Protection d'alternateur REG670 2.1 CEI Guide de l'acheteur · a»xi–iair' qransformateur z pOpYDWHXUG¶XQLWp q r a n s fo r m a te u r a u x il ia ir e q r a n s fo r m a te u

Relion® série 670

Protection d'alternateur REG670 2.1 CEIGuide de l'acheteur

Sommaire

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

2. Fonctions disponibles.....................................................7

3. Protection différentielle................................................. 17

4. Protection d'impédance............................................... 19

5. Protection de courant...................................................22

6. Protection de tension................................................... 25

7. Protection de fréquence............................................... 27

8. Protection multifonction................................................27

9. Surveillance du système secondaire (BT)...................... 28

10. Contrôle-commande................................................... 29

11. Logique.......................................................................31

12. Surveillance.................................................................33

13. Mesures...................................................................... 35

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

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

16. Communication interne du poste ................................36

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

18. Description du matériel................................................37

19. Schémas de raccordement......................................... 41

20. Données techniques....................................................42

21. Code pour passer des commandes pour DEIpersonnalisé..............................................................117

22. Code pour passer des commandes pour DEI pré-configuré................................................................... 127

23. Passer des commandes pour les accessoires........... 132

Renonciation de responsabilité

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1MRK 502 068-BFR CProtection d'alternateur REG670 2.1 CEI Version du produit: 2.1

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 bienceux à 95 % que ceux 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.

Le forçage des entrées et sorties binaires est une façonpratique de tester le câblage dans les postes et la logique deconfiguration dans les DEI. Ceci signifie que toutes les entréeset sorties binaires des modules d'E/S de DEI (BOM, BIM, IOM &SOM) peuvent être forcées sur des valeurs arbitraires.

La gestion centrale des comptes est une infrastructured'authentification qui offre une solution sécurisée pourl'application du contrôle d'accès aux DEI et autres systèmesd'un poste. Cette infrastructure inclut la gestion des comptes,rôles et certificats d'utilisateur ainsi que leur distribution, cetteprocédure étant complètement transparente pour l'utilisateur.

La désignation souple de produit permet au client d'utiliser unmodèle fournisseur 61850 indépendant du DEI. Ce modèleclient sera utilisé dans toutes les communications CEI 61850mais tous les autres aspects du DEI resteront inchangés (parexemple, les noms sur l'IHM locale et les noms dans les outils).Ceci offre une grande souplesse pour adapter le DEI ausystème client et une solution standard.

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 six unitésde fusion (MU), en fonction des autres fonctionnalités inclusesdans le DEI.

1MRK 502 068-BFR CProtection d'alternateur REG670 2.1 CEI Version du produit: 2.1 Publié: septembre 2016

Révision: C

ABB 3

Description de la configuration A20

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<

GS PTTR

49 S 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

+

RXTTE

4

REG670 A20 – Protection différentielle d'alternateur + protection de secours 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 U

GEN_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 Contrôle

S SIMG

63

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Contrôle

S CILO

3 Contrôle

S CSWI

3 Contrôle

S SCBR

Contrôle

S XSWI

3 Contrôle

S XCBR

3 Contrôle

ZMH PDIS

21 Z<

TR PTTR

49 θ>

ZDM RDIR

21D Z<_>

0163_=IEC11000068=5=fr=Original.vsd

IEC11000068 V5 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".


4 ABB

Description de la configuration B30

Barre

auxiliaire

YTransformateur

élévateur d’unité

Tra

nsfo

rma

teu

r a

uxili

aire

Tra

nsfo

rma

teu

r d'e

xcita

tio

n

CC RBRF

50BF 3I>BF

EF4 PTOC

51N_67N 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<

GS PTTR

49S θ>

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 d'alternateur +

protection de secours 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_67 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 MMXU

MET I

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

NS2 PTOC

46 I2>

C MSQI

MET Isqi

0165_=IEC11000071=5=fr=Original.vsd

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 Contrôle

S SIMG

63

S SIML

71

GR PTTR

49R θ>

TCM YLTC

84 ↑↓

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

Q CRSV

3 Contrôle

S CILO

3 Contrôle

S CSWI

3 Contrôle

S XSWI

3 Contrôle

S XCBR

3 Contrôle

ZMH PDIS

21 Z<

TR PTTR

49 θ>

ZDM RDIR

21D Z<_>

S SCBR

Contrôle


IEC11000071 V5 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 5

Description de la configuration C30

Barre

auxiliaire

YTransformateur

élévateur d’unité

Tra

nsfo

rma

teu

r a

uxili

aire

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<

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

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

+RXTTE

4

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_67N

EF4 PTOC

4(IN>)

STEF PHIZ

59THD U3d/N

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

SMP PTRC

94 1→0

HV_QA

1

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

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

T3W PDIF

87T 3Id/I>

FUF SPVC

U>/I<

REF PDIF

87N IdN/I

C MSQI

MET Isqi

C MMXU

MET I

GR PTTR

49S θ>

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<>


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 Contrôle

Q CRSV

3 Contrôle

S CILO

3 Contrôle

S CSWI

3 Contrôle

S SCBR

Contrôle

S XSWI

3 Contrôle

S XCBR

3 Contrôle

VD SPVC

60 Ud>

FTA QFVR

81A f<>

VR PVOC

51V 2(I>/U<)

ZMH PDIS

21 Z<

ZDM RDIR

21D Z<_>

0167_=IEC11000072=

5=fr=Original.vsdIEC11000072 V5 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.


6 ABB

2. Fonctions disponibles

Fonctions de protection principales

Tableau 1. Exemple de grandeurs

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

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Alternateur

REG670(personnalisé)

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 caractéristiquemho

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


ABB 7

Fonctions de protection de secours



RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Protection de courant

PHPIOC 50 Protection instantanée à maximum de courant dephase

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 courantinverse à 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 constantesde temps

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 accidentellepour alternateur 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 dustator, basée sur troisième harmonique

0-1 1-D21 1 1

Protection de fréquence


8 ABB



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


ABB 9

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’appareillages de coupure pour 6 cellulesmaximum, max 30 appareillages (6 disjoncteurs), y comprisinterverrouillage

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

QCBAY Contrôle-commande d’appareillages de coupure 1+5/APC30 1+5/APC30

1+5/APC3

0

1+5/APC30

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

1+5/APC3

0

1+5/APC30

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

1+5/APC3

0

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 de sélection miniature 20 20 20 20

DPGAPC Fonction de communication générique 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

I103POSCMDV Commandes directes de DEI avec position pour CEI 60870-5-103 10 10 10 10

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

I103USRCMD Fonction commandes définies par l'utilisateur pour CEI60870-5-103

1 1 1 1

Surveillance dusystèmesecondaire

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

FUFSPVC Supervision fusion fusible 0-3 2 3 3

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

Logique


10 ABB


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

SMPPTRC 94 Logique de déclenchement 12 12 12 12

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

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

Blocs logiques configurables de base (voir Tableau 2) 40-280 40-280 40-280

40-280

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

Blocs logiques configurables Q/T (voir Tableau 3) 0-1

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

Ensemble de logique d'extension (voir Tableau 4) 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 du nombre entier en jeu de 16 signaux binaires avecreprésentation de nœud logique

16 16 16 16

TIGAPC Délai de temporisateur avec intégration du signal d'entrée 30 30 30 30

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

12 12 12 12

INTCOMP Comparateur pour entrées Nombre entier 12 12 12 12

REALCOMP Comparateur pour entrées Nombre réel 12 12 12 12

Surveillance

CVMMXN,VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU

Mesures 6 6 6 6


ABB 11


REG670

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

CMMXU Mesures 10 10 10 10

AISVBAS Bloc fonctionnel pour présentation des valeurs de service desentrées analogiques secondaires

1 1 1 1

EVENT Fonction d'événement 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR-A4RADR,B1RBDR-B8RBDR

Rapport de perturbographie 1 1 1 1

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

SP16GAPC Fonction de communication générique pour indication point unique,16 entrées

16 16 16 16

MVGAPC Fonction de communication générique 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 0-12 6-M15 12-M12

12-M12

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 de défaut de terre pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1

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

I103IED État 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

TEILGAPC Compteur heures de fonctionnement 9 9 9 9

Mesures

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


12 ABB

Tableau 2. Nombre total d'instances pour les blocs logiques configurables de base

Bloc logique configurable de base Nombre total d'instances

AND 280

GATE 40

INV 420

LLD 40

OR 280

PULSETIMER 40

RSMEMORY 40

SRMEMORY 40

TIMERSET 60

XOR 40

Tableau 3. Nombre total d'instances pour les blocs logiques configurables Q/T

Blocs logiques configurables - Q/T Nombre total d'instances

ANDQT 120

INDCOMBSPQT 20

INDEXTSPQT 20

INVALIDQT 22

INVERTERQT 120

ORQT 120

PULSETIMERQT 40

RSMEMORYQT 40

SRMEMORYQT 40

TIMERSETQT 40

XORQT 40

Tableau 4. Nombre total d'instances pour l'ensemble logique étendu

Bloc logique configurable étendu Nombre total d'instances

AND 180

GATE 49

INV 180

LLD 49

OR 180

PULSETIMER 59

SLGAPC 74

SRMEMORY 110

TIMERSET 49

VSGAPC 130

XOR 49


ABB 13

Communication



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 de réseau via LON 1 1 1 1

PROTOCOL Sélection du 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 général TCP 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 Enregistrement des incidents DNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP et 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

FRONT, LANABI,LANAB, LANCDI,LANCD

Configuration Ethernet des liaisons 1 1 1 1

GATEWAY Configuration Ethernet liaison 1 1 1 1 1


14 ABB



RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

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 du DEI 1 1 1 1

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

1 1 1 1

FSTACCSFSTACCSNA

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

Communication de bus de processus CEI 61850-9-2 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

1) Uniquement incluse pour les produits 9-2LE


ABB 15

Fonctions de base du DEI

Tableau 5. Fonctions de base du DEI

CEI 61850 ou nom de lafonction

Description

INTERRSIGSELFSUPEVLST Autosurveillance avec liste d'événements internes

TIMESYNCHGEN Module de synchronisation d'horloge

BININPUT, SYNCHCAN,SYNCHGPS,SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS, SNTP,SYNCHSPA

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 - SMAI12 Matrice des signaux pour les entrées analogiques

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

MSTSER DNP3.0 pour protocole de communication série

PRODINF Informations produit

RUNTIME Comp. exécution DEI


16 ABB

Tableau 5. Fonctions de base du DEI, suite


Description

CAMCONFIG Gestion centrale des comptes - configuration

CAMSTATUS Gestion centrale des comptes - état

TOOLINF Composant Informations outils

SAFEFILECOPY Fonction Copie sécurisée de fichiers

Tableau 6. Fonctions de l'IHM locale


ANSI Description

LHMICTRL Signaux de l'IHM locale

LANGUAGE Langue homme-machine locale

SCREEN IHM locale, comportement de l'écran homme-machine local

FNKEYTY1–FNKEYTY5FNKEYMD1–FNKEYMD5

Fonction de réglage des paramètres pour l'IHM dans PCM600

LEDGEN Partie d'indication LED générale pour IHML

OPENCLOSE_LED IHML, LED des touches d'ouverture et de fermeture

GRP1_LED1–GRP1_LED15GRP2_LED1–GRP2_LED15GRP3_LED1–GRP3_LED15

Base du module indication LED CP HW

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. Le

courant 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.


ABB 17

Protection différentielle de transformateur T2WPDIF/T3WPDIFLa protection différentielle de transformateur est fournie avecrattrapage interne de rapport de TC, compensation dedéphasage et élimination de courant homopolaire réglable.

La fonction peut être fournie avec un maximum de six jeuxtriphasés d'entrées de courant si suffisamment de matériel estdisponible. Toutes les entrées de courant sont munies decaractéristiques à retenue (pourcentage), qui rendent le DEIutilisable pour des transformateurs à deux ou troisenroulements dans des configurations de poste à multi-disjoncteur.

Applications pour deux enroulements

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 EN

transformateur depuissance à deuxenroulements

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 EN

transformateur depuissance à deuxenroulements avecenroulement tertiaireen triangle nonconnecté

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 EN

transformateur depuissance à deuxenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux ensembles TCsur un côté

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 EN

transformateur depuissance à deuxenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux ensembles TCdes deux côtés

Applications pour trois enroulements

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 EN

transformateur depuissance à troisenroulements avec lestrois enroulementsconnectés

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 EN

transformateur depuissance à troisenroulements avecdeux disjoncteurs etdeux ensembles TCsur un côté

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 EN

Auto-transformateuravec deuxdisjoncteurs et deuxensembles TC surdeux des trois côtés

Figure 4. Configuration de groupe TC pour laprotection différentielle


18 ABB

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 shunts, 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

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) avecun maximum de quatre zones pour la détection de secours desdéfauts de court-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 zones disposent de mesures et de réglages totalementindépendants, qui permettent une grande souplesse pour tousles 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).


ABB 19

Protection de distance très rapide, caractéristiquequadrilatérale et mho ZMFPDISLa protection de distance très rapide (ZMFPDIS) offre un tempsde fonctionnement inférieur à une période, jusqu'à mi-période.Son principe de protection multichaîne non commutée (full-scheme) avec six zones est entièrement adapté auxapplications avec réenclenchement automatique monophasé.

Chaque zone de mesure peut fonctionner en modecaractéristique quadrilatérale ou mho. Une décision distinctepeut même être prise pour les boucles phase-terre ou entrephases. Les six zones peuvent fonctionner indépendammentl'une de l'autre ou leur démarrage peut être lié (par zone) via lesélecteur de phase ou la première zone de démarrage. Il estainsi possible d'obtenir des temps de fonctionnement trèsrapides pour les défauts évolutifs.

Le fonctionnement de la sélection de phase reposeprincipalement sur un critère de variation de courant (c'est-à-dire grandeurs delta), mais il existe également un critère desélection de phase fonctionnant en parallèle sur la baseexclusive des phaseurs de tension et de courant. En outre,l'élément directionnel offre une décision directionnelle rapide etcorrecte dans des conditions de fonctionnement difficiles,notamment les défauts triphasés proches, les défautssimultanés et les défauts avec une alimentation homopolaireuniquement. Lors de défauts phase-terre sur les lignesfortement chargées, un algorithme de compensation de chargeadaptatif empêche l'extension de portée des zones de distanceà l'extrémité d'exportation de charge, améliorant ainsi lasélectivité de la fonction. Il diminue également la portée réduiteà l'extrémité d'importation.

Zones de distance quadrilatérale avec distance très rapidepour réseaux à compensation série ZMFCPDISLa protection de distance très rapide (ZMFCPDIS) offre untemps de fonctionnement inférieur à une période, jusqu'à mi-période. Son principe de protection multichaîne non commutée(full-scheme) avec six zones est entièrement adapté auxapplications avec réenclenchement automatique monophasé.

La protection de distance très 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 gérer l'inversion de tension.

Chaque zone de mesure peut fonctionner en modecaractéristique quadrilatérale ou mho. Une décision distinctepeut même être prise pour les boucles phase-terre ou entrephases. Les six zones peuvent fonctionner indépendammentl'une de l'autre ou leur démarrage peut être lié (par zone) via lesélecteur de phase ou la première zone de démarrage. Il estainsi possible d'obtenir des temps de fonctionnement trèsrapides pour les défauts évolutifs.

Le fonctionnement de la sélection de phase reposeprincipalement sur un critère de variation de courant (c'est-à-dire grandeurs delta), mais il existe également un critère desélection de phase fonctionnant en parallèle sur la baseexclusive des phaseurs de tension et de courant. En outre,l'élément directionnel offre une décision directionnelle rapide etcorrecte dans des conditions de fonctionnement difficiles,notamment les défauts triphasés proches, les défautssimultanés et les défauts avec une alimentation homopolaireuniquement.

Lors de défauts phase-terre sur les lignes fortement chargées,un algorithme de compensation de charge adaptatif empêchel'extension de portée des zones de distance à l'extrémitéd'exportation de charge, améliorant ainsi la sélectivité de lafonction. Il diminue également la portée réduite à l'extrémitéd'importation.

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.


20 ABB

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,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. La

fonction 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 de


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l'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.

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, l’alternateur-transformateur et le réseau. Les trois zones disposent deréglages 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.

Un blocage par harmonique 2 peut être défini pour la fonction etpeut être 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 impédance 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 caractéristique 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.


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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 decommunication 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 avec une mise à la terre parhaute impédance, le courant de défaut de terre est beaucoupplus faible que les courants de court-circuit. Par ailleurs,l'amplitude du courant de défaut est pratiquementindépendante de la position de celui-ci sur le réseau. Laprotection peut être sélectionnée pour utiliser soit le courantrésiduel, soit la composante de puissance résiduelle3U0·3I0·cos j, pour la grandeur de fonctionnement avecmaintien 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 positions descontacts ou 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 des contacts peut être utilisé lorsquele courant de défaut circulant dans le disjoncteur est 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 de son propredisjoncteur 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 :


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• 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.

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 de

temporisation qui correspond à la caractéristique

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

dans la norme IEEE C50.13.

où :

I2 est un courant inverse exprimé en 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 logique


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d'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 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. 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 coefficient de retombéeélevé pour permettre un retour de la tension aux conditionsnormales de service 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 caractéristique 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.


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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 decontraintes thermiques et mécaniques sur l’alternateur quedans le cas d'un court-circuit, qui se produit entre desconducteurs de deux phases. Quoi qu'il en soit, les défauts 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 % del'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


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7. Protection de fréquence

Protection à minimum de fréquence SAPTUFUn minimum de fréquence se produit en cas d'absence deproduction 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.

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 électrique estnécessaire.

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 délestage

de 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 par 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 multifonction

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 rendus


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directionnels 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 égalementêtre 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 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 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'endommagera

pas 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 (BT)

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.

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.


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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. Cesfonctionnements 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 déclenchement est donnée après évaluationdes conditions d'autres fonctions, telles que l'interverrouillage,le contrôle de synchronisme, la sélection d'emplacementd'opérateur et les blocages externes ou internes.

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

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

position• 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.


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

InterverrouillageLa fonctionnalité d'interverrouillage bloque la possibilitéd'actionner les dispositifs d'appareillage primaire, par exemplelorsqu'un sectionneur est en charge afin d'empêcher les dégâtsmatériels et / ou corporels accidentels.

Chaque fonction de contrôle-commande d'appareillages decoupure dispose de modules d'interverrouillage intégrés pourles diverses configurations de poste ; chaque fonction gèrel'interverrouillage d'une cellule. La fonction d'interverrouillageest distribuée à chaque DEI et n'est dépendante d'aucunefonction centrale. Pour l'interverrouillage au sein du poste, lesDEI communiquent via le bus inter-cellule (CEI 61850-8-1) ouen utilisant les entrées / sorties binaires câblées. Les conditionsd'interverrouillage dépendent de la configuration du posteprimaire et de l'état de position de l'appareillage à chaqueinstant donné.

Pour une mise en œuvre facile et sûre de la fonctiond'interverrouillage, le DEI est livré avec des modules logicielsd'interverrouillage normalisés ayant subi des tests contenantune logique pour les conditions d'interverrouillage. Afin deremplir les exigences spécifiques du client, les conditionsd'interverrouillage peuvent être adaptées en ajoutant unelogique configurable à l'aide d'un outil de configurationgraphique.

Contrôle-commande d'appareillages de coupure SCSWILe contrôle-commande d’appareillages de coupure (SCSWI)initialise et supervise toutes les fonctions afin de sélectionner etde commander correctement les appareillages primaires. Lecontrôle-commande d’appareillages de coupure peutfonctionner sur un appareil triphasé ou trois appareilsmonophasés 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.

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 les

cartes 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 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.


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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.

11. Logique

Logique de déclenchement SMPPTRCUn bloc fonctionnel de déclenchement de protection esttoujours fourni comme base pour chaque disjoncteur impliquédans le déclenchement. Il fournit une prolongation réglable del'impulsion qui assure une impulsion de déclenchement assezlongue, ainsi que toutes les fonctionnalités nécessaires pour la

coopération correcte avec les fonctions de réenclenchementautomatique.

Le bloc fonctionnel de déclenchement inclut également unefonctionnalité réglable d'accrochage pour les défauts évolutifset le verrouillage mécanique du disjoncteur ouvert.

Logique pour matrice de déclenchement TMAGAPCLa fonction Logique pour matrice de déclenchementTMAGAPC permet d'acheminer les signaux de déclenchementet les autres signaux de sortie logiques vers les différentscontacts de sortie du DEI.

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'alarme de groupe ALMCALHLa fonction Logique d'alarme de groupe ALMCALH est utiliséepour acheminer plusieurs signaux d'alarme vers une indicationcommune, une LED et/ou un contact du DEI.

Fonction Logique pour avertissement de groupe WRNCALHLa fonction Logique pour avertissement de groupe WRNCALHest utilisée pour acheminer plusieurs signaux d'avertissementvers une indication commune, une LED et/ou un contact duDEI.

Fonction Logique d'indication de groupe INDCALHLa fonction Logique d'indication de groupe INDCALH estutilisée pour acheminer plusieurs signaux d'indication vers uneindication commune, une LED et/ou un contact du DEI.

Blocs logiques configurables de baseLes blocs logiques configurables de base ne propagent pasl'horodatage et la qualité des signaux (ils n'ont pas de suffixeQT à la fin de leur nom de fonction). Un certain nombre de blocslogiques et de temporisateurs de base sont toujoursdisponibles à l'utilisateur pour adapter la configuration enfonction des besoins spécifiques de l'application. La liste ci-dessous récapitule les blocs fonctionnels et leurs fonctions.

Ces blocs logiques sont également disponibles dans unensemble de logique d'extension avec le même nombred'instances.

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

• Le bloc fonctionnel GATE est utilisé pour déterminer si unsignal est autorisé ou non à passer de l'entrée à la sortie.

• Le bloc fonctionnel INVERTER inverse un signal d'entrée ensortie.

• Bloc fonctionnel LLD. Temporisation de boucle utilisée pourretarder le signal de sortie d'un cycle d'exécution.


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• Bloc fonctionnel OR. Chaque bloc dispose d'un maximum desix entrées et de deux sorties, dont une inversée.

• Le bloc fonctionnel PULSETIMER peut être utilisé, parexemple, pour des extensions d'impulsion ou pour limiter lefonctionnement des sorties, durée d'impulsion réglable.

• RSMEMORY est un bloc fonctionnel à bascule qui permet deréinitialiser ou d'initialiser une sortie à partir de deux entrées,respectivement. Chaque bloc dispose de deux sorties, dontune inversée. Après une coupure de courant, le réglage de lamémoire vérifie si la sortie est réinitialisée ou retrouve sonétat d'avant la coupure de courant. L'entrée RESET estprioritaire.

• SRMEMORY est un bloc fonctionnel à bascule qui permetd'initialiser ou de réinitialiser une sortie à partir de deuxentrées, respectivement. Chaque bloc dispose de deuxsorties, dont une inversée. Après une coupure de courant, leréglage de la mémoire vérifie si la sortie est réinitialisée ouretrouve son état d'avant la coupure de courant. L'entréeSET est prioritaire.

• La fonctionnalité TIMERSET dispose de sorties de démarrageet d'arrêt temporisées liées au signal d'entrée. Letemporisateur dispose d'une temporisation réglable.

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

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 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.

Un bloc fonctionnel FXDSIGN est inclus dans tous les DEI.

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

Conversion de valeur booléenne 16 bits en nombre entier avecreprésentation de nœud logique BTIGAPCLa fonction de conversion binaire 16 bits en nombre entier avecreprésentation de nœud logique BTIGAPC 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 éloignées 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.

Comparateur pour entrées Nombre entier INTCOMPCette fonction permet de surveiller le niveau des valeursentières dans le système les unes par rapport aux autres ou parrapport à une valeur fixe. Il s'agit d'une fonction arithmétique debase qui peut être utilisée pour la surveillance, la supervision,l'interverrouillage et d'autres logiques.

Comparateur pour entrées Nombre réel REALCOMPCette fonction permet de surveiller le niveau des signaux devaleurs réelles dans le système les unes par rapport aux autresou par rapport à une valeur fixe. Il s'agit d'une fonctionarithmétique de base qui peut être utilisée pour la surveillance,la supervision, l'interverrouillage et d'autres logiques.

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 valeurs analogiques mesurées à partir des unités decombinaison

• 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, la

température 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 perturbographie.

La fonction Rapport de perturbographie DRPRDRE, toujoursincluse dans le DEI, acquiert les données échantillonnées detous les signaux binaires et signaux d'entrée analogiquessélectionnés connectés au bloc fonctionnel, avec un maximumde 40 signaux 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 Rapport de pertubographie se caractérise par unegrande 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 avant défaut jusqu'à la fin dutemps après défaut, seront inclus dans 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.


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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).

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 de défaut DRPRDRELa fonction d'enregistrement de défaut fournit des informationsrapides, complètes et fiables sur les perturbations du systèmeélectrique. Elle facilite la compréhension du comportement dusystème et des équipements primaires et BT associés pendantet après une perturbation. Les informations enregistrées sontutilisées à différentes fins à court terme (par exemple, desmesures correctives) et à long terme (par exemple, desanalyses fonctionnelles).

La perturbographie acquiert les données échantillonnéesprovenant de tous les signaux binaires et analogiquessélectionnés, connectés à la fonction perturbographie(maximum 40 signaux analogiques et 128 signaux binaires). Lessignaux binaires sont les mêmes que ceux disponibles avec lafonction 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 100 perturbationsmaximum sont enregistrées dans le DEI et l'IHM locale estutilisée 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.


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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.

Fonction de surveillance du milieu gazeux SSIMGLa fonction de surveillance du milieu gazeux SSIMG permet desurveiller l'état du disjoncteur. Les informations binaires baséessur la pression du gaz dans le disjoncteur sont utilisées commedes signaux d'entrée vers la fonction. En outre, la fonctiongénère des alarmes basées sur les informations reçues.

Fonction de surveillance du milieu liquide SSIMLLa fonction de surveillance du milieu liquide SSIML permet desurveiller l'état du disjoncteur. Les informations binaires baséessur le niveau de l'huile du disjoncteur sont utilisées comme dessignaux d'entrée vers la fonction. En outre, la fonction génèredes alarmes basées sur les informations reçues.

Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBRLa fonction de surveillance de l'état du disjoncteur SSCBRpermet de surveiller différents paramètres du disjoncteur. Ledisjoncteur nécessite une maintenance lorsque le nombre demanœuvres atteint une valeur prédéfinie. Pour un bonfonctionnement du disjoncteur, il est essentiel de surveiller sesmanœuvres, l'indication de l’état d’armement du ressort,l'usure de contact, le temps de mouvement du contact, lenombre de cycles de manœuvres, et d'estimer l'énergieaccumulée pendant les périodes d'arc.

Compteur d'événements avec supervision des limitesL4UFCNTLe compteur de limites 30 impulsions L4UFCNT fournit uncompteur réglable avec 4 limites indépendantes où le nombrede fronts positifs et/ou négatifs du signal d'entrée sontdécomptés par rapport aux valeurs de réglage des limites. Lasortie de chaque limite est activée lorsque le décompte atteintla limite.

L'indication du dépassement figure sur chaque compteur.

Compteur heures de fonctionnement (TEILGAPC)La fonction Compteur heures de fonctionnement (TEILGAPC)est une fonction qui accumule le temps écoulé lorsqu'un signalbinaire donné a été élevé.

Les principales fonctions de TEILGAPC sont :

• Applicable à une accumulation de très longue durée (≤99999.9 heures)

• Supervision des conditions de transgression des limites etdépassements

• Possibilité de définir un avertissement et une alarme avecune résolution de 0,1 heure

• Conservation de toute valeur d'accumulation enregistréeen cas de redémarrage

• Possibilités de blocage et de réinitialisation• Possibilité d'ajout manuel de temps accumulé• Rapport du temps accumulé

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 sortie


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

14. Interface homme-machine (IHM)

IHM locale

IEC13000239-2-en.vsd

IEC13000239 V2 FR

Figure 7. Interface homme-machine locale

L'IHML du DEI contient les éléments suivants :• Affichage graphique capable d'afficher un schéma unifilaire

défini par l'utilisateur et de fournir une interface pour lecontrôle de tableau.

• Boutons de navigation et cinq boutons de commande définispar l'utilisateur (raccourcis dans l'arborescence de l'IHM oucommandes simples).

• 15 LED tricolores définies par l'utilisateur.• Port de communication pour PCM600.

L'IHM locale est utilisée pour le réglage, le contrôle-commandeet supervision.

15. Fonctions de base du DEI

Synchronisation d'horlogeLa fonction Synchronisation d'horloge permet de sélectionnerune source commune de temps absolu pour la synchronisationdu DEI lorsque celui-ci fait partie d'un système de d'un systèmede protection. Ceci permet de comparer les événements et lesdonnées de perturbation entre tous les DEI d'un système decontrôle-commande de poste et entre postes.

16. Communication interne du poste

Protocoles de communicationChaque 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 disponibles sont :

• Protocole de communication CEI 61850-8-1• Protocole de communication CEI 61850-9-2LE• Protocole de communication LON• Protocole de communication SPA ou CEI 60870-5-103• Protocole de communication DNP3.0

Plusieurs protocoles peuvent être combinés dans le même 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 internes du poste CEI 61850-8-1. Lacommunication CEI 61850-8-1 est également possible via leport Ethernet électrique 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.

Protocole de communication CEI 61850-9-2LELa norme de communication CEI 61850-9-2LE par portEthernet optique simple est disponible pour le bus deprocessus. Le protocole CEI 61850-9-2LE permet auxtransformateurs de mesure non conventionnels (NCIT) à unitésde fusion (MU), ou aux unités de fusion autonomes, d'échangerdes informations avec le DEI et de simplifier l'ingénierie decontrôle-commande de poste.


36 ABB

Protocole de communication 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.

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 sont utilisés dans des systèmes de contrôle-commande de poste avec les protocoles de communicationLON, SPA ou CEI 60870-5-103, les blocs fonctionnels decommande multiple et d'événement sont utilisés commeinterface de communication pour la communication verticaleavec l'IHM et la passerelle du poste et comme interface pour lacommunication horizontale d'égal à égal (uniquement avecLON).

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3La communication redondante par bus interne du poste selonle protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 Édition 1 etCEI 62439-3 Édition 2 est disponible en option lors de lacommande de DEI. La communication redondante par businterne du poste selon le protocole CEI 62439-3 utilise à la foisles 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'autres

produits. Un DEI peut communiquer avec un maximum de 4 DEIdistants.

Transfert de signaux binaires à distance, 192 signauxSi le canal de communication est utilisé pour le transfert designaux binaires uniquement, 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 de l'appareil de coupure principalou des signaux d'interdéclenchement au DEI distant. Un DEIpeut communiquer avec un maximum de 4 DEI éloignés.

Module de communication des données courte et moyenneportée LDCMLe module de communication des données (LDCM) est utilisépour la communication entre les DEI situés à des distances <60km/37 miles ou entre le DEI et un convertisseur optique-électrique avec interface G.703 ou G.703E1 situé à unedistance < 3 km/1,9 miles. Le module LDCM échange desdonnées avec un autre module LDCM. Le format standardIEEE/ANSI C37.94 est utilisé.

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.

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.


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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 entréesbinaires à isolation optique permettent l'entrée desinformations binaires requises.

Module d'entrées mA MIMLe module d'entrées milli-ampère est utilisé comme interfacepour les signaux de transducteur dans la plage –20 à +20 mA,issus par exemple de la position des 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 est utilisé pour lacommunication rapide et sans interférence des données desynchrophaseur via les protocoles IEEE C37.118 et/ou IEEE1344. Il est également utilisé pour connecter un DEI aux bus decommunication (tels que le bus de poste) qui utilisent leprotocole CEI 61850-8-1 (ports A et B). Le module disposed'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 etesclaves 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.

L'entrée PPS (impulsions par seconde) doit être utilisée pour lasynchronisation lorsque le protocole CEI 61850-9-2LE estutilisé.

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.


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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"

IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN

Figure 10. Un DEI de taille 1/2 x 19” côte à côte avec RHGS6.


ABB 39

Dimension duboîtier (mm)/(pouces)

A B C D E F G H J K

6U, 1/2 x 19" 265,9/10,47

223,7/8,81

242,1/9,53

255,8/10,07

205,7/8,10

190,5/7,50

203,7/8,02

- 228,6/9,00

-

6U, 3/4 x 19" 265,9/10,47

336,0/13,23

242,1/9,53

255,8/10,07

318,0/12,52

190,5/7,50

316,0/12,4

- 228,6/9,00

-

6U, 1/1 x 19" 265,9/10,47

448,3/17,65

242,1/9,53

255,8/10,07

430,3/16,86

190,5/7,50

428,3/16,86

465,1/18,31

228,6/9,00

482,6/19,00

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

Solutions de montage• Kit de montage en rack 19"• Kit de montage encastré avec dimensions de découpe :

– boîtier de taille 1/2 (h) 254.3 mm/10.01” (l) 210.1 mm/8.27”

– boîtier de taille 1/1 (h) 254.3 mm/10.01” (l) 434.7 mm/17.11”

• Kit pour montage mural

Voir Commande pour obtenir des détails sur les solutions demontage 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 de 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 etle 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 pour

l'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.

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.


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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 2.11MRK002801-AF

Schémas de raccordement pour les produits configurés

Schéma de raccordement, REG670 2.1, A201MRK002803-KA

Schéma de raccordement, REG670 2.1, B301MRK002803-KB

Schéma de raccordement, REG670 2.1, C301MRK002803-KC

Schémas de raccordement pour les produits personnalisés

Schéma de raccordement, série 670 2.1 1MRK002802-AF

Schémas de raccordement pour équipement d'injection

Schéma de raccordement, unité d'injection REX0601MRK002501-BA

Schéma de raccordement, Protection d'alternateur REG670avec d'unité d'injection REX060 1MRK002504-BA

Schéma de raccordement, unité d'injection REX060 et unité decondensateur de couplage REX061 1MRK002504-CA

Schéma de raccordement, unité d'injection REX060 et unité derésistance shunt en option REX062 1MRK002504-DA

Schéma de raccordement, unité de condensateur de couplageREX061 1MRK002551-BA

Schéma de raccordement, unité de résistance shunt REX0621MRK002556-BA


ABB 41

http://www.abb.com/substationautomation

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

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

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

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

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002802-AF&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002501-BA&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH


HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002504-CA&LANGUAGECODE=EN&DOCUMENTPARTID=&ACTION=LAUNCH

HTTP://SEARCH-EXT.ABB.COM/LIBRARY/DOWNLOAD.ASPX?DOCUMENTID=1MRK002504-DA&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 7. TRM - Grandeurs analogiques, valeurs nominales et limites pour les modules des transformateurs de protection

Grandeur 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 pendant 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%

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


42 ABB

Tableau 8. 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 9. MIM - Module d'entrées mA

Grandeur : Valeur nominale : Plage nominale :

Résistance d'entrée Rin = 194 Ohm -

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

-

Puissance consomméechaque carte mAchaque entrée mA

£ 2 W£ 0,1 W

-

Tableau 10. OEM - Module optique pour Internet

Grandeur 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 11. 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 -


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Entrées et sorties binaires

Tableau 12. 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

176 canaux d'entrées binaires maximumpeuvent être activés simultanément avec

des facteurs influents dans la plagenominale.

Tableau 13. BIM - Module d'entrées binaires avec capacités améliorées de comptage d'impulsions




RL ±20%RL ±20%RL ±20%RL ±20%

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

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

-

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




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Tableau 14. IOM - Module d'entrées/sorties binaires




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.

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

Filtre anti-rebonds Réglable 1-20 ms



Tableau 15. IOM - Données des contacts du module d'entrées/sorties binaires (norme de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou grandeur 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


ABB 45

Tableau 16. IOM avec MOV et IOM 220/250 V, 110mA - données des contacts (norme de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou grandeur 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


46 ABB

Tableau 17. Module de sorties statiques SOM (norme de référence : CEI 61810-2) : Sorties binaires statiques

Fonction ou 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 18. Données du module de sorties statiques SOM (norme de référence : CEI 61810-2) : Sorties à relais électromécaniques

Fonction ou 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


ABB 47

Tableau 19. BOM - Données des contacts du module de sorties binaires (norme de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou grandeur 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 20. 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 +70 °C -

Tableau 21. Influence de la tension d'alimentation auxiliaire c.c. sur les fonctionnalités pendant l'exploitation

Dépendance Valeur deréférence

Dans plagenominale

Influence

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

maxi. 2%Redressement àdouble alternance

15 % de EL 0.01% / %

Dépendance en tension auxiliaire, valeurde fonctionnement

± 20 % de EL 0.01% / %

Interruption de la tension auxiliaire c.c

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

Intervalled'interruption0–50 ms

Pas de redémarrage

0–∞ s Comportement correct en cas de coupure

Temps deredémarrage

<300 s


48 ABB

Tableau 22. Influence de la fréquence (étalon de référence : CEI 60255–1)

Dépendance Dans plage nominale Influence

Dépendance en fréquence, valeur de fonctionnement fr ±2.5 Hz pour 50 Hzfr ±3.0 Hz pour 60 Hz

± 1,0% / Hz

Dépendance en fréquence pour la valeur de fonctionnement de laprotection de distance

fr ±2.5 Hz pour 50 Hzfr ±3.0 Hz pour 60 Hz

± 2,0 % / Hz

Dépendance en fréquence d'harmonique (contenu 20 %) harmonique de rang2,3 et5 de fr ±2,0%

Dépendance en fréquence d'harmonique pour protection différentiellehaute impédance (contenu 10 %)

harmonique de rang 2, 3 et5 de fr ±5,0%

Dépendance en fréquence d'harmonique pour protection différentiellehaute impédance (contenu 10 %)

harmonique de rang2, 3 et5 de fr ±10,0%

Dépendance en fréquence d'harmonique pour protection à maximumde courant

harmonique de rang2,3 et5 de fr ± 3,0% / Hz


ABB 49

Essais de type conformément aux normes

Tableau 23. 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

Tableau 24. Isolement

Essai Valeurs d'essai de type Norme de référence

Essai diélectrique 2,0 kV c.a., 1 min. CEI 60255-27ANSI C37.90

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

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


50 ABB

Tableau 25. Essais d'environnement

Essai Valeur d'essai de type Norme de référence

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

Essai de stockage à froid Essai Ab pendant 16 h à -40°C CEI 60068-2-1

Essai de fonctionnement avec chaleursèche

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

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

Essai de variation de température Essai Nb pendant 5 cycles de -25 à +70°C CEI 60068-2-14

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

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

CEI 60068-2-30

Tableau 26. Conformité CE

Essai Selon

Immunité EN 60255–26

Emissivité EN 60255–26

Directive basse tension EN 60255-27

Tableau 27. 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 28. 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 29. 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 30. 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 31. 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 32. 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 33. 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 34. 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 35. Indice de protection

Description Valeurs

REX060Face avantMontage sur panneau, face avantArrière, côtés, haut, bas et bornes de connexion

IP40IP54IP20

REX061 et REX062HautAvant, arrière, côtés et bas

IP41IP20


54 ABB

Protection différentielle

Tableau 36. 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 37. Protection différentielle de transformateur T2WPDIF, T3WPDIF


Caractéristique de fonctionnement Adaptable ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1.0% de I à 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 38. Protection différentielle de terre, basse impédance REFPDIF


Caractéristique defonctionnement

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

Coefficient de retombée >95 % -

Valeur min. de démarrage, IdMin (4,0-100,0) % de IBase ±1.0% de Ir

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

± 2,0 degré

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


-

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


-

Blocage par harmonique de rang2

60,0% de la composantefondamentale (réglage caché)

±1.0% de Ir


56 ABB

Tableau 39. 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 40. 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, en fonction de la plus grande valeur

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 41. Protection de distance très 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 : A 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

Dépassement dynamique deportée

< 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 réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée


-



ABB 59

Tableau 42. Zones de distance quadrilatérale avec distance rapide pour réseaux à compensation série ZMFCPDIS


Nombre de zones 3 directionssélectionnables,3 directions fixes

-

Courant minimum defonctionnement, Ph-Ph et Ph-Terre

(5 - 6000) % de IBase ±1,0 % de In

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

(30 - 3000) Ω/phase

" +- 2,0 % de précision statique +- 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions : Plage de tensions : (0,1 - 1,1) x Ur Plage de courants : (0,5 - 30) x Ir Angle :à 0 degré et 85 degrés"

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

(30 - 3000) Ω/phase

Portée en réactance homopolaire (100,00 - 9000,00) Ω/p

Portée résistive homopolaire (15,00 - 3000,00) Ω/p

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

(1,00 - 9000,00) Ω/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± 0,2% ou ±35 ms, en fonction de la plus grande valeur


Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée

Min = 20 ms-

Max = 35 ms


Tableau 43. 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 44. Protection contre les ruptures de synchronisme 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) -


60 ABB

Tableau 45. 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 46. 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


ABB 61

Tableau 47. 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 48. Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et les transformateursZGVPDIS Données techniques


Nombre de zones 3 -

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

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

Angle d'impédance (5 - 90) degrés -


Temps de démarrage à 1,2–0,8 x impédanceassignée

Min. = 15 ms-

Max. = 35 ms

Temporisation indépendante pour tensionrésiduelle pour fonctionnement à 1,2–0,8 ximpédance assignée

(0,000 – 60,000) s ± 0,2% ou ±40 ms, en fonction de la plus grandevaleur


62 ABB

Protection de courant

Tableau 49. 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


-

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

Min. = 5msMax. = 15ms

-

Temps de réinitialisation de 10 à 0x Iréglage

Min. = 25msMax. = 40 ms

-

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


< 5 % à t = 100 ms -


ABB 63

Tableau 50. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC

Fonction Plage de réglage Précision

Courant de fonctionnement, seuil 1- 4

(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 fonctionnementminimum, seuil 1 - 4


Angle caractéristique du relais(RCA)

(40.0-65.0) degrés ±2.0 degrés

Angle de fonctionnement du relais(ROA)


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

Temporisation indépendante de 0 à2 x Iréglage, seuils 1 - 4

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

Temps de fonctionnementminimum pour courbes inverses,seuil 1 - 4

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

Caractéristiques à temps inverse,voir tableau 164, tableau 165 ettableau 166

16 types de courbes Voir tableau 164, tableau 165 ettableau 166

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

Temps de fonctionnement,démarrage non directionnel à 0 - 10x Iréglage


-

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 10–0x Iréglage


-


Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -


64 ABB

Tableau 51. 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

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



-



-




-



-

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


< 5 % à t = 100 ms -


ABB 65

Tableau 52. Protection à maximum de courant résiduel EF4PTOC - Données techniques


Courant de fonctionnement,seuil 1 - 4


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

Angle caractéristique du relais(RCA)(RCA)

(-180 à 180) degrés ±2.0 degrés

Courant de fonctionnement pourlibération 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 de 0à 2 x Iréglage, seuils 1 - 4

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

Temps de fonctionnementminimum pour courbes inverses,seuil 1 - 4

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

Caractéristiques à temps inverse,voir tableau 164, tableau 165 ettableau 166

16 types de courbe Voir tableau 164, tableau 165 ettableau 166

Blocage par harmonique de rang2

(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,démarrage non directionnel à 0–2x Iréglage


-

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 2–0x Iréglage


-

Temps de fonctionnement,démarrage non directionnel à 0 -10 x Iréglage


-

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 10–0 x Iréglage


-




66 ABB

Tableau 53. Protection à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC


Courant de fonctionnement,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 indépendante de0 à 2 x Iréglage, seuils 1 - 4


Temps de fonctionnementminimum pour courbesinverses, seuil 1 - 4


Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 164,tableau 165 et tableau 166

16 types de courbe Voir tableau 164, tableau 165 ettableau 166

Courant de fonctionnementminimum, seuils 1 - 4

(1.00 - 10000.00) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Angle caractéristique du relais(RCA)


Courant de fonctionnementpour libération directionnelle

(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 polarisation minimal (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,démarrage non directionnel à 0–2 x Iréglage


-

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 2–0 x Iréglage


-

Temps de fonctionnement,démarrage non directionnel à 0 -10 x Iréglage


-

Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à10–0 x Iréglage


-



Dépassement transitoire <10 % à τ = 100 ms -


ABB 67

Tableau 54. 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


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


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. = 110 ms

Max. = 160 ms

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

Min. = 20 ms

Max. = 60 ms

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

(0,000 – 60,000) s ±0,2 % ou ± 75 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



68 ABB

Tableau 54. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE, suite


Caractéristiques à tempsinverses, voir tableau "",tableau "" et tableau ""

16 types de courbe Voir tableau "", tableau "" et tableau ""

Angle de caractéristique durelais (RCADir)


Angle de fonctionnement durelais (ROADir)

(0 à 90) degrés ±2.0 degrés

Tableau 55. 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 =(0,10-500,00) 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 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 contenu calorifique


ABB 69

Tableau 56. 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 20 ms typiquement -

Temps de réinitialisation pour détection de courant 25 ms maximum -

Temporisation pour re-déclenchement à 0–2 x Iréglage (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction dela plus grande valeur

Temporisation pour déclenchement de réserve à 0–2 x Iréglage (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction dela plus grande valeur

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 ±30 ms, en fonction dela plus grande valeur

Tableau 57. 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

(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ± 25 ms, en fonction de la plus grande valeur

Tableau 58. 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


70 ABB

Tableau 59. 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.


ABB 71

Tableau 60. Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC


Courant de fonctionnement, seuils 1 -2

(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, démarrageà 0–2 x Iréglage


-

Temps de réinitialisation, démarrage à2–0 x Iréglage


-

Temps de fonctionnement, démarrageà 0–10 x Iréglage


-

Temps de réinitialisation, démarrage à10–0 x Iréglage


-

Caractéristiques de temps Définies ou inverses -

Caractéristique à temps inverse,seuils 1 - 2

22I t K=

K=1,0-99,0 ± 2,0 % ou ±40 ms, en fonction dela plus grande valeur

Temps de réinitialisation,caractéristique à temps inverse,seuils 1 - 2

22I t K=

Facteur de réinitialisation = 0,01-20,00 ± 5,0 % ou ±40 ms, en fonction dela plus grande valeur

Temps de fonctionnement minimumpour la caractéristique à tempsinverse, seuils 1 - 2


Délai de déclenchement maximum à0,5–2 x Iréglage, seuils 1 - 2


Temporisation indépendante de 0,5 à2 x Iréglage, seuils 1 - 2


Temporisation indépendante pouralarme à 0,5–2 x Iréglage



72 ABB

Tableau 61. 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, en fonctionde la plus grande valeur

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 62. 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


Temps de fonctionnementmaximum pour la caractéristiquethermique



ABB 73

Tableau 63. 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



74 ABB

Protection de tension

Tableau 64. 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 168

- Voir tableau 168

Caractéristique 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

Caractéristique 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 ±0,5% or ±40 ms, en fonction de laplus 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 -



ABB 75

Tableau 65. 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 167

- Voir tableau 167

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

-

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



76 ABB

Tableau 66. 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 169

- Voir tableau 169

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

(0,00-6000,00) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, selon la plusgrande des deux valeurs

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

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

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


-

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

-

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


Tableau 67. 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


ABB 77

Tableau 68. 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, en fonction de la plus grande valeur

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 69. 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

-


78 ABB

Protection de fréquence

Tableau 70. 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


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


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


( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û


U=Umesuré

Tableau 71. 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


ABB 79

Tableau 72. 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

Caractéristique à temps défini de restauration (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±100 ms, en fonction dela plus grande valeur

Caractéristique à temps défini pour le taux de variation de fréquence (0,200-60,000) s ± 0,2% ou ±120 ms, en fonction dela plus grande valeur

Caractéristique à temps défini de réinitialisation (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±250 ms, en fonction dela plus grande valeur

Tableau 73. 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 ou 0.01 A à I≤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, en fonction de la plusgrande valeur

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, en fonction de la plusgrande valeur


80 ABB

Protection multifonction

Tableau 74. 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

-

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

-

Maximum de courant de démarrage, seuils 1 - 2 (2 - 5000) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Minimum de courant de démarrage, seuils 1 - 2 (2 - 150) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

Temporisation indépendante, maximum de courant de 0 à 2 xIréglage, seuils 1 - 2


Temporisation indépendante, minimum de courant de 2 à 0 xIréglage, seuils 1 - 2


Maximum de courant (non directionnel) :

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 :


-


-

Maximum de courant :

Caractéristiques à temps inverse, voir tableau 164, tableau 165 ettableau 166

16 types de courbe Voir tableau 164, 165 et tableau166


Temps de fonctionnement minimum pour courbes inverses, seuil 1- 2


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, seuils 1 - 2 (2,0 - 200,0) % de UBase ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Minimum de tension de démarrage, seuils 1 - 2 (2,0 - 150,0) % de UBase ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur


ABB 81

Tableau 74. Protection générale de courant et de tension CVGAPC , suite


Temporisation indépendante, maximum de tension de 0,8 à 1,2 xUréglage, seuils 1 - 2


Temporisation indépendante, minimum de tension de 1,2 à 0,8 xUréglage, seuils 1 - 2


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

-


Caractéristiques inverses, voir tableau 167 4 types de courbe Voir tableau 167


Caractéristiques inverses, voir tableau 168 3 types de courbe Voir tableau 168

Limite haute et basse de la tension, fonctionnement selon latension, seuils 1 - 2

(1,0 - 200,0) % de UBase ±1.0% de Ur à U ≤ Ur± 1,0% de U à 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% -




Minimum de courant :

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



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



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



82 ABB

Tableau 75. 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))


ABB 83

Tableau 76. 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 2à 0 x Iréglage

Min. = 15 ms -

Max. = 30 ms

Temps de fonctionnement, maximum de courant de démarrage de0 à 10 x Iréglage


-

Temps de réinitialisation, maximum de courant de démarrage de 10à 0 x Iréglage


-

Temporisation de fonctionnement indépendante à 0 - 2 x Iréglage (0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur

Caractéristiques à temps inverse,voir tableaux 164 et 165

13 types de courbe Voir tableaux 164 et 165

Temps de fonctionnement minimum pour les caractéristiques àtemps inverse


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 démarrage à 2 -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 à 2 - 0 x Uréglage


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

-


84 ABB

Surveillance du système secondaire (BT)

Tableau 77. 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 78. 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


-


ABB 85

Tableau 79. Supervision fusion fusible VDSPVC


Valeur de fonctionnement,blocage fusion fusible principal

(10,0-80,0) % de UBase ± 0,5 % de Ur

Coefficient de retombée <110%

Temps de fonctionnement,blocage fusion fusible principal à 1- 0 x Ur

Min. = 5 ms –

Max. = 15 ms

Temps de réinitialisation, blocagefusion fusible principal à 0 - 1 x 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 à1 - 0 x Ur

Min. = 5 ms –

Max. = 15 ms

Temps de réinitialisation, alarmepour fusion fusible pilote à 0 - 1 xUr

Min. = 15 ms –

Max. = 30 ms


86 ABB

Contrôle-commande

Tableau 80. 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


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

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


–


ABB 87

Tableau 81. 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, enfonction de la plus grandevaleur

Temporisation (courte) pour commandes de contrôle automatique (1-1000) s ± 0,2% ou ±600 ms, enfonction de la plus grandevaleur

Temps de fonctionnement minimum en mode inverse (3-120) s ± 0,2% ou ±600 ms, enfonction de la plus grandevaleur

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, enfonction de la plus grandevaleur

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, enfonction de la plus grandevaleur

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 -


88 ABB

Tableau 81. 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, enfonction de la plus grandevaleur

Temps imparti pour le changement de prises du régleur (1-120) s ± 0,2% ou ±200 ms, enfonction de la plus grandevaleur

Durée d'impulsion de sortie des commandes d'élévation/abaissement (0,5-10,0) s ± 0,2% ou ±200 ms, enfonction de la plus grandevaleur


ABB 89

Logique

Tableau 82. 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


Temporisation défaut évolutif (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur

Tableau 83. Nombre d'instances SMPPTRC

Fonction Quantité avec durée du cycle

3 ms 8 ms 100 ms

SMPPTRC 12 - -

Tableau 84. Nombre d'instances TMAGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TMAGAPC 6 6 -

Tableau 85. Nombre d'instances ALMCALH


3 ms 8 ms 100 ms

ALMCALH - - 5

Tableau 86. Nombre d'instances WRNCALH


3 ms 8 ms 100 ms

WRNCALH - - 5

Tableau 87. Nombre d'instances INDCALH


3 ms 8 ms 100 ms

INDCALH - 5 -

Tableau 88. Nombre d'instances AND

Bloc logique Quantité avec durée du cycle

3 ms 8 ms 100 ms

AND 60 60 160


90 ABB

Tableau 89. Nombre d'instances GATE


3 ms 8 ms 100 ms

GATE 10 10 20

Tableau 90. Nombre d'instances INV


3 ms 8 ms 100 ms

INV 90 90 240

Tableau 91. Nombre d'instances LLD


3 ms 8 ms 100 ms

LLD 10 10 20

Tableau 92. Nombre d'instances OR


3 ms 8 ms 100 ms

OR 60 60 160

Tableau 93. Nombre d'instances PULSETIMER

Bloc logique Quantité avec durée du cycle Plage ou valeur Précision

3 ms 8 ms 100 ms

PULSETIMER 10 10 20 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms

Tableau 94. Nombre d'instances RSMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORY 10 10 20

Tableau 95. Nombre d'instances SRMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORY 10 10 20

Tableau 96. Nombre d'instances TIMERSET


3 ms 8 ms 100 ms

TIMERSET 15 15 30 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms


ABB 91

Tableau 97. Nombre d'instances XOR


3 ms 8 ms 100 ms

XOR 10 10 20

Tableau 98. Nombre d'instances ANDQT


3 ms 8 ms 100 ms

ANDQT - 20 100

Tableau 99. Nombre d'instances INDCOMBSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDCOMBSPQT - 10 10

Tableau 100. Nombre d'instances INDEXTSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDEXTSPQT - 10 10

Tableau 101. Nombre d'instances INVALIDQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVALIDQT - 6 6

Tableau 102. Nombre d'instances INVERTERQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVERTERQT - 20 100

Tableau 103. Nombre d'instances ORQT


3 ms 8 ms 100 ms

ORQT - 20 100

Tableau 104. Nombre d'instances PULSETIMERQT


3 ms 8 ms 100 ms

PULSETIMERQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms


92 ABB

Tableau 105. Nombre d'instances RSMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORYQT - 10 30

Tableau 106. Nombre d'instances SRMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORYQT - 10 30

Tableau 107. Nombre d'instances TIMERSETQT


3 ms 8 ms 100 ms

TIMERSETQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms

Tableau 108. Nombre d'instances XORQT


3 ms 8 ms 100 ms

XORQT - 10 30

Tableau 109. Nombre d'instances dans l'ensemble de logique d'extension


3 ms 8 ms 100 ms

AND 40 40 100

GATE - - 49

INV 40 40 100

LLD - - 49

OR 40 40 100

PULSETIMER 5 5 49

SLGAPC 10 10 54

SRMEMORY - - 110

TIMERSET - - 49

VSGAPC 10 10 110

XOR - - 49

Tableau 110. Nombre d'instances B16I


3 ms 8 ms 100 ms

B16I 6 4 8


ABB 93

Tableau 111. Nombre d'instances BTIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

BTIGAPC 4 4 8

Tableau 112. Nombre d'instances IB16


3 ms 8 ms 100 ms

IB16 6 4 8

Tableau 113. Nombre d'instances ITBGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

ITBGAPC 4 4 8

Tableau 114. Intégrateur TIGAPC

Fonction Temps decycle (ms)

Plage devaleur

Précision

Intégration dutemps, active enpermanence 3

0-999999,99s

± 0,2% ou ±20 ms,en fonction de laplus grande valeur

Intégration dutemps, active enpermanence

8 0-999999,99s

± 0,2 % ou ±50 ms,en fonction de laplus grande valeur

Tableau 114. Intégrateur TIGAPC , suite

Fonction Temps decycle (ms)

Plage devaleur

Précision

Intégration dutemps, active enpermanence

100 0-999999,99s

± 0,2% ou ±250 ms,en fonction de laplus grande valeur

Tableau 115. Nombre d'instances TIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TIGAPC - 30 -

Tableau 116. Intégrateur du temps écoulé avec supervision de la transgression des limites et des débordements TEIGAPC

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

Tableau 117. Nombre d'instances TEIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TEIGAPC 4 4 4


94 ABB

Tableau 118. Compteur heures de fonctionnement TEILGAPC


Délai pour supervision des alarmes, tAlarm (0 - 99999.9) heures ±0,1% de la valeur assignée

Délai pour supervision des avertissements,tWarning

(0 - 99999.9) heures ±0,1% de la valeur assignée

Délai pour supervision des débordements Fixé à 99999.9 heures ±0,1%


ABB 95

Surveillance

Tableau 119. Mesures CVMMXN


Fréquence (0.95-1.05) x fr ±2.0 mHz

Tension (10 à 300) V ±0.3% de U à U≤ 50 V±0.2% de U à U> 50 V

Courant (0,1-4,0) x Ir ±0.8% de I à 0.1 x Ir< I < 0.2 x Ir± 0.5% de I à 0.2 x Ir< I < 0.5 x Ir±0.2% de I à 0.5 x Ir< I < 4.0 x Ir

Puissance active, P (10 à 300) V(0,1-4,0) x Ir

±0.5% de Sr à S ≤0.5 x Sr

±0.5% de S à S > 0.5 x Sr

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ< 0.7

±0.2% de P

Puissance réactive, Q (10 à 300) V(0,1-4,0) x Ir

±0.5% de Sr à S ≤0.5 x Sr

±0.5% de S à S > 0.5 x Sr

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ> 0.7

±0.2% de Q

Puissance apparente, S (10 à 300) V(0,1-4,0) x Ir

±0.5% de Sr à S ≤0.5 x Sr

±0.5% de S à S >0.5 x Sr

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ir

±0.2% de S

Facteur de puissance, cos (φ) (10 à 300) V(0,1-4,0) x Ir

<0.02

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ir

<0.01

Tableau 120. 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 degré à 0.1 × Ir < I ≤ 0.5 × Ir±0.5 degré à 0.5 × Ir < I ≤ 4.0 × Ir

Tableau 121. Mesure de la tension entre phases 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 degré à U ≤ 50 V±0.2 degré à U > 50 V


96 ABB

Tableau 122. 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


Tableau 123. 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 degré à 0.1 × Ir < I ≤ 0.5 × Ir±0.5 degré à 0.5 × Ir < I ≤ 4.0 × Ir

Tableau 124. Mesure des composantes symétriques de tension VMSQI


Composante directe, U1 (10 à 300) V ±0.5% de U à U ≤ 50 V±0.2% de U à U > 50 V

Composante homopolaire, 3U0 (10 à 300) V ±0.5% de U à U ≤ 50 V±0.2% de U à U > 50 V

Composante inverse, U2 (10 à 300) V ±0.5% de U à U ≤ 50 V±0.2% de U à U > 50 V


Tableau 125. 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 maxi. duconvertisseur vers entrée

(-20.00 à +20.00) mA

Courant mini. du convertisseurvers entrée

(-20.00 à +20.00) mA

Seuil d'alarme pour entrée (-20.00 à +20.00) mA

Seuil d'avertissement pourentrée

(-20.00 à +20.00) mA

Hystérésis d'alarme pourentrée

(0.0-20.0) mA


ABB 97

Tableau 126. Compteur de limite L4UFCNT


Valeur du compteur 0-65535 -

Vitesse de comptage maxi 30 impulsions/s (50 % cycle deservice)

-

Tableau 127. Rapport perturbographique DRPRDRE


Temps avant défaut (0.05–9.90) s -

Temps après défaut (0,1-10,0) s -

Temps limite (0.5–10.0) s -

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

Résolution de l'horodatage 1 ms Voir tableau 160

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

-

Nombre maximum d'entrées binaires 96 -

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

30 -

Nombre maximum d'indications dans un rapport perturbographique 96 -

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

150 -

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

-

Durée d'enregistrement totale maximum (durée d'enregistrement 3,4 s et nombremaximum de canaux, valeur standard)

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

-

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

-

Largeur de bande d'enregistrement (5-300) Hz -


98 ABB

Tableau 128. Fonction de surveillance du gaz d'isolation SSIMG


Seuil d'alarme de pression 1,00-100,00 ±10.0% de la valeur assignée

Seuil de verrouillage de la pression 1,00-100,00 ±10.0% de la valeur assignée

Seuil d'alarme de température -40,00-200,00 ±2,5% de la valeur assignée

Seuil de verrouillage de la température -40,00-200,00 ±2,5% de la valeur assignée

Temporisation de l'alarme de pression (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temps de réinitialisation de l'alarme depression

(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temporisation de verrouillage de la pression (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temporisation de l'alarme de température (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temps de réinitialisation de l'alarme detempérature


Temporisation de verrouillage de latempérature


Tableau 129. Fonction de surveillance du liquide d'isolation SSIML


Seuil d'alarme d'huile 1,00-100,00 ±10.0% de la valeur assignée

Seuil de verrouillage de l'huile 1,00-100,00 ±10.0% de la valeur assignée

Seuil d'alarme de température -40,00-200,00 ±2,5% de la valeur assignée

Seuil de verrouillage de la température -40,00-200,00 ±2,5% de la valeur assignée

Temporisation de l'alarme d'huile (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temps de réinitialisation de l'alarme d'huile (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temporisation de verrouillage de l'huile (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temporisation de l'alarme de température (0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temps de réinitialisation de l'alarme detempérature


Temporisation de verrouillage de latempérature



ABB 99

Tableau 130. Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR


Seuil d'alarme pour les temps d'ouverture et defermeture du mouvement du contact mobile

(0 – 200) ms ±3 ms

Seuil d'alarme pour le nombre de manœuvres (0 – 9999) -

Temporisation indépendante pour alarme dutemps d'armement du ressort


Temporisation indépendante pour alarme depression du gaz


Temporisation indépendante pour verrouillagede la pression du gaz


Temps de mouvement du contact disjoncteur,ouverture et fermeture

±3 ms

Durée de vie restante du disjoncteur ±2 fonctionnements

Énergie accumulée ±1.0% ou ±0.5 en fonction de la plus grandevaleur

Tableau 131. 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 132. Indications

Fonction Valeur


Nombre maximum d'indications présentées pour une seule perturbation 96

Nombre maximum de perturbations enregistrées 100

Tableau 133. 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 134. Enregistreur des valeurs de déclenchement

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 30

Nombre maximum de rapports de perturbographie 100


100 ABB

Tableau 135. Perturbographe

Fonction Valeur

Capacité tampon Nombre maximum d'entrées analogiques 40

Nombre maximum d'entrées binaires 96

Nombre maximum de rapports perturbographiques 100

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

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

Tableau 136. Compteur de limite L4UFCNT


Valeur du compteur 0-65535 -

Vitesse de comptage maxi 30 impulsions/s (50 % cycle deservice)

-


ABB 101

Mesures

Tableau 137. 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 138. Mesure d'énergie ETPMMTR


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

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


102 ABB

Communication interne du poste

Tableau 139. Protocoles de communication

Fonction Valeur

Protocole CEI 61850-8-1

Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX


Vitesse de communication des DEI 9600 ou 19200 Bd

Protocole DNP3.0

Vitesse de communication des DEI 300–19200 Bd

Protocole TCP/IP, Ethernet

Vitesse de communication des DEI 100 Mbit/s

Tableau 140. Protocole de communication CEI 61850-9-2

Fonction Valeur


Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX

Tableau 141. Protocole de communication LON

Fonction Valeur

Protocole LON

Vitesse de communication 1,25 Mbit/s

Tableau 142. 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 143. Protocole de communication CEI 60870-5-103

Fonction Valeur


Vitesse de communication 9600, 19200 Bd

Tableau 144. SLM – Port LON

Grandeur Plage ou valeur

Connecteur optique Fibre de verre : type STFibre plastique : type HFBR embrochable

Fibre, atténuation optique Fibre de verre : 11 dB (1000 m/3000 pieds généralement *)Fibre plastique : 7 dB (10 m/35 pieds généralement *)

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

*) en fonction du calcul de l'atténuation optique


ABB 103

Tableau 145. SLM – Port SPA/CEI 60870-5-103/DNP3

Quantité Plage ou valeur

Connecteur optique Fibre de verre : type STFibre plastique : type HFBR embrochable

Fibre, atténuation optique Fibre de verre : 11 dB (1000 m/3000 pieds généralement *)Fibre plastique : 7 dB (25 m/80 pieds généralement *)

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

*) en fonction du calcul de l'atténuation optique

Tableau 146. Module de communication de données Galvanic X.21 (X.21-LDCM)

Grandeur Plage ou valeur

Connecteur, X.21 Micro D-sub, mâle 15 broches, pas de 1.27 mm (0.050")

Connecteur, sélection de terre Borne à vis 2 broches

Norme CCITT X21

Vitesse de communication 64 kbit/s

Isolation 1 kV

Longueur de câble maximale 100 m

Tableau 147. Module galvanique de communication RS485

Quantité Plage ou valeur

Vitesse de communication 2400–19200 bauds

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

Tableau 148. CEI 62439-3 Édition 1 et Édition 2, protocole de redondance parallèle

Fonction Valeur

Vitesse de communication 100 Base-FX


104 ABB

Communication éloignée

Tableau 149. 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 environ 3km/2 miles *)9 dB (distancetypique environ 2km/1 mile *)

22 dB (distancetypique 80 km/50miles *)

26 dB (distance typique 110 km/68mile *)

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


ABB 105

MatérielDEI

Tableau 150. 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 151. 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 152. Poids

Taille du boîtier Poids

6U, 1/2 x 19" £ 10 kg/22 lb

6U, 3/4 x 19" £ 15 kg/33 lb

6U, 1/1 x 19" £ 18 kg/40 lb

Sécurité électrique

Tableau 153. Sécurité électrique suivant CEI 60255-27

Classe d'équipement I (mise à la terre pour protection)

Catégorie maximumtension

III

Degré de pollution 2 (on observe normalement une pollution non conductrice mais une conductivité temporaire causée par la condensationdoit être prévue)

Système de connexion

Tableau 154. Connecteurs de circuit TC et TP

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)

Borniers adaptés aux bornes à cosse à œillet 250 V c.a., 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tableau 155. Connecteurs d'alimentation auxiliaire et d'E/S binaires

Type de connecteur Tension nominale Surface maximum duconducteur

Type de compression à vis 250 V c.a. 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Borniers adaptés aux bornes à cosse à œillet 300 V c.a. 3 mm2 (AWG14)


106 ABB

En raison de l'espace limité, lorsqu'uneborne à cosse à œillet est commandée pourdes connexions d'E/S binaires, unemplacement vide est nécessaire entre deux

cartes d'E/S adjacentes. Voir la sectionCommande pour plus de détails.


ABB 107


Tableau 156. 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

Charge, entrées binaires BI 220 V : charge 0.4 WBI 110 V : charge 0.2 WBI 48 V : charge 0.1 W

Charge, injection RIM < 10 VA à 100 V, perturbation externe

Charge, injection SIM < 10 VA à 12 V, tension défaut terre0 VA à > 10% de tension défaut terre maximum

Charge, injection SIM avec REX062 < 1 VA à 24 V, tension défaut terre

Charge, transformateur de mesure SIM < 60 mVA à 24 V ; 87 Hz

Charge, transformateur de mesure RIM < 60 mVA à 50 V ; 113 Hz

Catégorie d'installation III

Degré de pollution 2

Tableau 157. 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)

Tension nominale d'injection rotor 250 V

Charge, système d'excitation statique X1:1 à X1:7 < 0,5 VA à 100 V, perturbation externe

Charge, système d'excitation statique X1:1 ou X1:7 jusqu'à 0 V < 1,0 VA à 100 V, perturbation externe

Charge, système d'excitation sans balais X1:1 et X1:7 jusqu'à 0 V < 1,5 VA à 100 V, perturbation externe




108 ABB

Tableau 158. 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)

Tension nominale d'injection stator 240 V

Tension nominale stator 240 V

Charge, injection X1:2 et X1:4 < 25 VA à 12 V, tension défaut terre< 100 VA à 24 V, tension défaut terre




ABB 109

Fonctions de base du DEI

Tableau 159. 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 160. Synchronisation d'horloge, horodatage

Fonction Valeur

Résolution de l'horodatage, événements et valeurs de mesure échantillonnées 1 ms

Erreur d'horodatage avec synchronisation une fois/min (synchronisation d'impulsion toutes les minutes),événements et valeurs de mesure échantillonnées

± 1.0 ms généralement

Erreur d'horodatage avec synchronisation SNTP, valeurs de mesure échantillonnées ± 1.0 ms généralement

Tableau 161. 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 162. 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


110 ABB

Tableau 163. IRIG-B

Quantité Valeur nominale

Nombre de canaux IRIG-B 1

Nombre de canaux optiques 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 IRIG-B Type ST

Type de fibre Fibre multimode 62,5/125 μm

Formats pris en charge IRIG-B 00x

Précision +/- 1μs


ABB 111

Caractéristique à temps inverse

Tableau 164. 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

0.10 ≤ k ≤ 3.001,5 x Iréglage ≤ I ≤ 20 x Iréglage

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


112 ABB

Tableau 165. Caractéristiques à temps inverse CEI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I




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 166. Caractéristiques à temps inverse de type RI et RD


Caractéristique inverse de type RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 FR



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




ABB 113

Tableau 167. 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+

>

tk

U U

UEQUATION1437-SMALL V2 EN

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

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5

=⋅

⋅ −− >

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1438-SMALL V2 EN

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


114 ABB

Tableau 168. 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


ABB 115

Tableau 169. 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+

>

tk

U U

U

EQUATION1437-SMALL V2 EN

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

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5

=⋅

⋅ −− >

0.035+

>

tk

U U

U

EQUATION1438-SMALL V2 EN

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


116 ABB

21. Code pour passer des commandes pour DEI personnalisé

Tableau 170. 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 171. 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*2.1-F00X00 - A00002262300000 - B0000040200000000011020111 - C4600262200340004440022311 - D22322100 - E66312 - F9- S6 - G532 - H12000010044 - K00000000 - L11 - M120 - P01 - B1X0 - AC - MB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX -AAFXXX - AX

Définition du produit - Protection différentielle -REG670* 2,1 - 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 système BT - 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 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

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 172. Définition du produit

REG670* 2,1 X00

Tableau 173. Définition du produit pour passer des commandes

Produit REG670*Version logicielle 2,1Autres configurations possiblesProtection pour alternateurs REG670 F00Protection pour alternateurs REG670 61850-9-2LE N00Sélection : Configuration ACTPas de configuration ACT téléchargée X00

Tableau 174. 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


ABB 117

Tableau 175. Fonctions différentielles

Fonction ID fonction N° de commande Position

Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection différentielle de transformateur, deux enroulements T2WPDIF 1MRK005904-FB 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-LC 9 0-3

Tableau 176. 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 177. 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 très rapide, caractéristique quadrilatérale et mho ZMFPDIS 1MRK005907-SB 14 0-1 Solution 6Protection de distance très rapide pour lignes à compensation série,caractéristique quadrilatérale et mho

ZMFCPDIS 1MRK005907-RB 15 0-1

En option avec toute varianteProtection de Glissement de Pôle/Ruptures de synchronisme PSPPPAM 1MRK005908-CB 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 178. 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


118 ABB

Tableau 179. Fonctions de courant


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC 1MRK005910-AC 1 0-4 Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC 1MRK005910-BB 2 0-6 Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC 1MRK005910-DC 4 0-2 Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils EF4PTOC 1MRK005910-EC 5 0-6 Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC 1MRK005910-FB 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-HB 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-ZB 22 0-1 Protection contre la surcharge rotor GRPTTR 1MRK005910-YB 23 0-1

Tableau 180. Protection de tension

Position 1 2 3 4 5 6 7 8

D 0 0

Tableau 181. 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-CC 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-FB 6 0-1

Tableau 182. Protection de fréquence

Position 1 2 3 4

E

Tableau 183. 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-DB 4 00-12

Tableau 184. Protection à multi-utilités

Position 1

F


ABB 119

Tableau 185. Fonction à multi-utilités


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection générale de courant et de tension CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-9

Tableau 186. Calcul général

Position 1

S

Tableau 187. Fonctions de calcul général


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Filtre de suivi de fréquence SMAIHPAC 1MRK005915-KA 1 0-6

Tableau 188. Surveillance du système BT

Position 1 2 3

G

Tableau 189. Fonctions de surveillance du système BT


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Surveillance du circuit de courant CCSSPVC 1MRK005916-AA 1 0-5 Supervision fusion fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-3 Supervision fusion fusible basée sur la différence de tension VDSPVC 1MRK005916-CA 3 0-2

Tableau 190. Contrôle-commande

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

H 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 191. Fonctions de contrôle-commande


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-CY 7 0-1

Contrôle et supervision du régleur, 6 entrées binaires TCMYLTC 1MRK005917-DB 10 0-4 Contrôle et supervision du régleur, 32 entrées binaires TCLYLTC 1MRK005917-EA 11 0-4

Tableau 192. Schéma de téléprotection

Position 1 2 3 4 5 6 7 8

K 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 193. Logique

Position 1 2

L

Tableau 194. Fonctions logiques


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Blocs logiques configurables - Q/T 1MRK005922-MX 1 0-1 Ensemble de logique d'extension 1MRK005922-AY 2 0-1


120 ABB

Tableau 195. Surveillance

Position 1 2

M 0

Tableau 196. fonctions de surveillance


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR 1MRK005924-HA 1 00-12

Tableau 197. Communication interne du poste

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

P 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 198. Fonctions de communication interne du poste

Fonction ID fonction N° de commande Position Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes et règles

Communication de bus de processus CEI 61850-9-2 1MRK005930-TA 1 0 si F00 estsélectionné, 6si N00 estsélectionné

Remarque : Qtépersonnalisée deREG670 = 0, Qté61850-9-2 de REG670= 6

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Remarque : Non validedans produit REG67061850-9-2LERemarque : NécessiteOEM 2 canaux

Tableau 199. 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 200. 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

Tableau 201. 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 rack 19" pour boîtier 1/2 x 19" de 2xRHGS6 ou RHGS12 A Kit de montage rack 19" pour boîtier 3/4 x 19" ou 3xRHGS6 B Kit de montage rack 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


ABB 121

Tableau 202. Type de connexion pour module d’alimentation auxiliaire

Sélection Notes et règles

Bornes à compression M Bornes à cosse annulaire N Alimentation auxiliaire Module d’alimentation auxiliaire 24-60 VCC A Module d’alimentation auxiliaire 90-250 VCC B Sélectionné

Tableau 203. Type de connexion pour modules d'entrées/sorties


Bornes à compression P Bornes à cosse annulaire R Sélectionné

Tableau 204. 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


122 ABB

Tableau 205. 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 Premier TRM 10I+2U, 1A, 110/220V, 50/60 Hz 19 Premier TRM 10I+2U, 5A, 110/220V, 50/60 Hz 20 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 Second TRM 10I+2U, 1A, 110/220V, 50/60 Hz 19 Second TRM 10I+2U, 5A, 110/220V, 50/60 Hz 20 Sélectionné


ABB 123

Tableau 206. 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”, un (1)TRM

14 6 4 4 14 cartes, dont une combinaison de quatre cartes de type BOM, SOM et MIM

Boîtier 1/1 x 19”, deux (2)TRM

11 6 4 4 11 cartes, dont une combinaison de quatre cartes de type BOM, SOM et MIM


8 6 4 4 8 cartes, dont une combinaison de quatre cartes de type BOM, SOM et maximum un MIM

Boîtier 3/4 x 19”, deux (2)TRM

5 5 4 4 5 cartes, dont une combinaison de quatre cartes de type BOM, SOM et maximum un MIM


3 3 3 1 3 cartes


124 ABB

Tableau 207. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires

Modules d'entrées/sortiesbinaires


Position de l'encoche(vue arrière) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Remarque ! Max. 3 positions dans

rack 1/2, 8 dans rack 3/4 avec 1TRM, 5 dans rack 3/4 avec 2 TRM,11 dans rack 1/1 avec 2 TRM et 14dans rack 1/1 avec 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 125

Tableau 207. 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 module SOM nedoit pas être placé dans lespositions suivantes : Boîtier 1/2encoche X51, boîtier 3/4 1 TRMencoche X101, boîtier 3/4 2 TRMencoche X71, boîtier 1/1 1 TRMencoche X161, boîtier 1/1 2 TRMencoche X131

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 208. 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 Remarque : Le nombre maximum

et le type de modules LDCM prisen charge dépendent du nombretotal de modules (BIM, BOM,LDCM, OEM, GTM, SLM, RS485,IRIG-B) dans le DEI.

Encoches disponibles dans boîtier 1/2, 3/4 et 1/1 avec 1 TRM Remarque : Maxi 2 LDCM dansboîtier 1/2

Encoches disponibles dans boîtier 3/4 et 1/1 avec 2 TRM 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)Règle : 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 209. 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 canal (verre) D Module Ethernet optique, 2 canaux (verre) E Sélectionné.


126 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 *2.1-A30X00- A02H02-B1A3-AC-MB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Utilisation du code de chaque position N° 1-13 indiquésous la forme REG670*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3-4 4-5-6-7 8-9-10 10 1010-11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11-12 12 12 12 12 12-13 13

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REG670* - - - - - . - -

10 - 11 - 12 - 13 - . -

Po

sitio

n

LOGICIEL #1 Notes et règles

Numéro de version N° de version 2,1

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 127

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 maximum

d'intensité de courant résiduel et de puissancehomopolaire

C16

Protection à maximum de courant avec retenue detension

C36

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 la durée du temps de

fréquence E03

Supervision fusion fusible basée sur la différence detension

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 Remarque : P03 nécessite OEM2 canaux.

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.


128 ABB

Détails de montage en façade avec protection IP40 #6 Notes et règles

Pas de kit de montage inclus X Kit de montage rack 19" pour boîtier 1/2 x 19" de 2xRHGS6 ou RHGS12 A Remarque : Uniquement pour A20 Kit de montage rack 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.

Type de connexion pour modules d’alimentation auxiliaire #7 Notes et règles

Bornes à compression M Bornes à cosse annulaire N Alimentation auxiliaire 24-60 V c.c. A 90-250 V c.c. B Sélection pour la position N° 7.

Type de connexion pour les modules d'entrées/sorties et de communication #8 Notes et règles

Bornes à compression P Sélection pour la position N° 8.

Interface matérielle Homme-Machine #9 Notes et règles

Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier CEI B Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier ANSI C Sélection pour la position N° 9.

Système d'entrées analogiques #10 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° 10.


ABB 129

Module d'entrées/sorties binaires, cartes mA et de synchronisationd'horloge

#11 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 : Max. 3 positions dans

rack 1/2 et 11 dans rack 1/1 avec 2TRM

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 module SOM nedoit pas être placé dans lespositions suivantes : Boîtier 1/2encoche X51, boîtier 1/1 2 TRMencoche X131

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° 11.


130 ABB

Modules de communication d’extrémité éloignée, de communication série DNP etde synchronisation d'horloge

#12 Notes et règles


X312

X313

X302

X303

X322

X323 Remarque : Le nombre maximum

et le type de modules LDCM prisen charge dépendent du nombretotal de modules (BIM, BOM,LDCM, OEM, GTM, SLM, RS485,IRIG-B) dans le DEI.

Encoches disponibles dans le boîtier 1/2 avec 1 TRM Remarque : Maxi 2 LDCM dansboîtier 1/2

Encoches disponibles dans boîtier 1/1 avec 2 TRM 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° 12.

Unité de communication série pour communication interne du poste #13 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° 13.


ABB 131

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 (environ 65 pieds) Quantité : 1MRK 001 665-AA

Câble pour antenne, 40 m (environ 131 pieds) 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

Dispositif d'essaiLe système d'essai COMBITEST prévu pour être utilisé avec lesDEI est décrit dans 1MRK 512 001-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 dispositifs d'essaidépend de chaque application spécifique.

Sélectionner le dispositif 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 lesdispositifs d'essai RTXP doit être raccordé à l'entrée du blocfonction d'essai pour permettre l'activation individuelle desfonctions pendant l'essai.

Les dispositifs 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


132 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 133


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

L'unité d'injection REX060 nécessite une connexion à un TP via la résistance de mise à laterre du neutre de l'alternateur. Le TP doit avoir une valeur assignée d'au moins 100 VA etune tension nominale d'enroulement secondaire maximum de 120 V. Il doit être conforme àla norme CEI 61869-3:2011 section 5.5.301 Valeurs de sortie assignées et aux valeursstandard indiquées suivant la charge gamme II.

Boîtier

Boîtier rack 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

Si l'alternateur est mis à la terre via une résistance primaire connectée entre le point neutrede l'alternateur et la terre, un TP est placé sur la résistance primaire. Le module SIM estconnecté au secondaire du TP. Le TP doit avoir une valeur assignée d'au moins 100 VA etune tension nominale d'enroulement secondaire maximum de 120 V. Il doit être conforme àla norme CEI 61869-3:2011 section 5.5.301 Valeurs de sortie assignées et aux valeursstandard indiquées suivant la charge gamme II.

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 auxiliaire 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


134 ABB

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

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 de montage Numéro decommande

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 135

Documentation utilisateur

Règle : Préciser le nombre de manuels imprimés requis

Manuel d'application CEI Quantité : 1MRK 502 065-UEN

ANSI Quantité : 1MRK 502 051-UUS

Manuel technique CEI Quantité : 1MRK 502 066-UEN


Manuel de mise en service CEI Quantité : 1MRK 502 067-UEN


Manuel de protocole de communication, CEI 61850 Edition 1

CEI Quantité : 1MRK 511 349-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 61850 Edition 2 CEI Quantité : 1MRK 511 350-UEN

Manuel de protocole de communication, CEI 60870-5-103 CEI Quantité : 1MRK 511 351-UEN

Manuel de protocole de communication, LON CEI Quantité : 1MRK 511 352-UEN

Manuel de protocole de communication, SPA CEI Quantité : 1MRK 511 353-UEN

Manuel de protocole decommunication, DNP


Manuel des entrées/sorties, DNP ANSI Quantité 1MRK 511 354-UUS

Manuel de l'utilisateur CEI Quantité : 1MRK 500 123-UFR


Manuel d'installation CEI Quantité : 1MRK 514 024-UFR



136 ABB

Manuel d'ingénierie, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 355-UEN


Recommandations de cyber-sécurité CEI Quantité : 1MRK 511 356-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 Numéros des documents

Manuel d'application CEI :1MRK 502 065-UENANSI :1MRK 502 065-UUS

Manuel de mise en service CEI :1MRK 502 067-UENANSI :1MRK 502 067-UUS

Guide de l'acheteur 1MRK 502 068-BFR

Manuel technique CEI :1MRK 502 066-UENANSI :1MRK 502 066-UUS

Certificat d'essai de type CEI :1MRK 502 068-TENANSI :1MRK 502 068-TUS

Manuels série 670 Numéros des documents

Manuel de l'utilisateur CEI :1MRK 500 123-UFRANSI :1MRK 500 123-UUS

Manuel d'ingénierie CEI :1MRK 511 355-UENANSI :1MRK 511 355-UUS

Manuel d'installation CEI :1MRK 514 024-UFRANSI :1MRK 514 024-UUS

Manuel de protocole decommunication, DNP3

1MRK 511 348-UUS

Manuel de protocole decommunication, CEI 60870-5-103

1MRK 511 351-UEN

Manuel de protocole decommunication, CEI 61850Edition 1

1MRK 511 349-UEN

Manuel de protocole decommunication, CEI 61850Edition 2

1MRK 511 350-UEN

Manuel de protocole decommunication, LON

1MRK 511 352-UEN

Manuel de protocole decommunication, SPA

1MRK 511 353-UEN

Manuel des entrées/sorties, DNP3 1MRK 511 354-UUS

Guide des accessoires CEI :1MRK 514 012-BENANSI :1MRK 514 012-BUS

Recommandations dedéploiement de cyber-sécurité

1MRK 511 356-UEN

Accessoires de connexion etd'installation

1MRK 513 003-BEN

Appareillage de test, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN


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www.abb.com/substationautomation

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