6 B Kit de montage châssis 19" pour boîtier 1/1 x 19" C Kit pour montage mural D Remarque : Montage mural non

recommandé pour les modules decommunication avec connexionfibre (SLM, OEM, LDCM)

Kit pour montage encastré E Kit pour montage encastré + joint de fixation IP54 F Sélectionné

Tableau 157. Type de connexion et alimentation

Type de connexion pour modules d'alimentation et modules d'E/S Sélection Notes et règles

Bornes à compression K Bornes à cosse annulaire L Alimentation auxiliaire Module d'alimentation 24-60 VCC A Module d'alimentation 90-250 VCC B Sélectionné

Tableau 158. Sélection de l'Interface Homme-Machine (IHM)

Interface matérielle Homme-Machine Sélection Notes et règles

Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier CEI B Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier ANSI C Sélectionné



ABB 111

Tableau 159. Sélection de système analogique

Système analogique Sélection Notes et règles

Pas de premier TRM inclus X0 Remarque : Uniquement validedans REG670–N00

Bornes à compression A Remarque : Seul le même type deTRM (compression ou cosseannulaire) dans la même borne. Bornes à cosse annulaire B

Premier TRM 12I 1A, 50/60Hz 1 Premier TRM 12I 5A, 50/60Hz 2 Premier TRM 9I+3U 1A, 100/220V, 50/60Hz 3 Premier TRM 9I+3U 5A, 100/220V, 50/60Hz 4 Premier TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V, 50/60Hz 5 Premier TRM 6I+6U 1A, 100/220V, 50/60Hz 6 Premier TRM 6I+6U 5A, 100/220V, 50/60Hz 7 Premier TRM 6I 1A, 50/60Hz 8 Qté maximum = 1 Premier TRM 6I 5A, 50/60Hz 9 Qté maximum = 1 Premier TRM 7I+5U 1A, 100/220V, 50/60Hz 12 Premier TRM 7I+5U 5A, 100/220V, 50/60Hz 13 Premier TRM 6I, 5A + 1I, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 14 Premier TRM 3I, 5A + 4I, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 15 Premier TRM 3I, 5A + 3I, 1A + 6U, 110/220V, 50/60Hz 16 Premier TRM 3IM, 1A + 4IP, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 17 Premier TRM 3IM, 5A + 4IP, 5A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 18 Pas de second TRM inclus X0 Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B Second TRM 12I 1A, 50/60Hz 1 Second TRM 12I 5A, 50/60Hz 2 Second TRM 9I+3U 1A, 100/220V, 50/60Hz 3 Second TRM 9I+3U 5A, 100/220V, 50/60Hz 4 Second TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V, 50/60Hz 5 Second TRM 6I+6U 1A, 100/220V, 50/60Hz 6 Second TRM 6I+6U 5A, 100/220V, 50/60Hz 7 Second TRM 6I 1A, 50/60Hz 8 Qté maximum = 1 Second TRM 6I 5A, 50/60Hz 9 Qté maximum = 1 Second TRM 7I+5U 1A, 100/220V, 50/60Hz 12 Second TRM 7I+5U 5A, 100/220V, 50/60Hz 13 Second TRM 6I, 5A + 1I, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 14 Second TRM 3I, 5A + 4I, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 15 Second TRM 3I, 5A + 3I, 1A + 6U, 110/220V, 50/60Hz 16 Second TRM 3IM, 1A + 4IP, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 17 Second TRM 3IM, 5A + 4IP, 5A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 18 Sélectionné

Tableau 160. Quantité maximale de modules d'entrée/sortie

Remarque : Pour la commande de modules d'entrée/sortie, tenir compte des quantités maximales indiquées dans le tableau ci-dessous.

Tailles de boîtier BIM IOM BOM/SOM

MIM Maximum par boîtier

Boîtier 1/1 x 19”, 1 TRM) 14 6 4 4 14 (max 4 BOM+SOM+MIM)

Boîtier 1/1 x 19”, 2 TRM) 11 6 4 4 11 (max 4 BOM+SOM+MIM)

Boîtier 3/4 x 19”, 1 TRM) 8 6 4 4 8 (max 4 BOM+SOM+1MIM)

Boîtier 3/4 x 19”, 2 TRM) 5 5 4 4 5 (max 4 BOM+SOM+1MIM)

Boîtier 1/2 x 19”, 1 TRM) 3 3 3 1 3



112 ABB

Tableau 161. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires

Modules d'entrées/sortiesbinaires

Sélection Notes et règles

Position de l'encoche(vue arrière) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Remarque ! Maxi. 3 positions dans

châssis 1/2, 8 dans châssis 3/4avec 1 TRM, 5 dans châssis 3/4avec 2 TRM, 11 dans châssis 1/1avec 2 TRM et 14 dans châssis 1/1avec 1 TRM

Boîtier 1/2 avec 1 TRM Boîtier 3/4 avec 1 TRM Boîtier 3/4 avec 2 TRM Boîtier 1/1 avec 1 TRM Boîtier 1/1 avec 2 TRM Pas de carte dans

l'encocheX X X X X X X X X X X X X X

Module de sortiesbinaires, 24 relais desortie (BOM)

A A A A A A A A A A A A A A

BIM 16 entrées, RL24-30V c.c., 50 mA

B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1

BIM 16 entrées, RL48-60V c.c., 50 mA

C1 C1 C1 C1 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 D1 D1 D1 D1

BIM 16 entrées,RL220-250 V c.c., 50 mA

E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1

BIM 16 entrées, 220-250VDC, 120mA

E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2

BIMp 16 entrées,RL24-30 V c.c., 30 mA,pour le comptaged'impulsions

F F F F F F F F F F F F F F


G G G G G G G G G G G G G G


H H H H H H H H H H H H H H

BIM 16 entrées,RL220-250 V c.c., 30 mApour le comptaged'impulsions

K K K K K K K K K K K K K K

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL24-30 V c.c.,50 mA

L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL48-60 V c.c.,50 mA

M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL110-125 Vc.c., 50 mA

N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL220-250 Vc.c., 50 mA

P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1

IOM 8 entrées, 10+2relais de sorties, 220-250V c.c., 110mA

P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2

IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 24-30 Vc.c., 30 mA

U U U U U U U U U U U U U U


V V V V V V V V V V V V V V


W W W W W W W W W W W W W W


Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Module d'entrée mA MIM6 canaux

R R R R R R R R R R R R R R



ABB 113

Tableau 161. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires, suiteModules d'entrées/sortiesbinaires


Module de sortiesstatiques SOM, 12sorties, 48-60 V c.c.

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Remarque : Le SOM ne doit pasêtre placé dans la position la plusproche de NUM ; encoche P5 pourboîtier 1/2, encoche P10 pourboîtier 3/4 avec 1 TRM, encocheP7 pour boîtier 3/4 avec 2 TRM,encoche P16 pour boîtier 1/1 avec1 TRM, encoche P13 pour boîtier1/1 avec 2 TRM

Module de sortiesstatiques SOM, 12sorties, 110-250 V c.c.

T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Sélectionné.

Tableau 162. Sélection de la communication série d’extrémité éloignée

Modules de communication d’extrémité éloignée, de communication série DNP etde synchronisation d'horloge


Position de l'encoche (vue arrière)

X312

X313

X302

X303

X322

X323

Encoches disponibles dans boîtier 1/2, 3/4 et 1/1 avec 1 TRM Remarque : Maxi 1 LDCM dansboîtier 1/2

Encoches disponibles dans boîtier 3/4 et 1/1 avec 2 TRM Remarque : Maxi. 2 LDCM dansboîtier 3/4 et 1/1

Carte de communication d’extrémité éloignée non incluse X X X X X X LDCM optique courte portée A A A A A A Remarque : Maxi. 4 LDCM (de

type identique ou différent)peuvent être sélectionnés dans laconfiguration F00. Maxi. 2 LDCMdans configuration N00 (9–2)Remarque : Maxi. 2 LDCMmoyenne/longue portée dansboîtier 3/4Règle : Toujours placer lesmodules LDCM sur la même carteafin de supporter unecommunication redondante ; dansP30:2 et P30:3, dans P31:2 etP31:3, ou dans P32:2 et P32:3

LDCM optique moyenne portée, 1310 nm B B B B B B LDCM optique longue portée, 1550 nm C C C C C C Module galvanique X21 de communication de données de ligne E E E E E E

Module de synchronisation d'horloge IRIG-B F F F F F F Module galvanique de communication RS485 G G G G G G Module de synchronisation de l'horloge GPS S S S S Sélectionné

Tableau 163. Sélection de l'unité de communication série pour communication interne du poste

Unité de communication série pour communication interne du poste Sélection Notes et règles


X301

X311

Pas de carte de communication incluse X X Interface série SPA/LON/DNP/CEI 60870-5-103 plastique A Interface série SPA/LON/DNP/CEI 60870-5-103 plastique/verre B Interface série SPA/LON/DNP/CEI 60870-5-103 verre C Module Ethernet optique, 1 canaux (verre) D Module Ethernet optique, 2 canaux (verre) E Sélectionné.



114 ABB

22. Code pour passer des commandes pour DEI pré-configuré

Marche à suivreLire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour passer les commandes sans problème.Reportez-vous 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.Code d'exemple : REG670 *2.0-A30X00- A02H02-B1A3-AC-KB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Utilisation du code de chaque position N° 1-12 précisésous la forme REG670*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3-4 4-5-6-7 7-8-9 9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 -REG670* - - - - - . -

9 - 10 - 11 - 12 - . -

Po

sitio

n

LOGICIEL #1 Notes et règles

Numéro de version N° de version 2,0

Sélection pour la position N° 1.

Autres configurations possibles #2 Notes et règles

Protection différentielle et de secours pour alternateur A20 Protection différentielle pour alternateur et protection de secours pour alternateur/transformateur B30 Protection différentielle et de secours pour alternateur/transformateur C30 Configuration ACT Configuration standard ABB X00 Sélection pour la position N° 2.



ABB 115

Options logicielles #3 Notes et règles

Aucune option X00 Il n'est pas nécessaire de remplirtous les champs du bon decommande

Protection différentielle de terre, basse impédance A01 Remarque : A01 uniquement pourB30

Protection différentielle à haute impédance - 3 blocs A02 Remarque : A02 uniquement pourA20

Protection différentielle de transformateur, 2enroulements

A31 Remarque : A31 uniquement pourA20

Protection différentielle de transformateur, 2 et 3enroulements

A33 Remarque : A33 uniquement pourB30

Protection contre les ruptures de synchronisme B22 Détection de défaut de rotor par injection B31 Détection de défaut de stator par injection B32 Protection directionnelle sensible de puissance et à

maximum de courant résiduel C16

Protection à maximum de courant avec retenue detension

C36

Protection contre la surcharge stator C37 Protection contre la surcharge rotor C38 Protection directionnelle à maximum de courant inverse

à quatre seuils - 1 blocC41 Remarque : C41 uniquement pour

A20 Protection directionnelle à maximum de courant inverse

à quatre seuils - 2 blocsC42 Remarque : C42 uniquement pour

B30/C30 Défaut de terre stator à 100 % 3ème harmonique D21 Remarque : D21 uniquement pour

A20 Protection d’accumulation de temps de fréquence E03 Surveillance fusion fusible basée sur la différence de

tension G03

Contrôle d'appareil 30 maxi. H09 Surveillance d'état de disjoncteur - 6 disj. M15 Remarque : M12 uniquement pour

B30 et C30, M15 uniquement pourA20 Surveillance d'état de disjoncteur - 12 disj. M12

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 P03 Sélection pour la position N° 3

Première langue de dialogue de l'IHM locale #4 Notes et règles

Langue de l'IHM, Anglais CEI B1 Langue de dialogue supplémentaire de l'IHM locale Pas de langue supplémentaire de l'IHM X0 Langue de l'IHM, Anglais (Etats-Unis) A12 Sélection pour la position N° 4.

Boîtier #5 Notes et règles

Boîtier 1/2 x 19" A Remarque : Uniquement pour A20 Boîtier 3/4 x 19", 2 encoches TRM C Remarque : Uniquement pour B30

et C30 Boîtier 1/1 x 19", 2 encoches TRM E Remarque : Uniquement pour B30

et C30 Sélection pour la position N° 5.

Détails de montage en façade avec protection IP40 #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 modules decommunication avec connexionfibre (SLM, OEM, LDCM)

Kit pour montage encastré E Kit pour montage encastré + joint de fixation IP54 F Sélection pour la position N° 6.



116 ABB

Type de connexion des modules d'alimentation, d'entrée/sortie et de communication #7 Notes et règles

Bornes à compression K Alimentation auxiliaire 24-60 V c.c. A 90-250 V c.c. B Sélection pour la position N° 7.

Interface matérielle Homme-Machine #8 Notes et règles

Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier CEI B Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier ANSI C Sélection pour la position N° 8.

Système d'entrées analogiques #9 Notes et règles

Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B 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 Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B 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.



ABB 117

Module d'entrées/sorties binaires, cartes mA et de synchronisationd'horloge

#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. Par conséquent,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.Remarque : 1 BIM et 1 BOM inclus.


X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131 Remarque : Maxi. 3 positions dans

châssis 1/2 et 11 dans châssis 1/1avec 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 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., 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

BIM 16 entrées, 220-250 VDC, 120mA E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

E2

BIMp 16 entrées, RL24-30 V c.c., 30 mA, pour le comptaged'impulsions

F F F F F F F F F


G G G G G G G G G


H H H H H H H H H

BIM 16 entrées, RL220-250 V c.c., 30 mA pour le comptaged'impulsions

K K K K K K K K K

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 8 entrées, 10+2 relais de sorties, 220-250 V c.c., 110mA P2

P2

P2

P2

P2

P2

P2

P2

P2

IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 24-30 V c.c., 30 mA U U U U U U U U U IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 48-60 V c.c., 30 mA V V V V V V V V V IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 110-125 V c.c., 30 mA W W W W W W W W W IOM avec 8 entrées MOV, 10+2 sorties, 220-250 V c.c., 30 mA 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 Remarque : Pas de MIM dans

A20, Maximum 1 carte MIM dansboîtier 1/2.

Module de sorties statiques SOM, 12 sorties, 48-60 V c.c. T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Remarque : Le SOM ne doit pasêtre placé dans la position la plusproche de NUM ; encoche P5 pourboîtier 1/2, encoche P10 pourboîtier 3/4 avec 1 TRM, encocheP7 pour boîtier 3/4 avec 2 TRM,encoche P16 pour boîtier 1/1 avec1 TRM, encoche P13 pour boîtier1/1 avec 2 TRM

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.



118 ABB

Modules de communication d’extrémité éloignée, de communication série DNP etde synchronisation d'horloge

#11 Notes et règles


X312

X313

X302

X303

X322

X323

Encoches disponibles dans le boîtier 1/2 avec 1 TRM Remarque : Maxi 1 LDCM dansboîtier 1/2

Encoches disponibles dans boîtier 1/1 avec 2 TRM Remarque : Maxi 2 LDCM dansboîtier 1/1

Carte de communication d’extrémité éloignée 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) peuventêtre sélectionnésRègle : Toujours placer lesmodules LDCM sur la même carteafin de supporter unecommunication redondante ; dansP30:2 et P30:3, dans P31:2 etP31:3, ou dans P32:2 et P32:3

LDCM optique moyenne portée, 1310 nm B B B B B B

Module de synchronisation d'horloge IRIG-B F F F F F F Module galvanique de communication RS485 G G G G G G Module de synchronisation de l'horloge GPS S S S S Sélection pour la position N° 11.

Unité de communication série pour communication interne du poste #12 Notes et règles


X301

X311

Pas de carte de communication incluse X X Module de communication série et LON (plastique) A Module de communication série (plastique) et LON (verre) B Module de communication série et LON (verre) C Module Ethernet optique, 1 canaux (verre) D Module Ethernet optique, 2 canaux (verre) E Sélection pour la position N° 12.



ABB 119

23. Passer des commandes pour les accessoires

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 éloignée)

Convertisseur externe d'interface du C37.94 au G703 Quantité : 1 2 1MRK 002 245-AA

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

Bloc interrupteur d'essaiLe système d'essai COMBITEST prévu pour être utilisé avec lesproduits IED 670 est décrit dans les documentations 1MRK 512001-BEN et 1MRK 001024-CA. Reportez-vous au site Web :www.abb.com/substationautomation pour obtenir desinformations détaillées.

Nos produits ont des applications si flexibles et les possibilitésd'applications sont si vastes que le choix des modules d'essaidépend de chaque application spécifique.

Sélectionner le module d'essai en fonction des configurationsde contacts disponibles, illustrés dans la documentation deréférence.

Les variantes suivantes sont néanmoins proposées :

Transformateur à deux enroulements avec neutre interne surcircuits de courant. Deux modules peuvent être utilisés dans lesapplications à transformateurs à trois enroulements pour desconfigurations à disjoncteur unique ou à plusieurs disjoncteurs(numéro de commande RK926 315-BD)

Transformateur à deux enroulements avec neutre externe surcircuits de courant. Deux modules peuvent être utilisés dans lesapplications à transformateurs à trois enroulements pour desconfigurations à disjoncteur unique ou à plusieurs disjoncteurs(numéro de commande RK926 315-BH)

Transformateur à trois enroulements avec neutre interne surcircuits de courant (numéro de commande RK926 315-BX).

Le contact 29-30 normalement ouvert "en mode essai" sur lesmodules d'essai RTXP doit être raccordé à l'entrée du blocfonction d'essai pour permettre l'activation individuelle desfonctions pendant l'essai.

Les modules d'essai de type RTXP 24 sont commandésséparément. Se reporter à la section Documents associés pourles références des documents correspondants.

Le boîtier RHGS 6 ou RHGS 12 avec RTXP 24 monté etinterrupteur marche/arrêt pour l'alimentation C.C. sontcommandés séparément. Se reporter à la section Documentsassociés pour les références des documents correspondants.

Panneau de protection

Panneau de protection arrière pour RHGS6, 6U, 1/4 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AE

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

Panneau arrière de protection pour boîtier, 6U, 3/4 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AB

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



120 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Unité de résistance externe

Unité de résistance à haute impédance 1 phase avec résistance et varistance pour tensionde fonctionnement de 20-100 V

Quantité :

1 2 3 RK 795 101-MA

Unité de résistance à haute impédance 3 phases avec résistance et varistance pour tensionde fonctionnement de 20-100 V

Quantité : RK 795 101-MB

Unité de résistance à haute impédance 1 phase avec résistance et varistance pour tensionde fonctionnement de 100-400 V

Quantité :

1 2 3 RK 795 101-CB

Unité de résistance à haute impédance 3 phases avec résistance et varistance pour tensionde fonctionnement de 100-400 V

Quantité : RK 795 101-DC



ABB 121


Règle : Si l'équipement d'injection est commandé, la fonction ROTIPHIZ ou STTIPHIZprotection sensible contre lesdéfauts de terre du rotor, basée sur l'injection (option B31), ou protection à 100 % contre les défauts de terre dustator, basée sur l'injection (option B32), est requise dans le DEI.

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'injectionRemarque : Seul un des modules RIM/SIM doit être sélectionné si REX060 est indiqué.

Règle : Un module d'injection du stator (SIM) est requis si la fonction de protection à 100 %contre les défauts de terre du stator, basée sur l'injection (option B32)(STTIPHIZ), 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)(ROTIPHIZ), estsélectionnée / active dans le REG670

Module d'injection du rotor (RIM) 1MRK 002 544-BA

Module d'alimentation auxiliaire

Règle : Un module d'alimentation doit être précisé

Module d'alimentation auxiliaire (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 module d'injectiondu rotor (RIM) dans l'unité REX060 et la sélection/l'activation de la fonction de protection sensiblecontre les défauts de terre du rotor, basée sur l'injection (option B31)(ROTIPHIZ), dans leREG670.

Unité de condensateur de couplage, REX061 Quantité : 1MRK 002 550-AA

Règle : L'unité REX062 nécessite une unité REX060, ainsi que la sélection du module d'injectiondu stator (SIM) dans l'unité REX060 et la sélection/l'activation de la fonction de protection à 100 %contre les défauts de terre du stator, basée sur l'injection (option B32)(STTIPHIZ), dans leREG670.

Unité de résistance shunt, REX062 Quantité : 1MRK 002 555-AA

Combiflex



122 ABB

Commutateur à clé pour réglages

Commutateur à clé pour verrouillage des réglages au moyen de l'IHM à cristaux liquides Quantité : 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 pour montage juxtaposé Quantité : 1MRK 002 420-Z

Unité d'injection pour protection contre les défauts de terre du rotor (RXTTE 4)Remarque : Une embase RX4 COMBIFLEX, des douilles COMBIFLEX de 10A et des accessoires demontage COMBIFLEX adaptés sont nécessaires pour un bon fonctionnement.

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 du DEI, contenant la documentation utilisateur (manuel del'utilisateur, manuel technique, manuel d'installation, manuel et de mise en service, manuel d'application etguide de démarrage), les packages de connectivité et un modèle d'étiquette pour LED, est fourni avecchaque DEI.

Règle : Préciser le nombre de CD de raccordement du DEI supplémentaires requis. Quantité : 1MRK 002 290-AD



ABB 123

Documentation utilisateur

Règle : Préciser le nombre de manuels imprimés requis

Manuel d'application CEI Quantité : 1MRK 502 051-UEN

ANSI Quantité : 1MRK 502 051-UUS

Manuel technique CEI Quantité : 1MRK 502 052-UEN


Manuel de mise en service CEI Quantité : 1MRK 502 053-UEN


Manuel de protocole de communication, CEI 61850 Edition 1, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 302-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 61850 Edition 2, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 303-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 60870-5-103, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 304-UEN

Manuel de protocole de communication, LON, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 305-UEN

Manuel de protocole de communication, SPA, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 306-UEN

Manuel de protocole decommunication, DNP, série 670


Manuel des entrées/sorties, DNP, série 670 ANSI Quantité 1MRK 511 307-UUS

Manuel de l'utilisateur, série 670 CEI Quantité : 1MRK 500 118-UEN


Manuel d'installation, série 670 CEI Quantité : 1MRK 514 019-UFR




124 ABB

Manuel d'ingénierie, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 308-UEN


Recommandations de cyber-sécurité CEI Quantité : 1MRK 511 309-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 associés

Documents associés au REG670 ID document

Manuel d'application 1MRK 502 051-UEN

Manuel de mise en service 1MRK 502 053-UEN

Guide de l'acheteur 1MRK 502 054-BFR

Manuel technique 1MRK 502 052-UEN

Certificat d'essai de type 1MRK 502 054-TEN

Bon de commande, REG670personnalisé

1MRK 502 056-BEN

Bon de commande, REG670 pré-configuré

1MRK 502 057-BEN

Manuels série 670 ID document

Manuel de l'utilisateur 1MRK 500 118-UEN

Manuel d'ingénierie 1MRK 511 308-UEN

Manuel d'installation 1MRK 514 019-UFR

Manuel de protocole decommunication, DNP3

1MRK 511 301-UUS

Manuel de protocole decommunication, CEI 60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Manuel de protocole decommunication, CEI 61850Edition 1

1MRK 511 302-UEN

Manuel de protocole decommunication, CEI 61850Edition 2

1MRK 511 303-UEN

Manuel de protocole decommunication, LON

1MRK 511 305-UEN

Manuel de protocole decommunication, SPA

1MRK 511 306-UEN

Manuel des entrées/sorties, DNP3 1MRK 511 307-UUS

Guide des accessoires 1MRK 514 012-BEN

Recommandations dedéploiement de cyber-sécurité

1MRK 511 309-UEN

Accessoires de connexion etd'installation

1MRK 513 003-BEN

Appareillage de test, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN



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