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Relion® série 670
Protection de transformateur RET670 2.1 CEIGuide de l'acheteur
Sommaire
1. Application..................................................................... 3
2. Fonctions disponibles...................................................11
3. Protection différentielle................................................. 25
4. Protection d'impédance............................................... 27
5. Protection de courant...................................................32
6. Protection de tension................................................... 35
7. Protection de fréquence............................................... 35
8. Protection multifonction................................................36
9. Surveillance du système secondaire (BT)...................... 36
10. Contrôle-commande................................................... 37
11. Schéma de téléprotection........................................... 39
12. Logique.......................................................................40
13. Surveillance.................................................................42
14. Mesures...................................................................... 44
15. Interface homme-machine (IHM)..................................45
16. Fonctions de base du DEI........................................... 45
17. Communication interne du poste ................................45
18. Communication éloignée............................................. 46
19. Description du matériel................................................46
20. Schémas de raccordement......................................... 50
21. Données techniques....................................................51
22. Code pour passer des commandes pour DEIpersonnalisé..............................................................124
23. Code pour passer des commandes pour DEI pré-configuré................................................................... 135
24. Passer des commandes pour les accessoires........... 141
Renonciation de responsabilité
Les informations contenues dans ce document peuvent faire l'objet de modifications sans préavis et ne doivent pas être interprétées comme étant un engagement de la
part d'ABB. ABB décline toute responsabilité quant aux erreurs éventuellement présentes dans ce document. Les plans et les schémas ne sont pas contractuels.
© Copyright 2016 ABB.
Tous droits réservés.
Marques déposées
ABB et Relion sont des marques déposées du Groupe ABB. Tous les autres noms de marques ou de produits mentionnés dans ce document peuvent être des marques
de commerce ou des marques déposées de leurs propriétaires respectifs.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
2 ABB
1. ApplicationLe DEI garantit une protection rapide et sélective, lasurveillance et le contrôle-commande des transformateurs àdeux et trois enroulements, des auto-transformateurs, destransformateurs élévateurs et des blocs alternateur-transformateur, des transformateurs déphaseurs, destransformateurs spécifiques pour le chemin de fer et desréactances shunts. Le DEI est conçu pour fonctionnercorrectement sur une large plage de fréquences afin desupporter des variations de fréquence de la source pendant lesperturbations et pendant les phases de démarrage et d'arrêt del'alternateur.
Le DEI possède une fonction de protection différentielle basseimpédance rapide avec des exigences minimales sur les TC. Ilest adapté à des applications différentielles avec dispositionsmulti-disjoncteur comprenant jusqu'à six entrées TCrestreintes. Afin d'éviter un déclenchement intempestif, lafonction de protection différentielle possède des retenues auxharmoniques de rang 2 et au blocage d'ondes lors de lasaturation du TC et de l'appel de courant du transformateur,ainsi qu'aux harmoniques de rang 5 lors d'une surexcitation dutransformateur.
La protection différentielle offre une sensibilité élevée auxdéfauts internes de faible niveau grâce à une fonction deprotection différentielle sensible basée sur la mesure del'amplitude et la comparaison directionnelle des composantesinverses.
Plusieurs fonctions de protection différentielle de terre à basseimpédance sont disponibles comme protection principalesensible et rapide contre les défauts de terre des enroulements.Cette fonction inclut un discriminateur de défaut interne/externe pour une sécurité accrue.
En outre, une fonction de protection différentielle hauteimpédance est disponible. Elle peut être utilisée dans plusieursapplications y compris la protection différentielle de terrecomme protection des enroulements, la protection différentielled'auto-transformateur, la protection des réactances shunt, laprotection des départs en piquages (T), la protection de jeu debarres et la protection différentielle d'alternateur.
Un déclenchement et les signaux d'alarme d'une soupape desurpression, d'un relais Buchholz et des dispositifs detempérature peuvent être envoyés directement au DEI via lescanaux d'entrées binaires à des fins d'alarme et de secours.Les entrées binaires sont entièrement protégées contre lesperturbations pouvant entraîner un fonctionnement incorrect,par exemple lors des décharges capacitives du réseau àcourant continu ou défauts de terre sur réseaux en courantcontinu.
La fonction de protection de distance est disponible commeprotection de secours contre les défauts dans le transformateuret dans le système électrique raccordé.
Les fonctions de protection à maximum de courant direct,inverse et homopolaire, qui peuvent devenir directionnelleset/ou contrôlées par la tension, représentent une protection desecours supplémentaire. Des fonctions de protection contre lessurcharges thermiques, de protection contre la surexcitation,de protection à maximum/minimum de tension et de protectionà maximum/minimum de fréquence sont égalementdisponibles.
La protection contre les défaillances de disjoncteur pourchaque disjoncteur de transformateur permet undéclenchement de secours très rapide des disjoncteurs situésà proximité.
Un perturbographe et un enregistreur d'événements intégrésoffrent des données précieuses à l'utilisateur concernant l'étatet le fonctionnement pour l'analyse des perturbations aprèsleur apparition.
Le DEI peut, en option, être fourni avec la fonctionnalité decontrôle total et d'interverrouillage comprenant une fonction decontrôle de synchronisme pour permettre l'intégration ducontrôle-commande principal ou de secours local.
La fonction de protection contre les glissements de pôle estégalement disponible dans le DEI. Elle permet de détecter,d'évaluer et de prendre les mesures adéquates en cas deglissement de pôle dans le système électrique. Les éléments dusystème électrique entre lesquels s'effectuent les pompagespeuvent être séparés par les lignes les plus proches du centred’oscillation de puissance, permettant aux deux systèmes dese stabiliser lorsqu'ils sont séparés.
Le DEI 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.
La logique est préparée à l'aide d'un outil graphique. Lacapacité de logique avancée permet des applications spécialestelles que l'ouverture automatique des sectionneurs dans unsystème à multi-disjoncteur, la fermeture des disjoncteurs enanneau et la logique de transfert de charge. La logique peut êtresurveillée et déboguée en ligne en temps réel pour les essais etla mise en service.
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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1 Publié: septembre 2016
Révision: C
ABB 3
La désignation souple de produit permet au client d'utiliser unmodèle fournisseur 61850 indépendant du DEI. Ce modèleclient sera utilisé comme modèle de données CEI 61850 maistous 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.
Six ensembles ont été définis pour les applications suivantes :
• Protection de secours de transformateur (A10)• Contrôle de tension (A25)• Transformateur à deux enroulements dans configurations
à simple disjoncteur (A30)• Transformateur à deux enroulements dans configurations
multi-disjoncteur (B30)• Transformateur à trois enroulements dans configurations à
simple disjoncteur (A40)• Transformateur à trois enroulements dans configurations
multi-disjoncteur (B40)
Les fonctions en option ne sont pas configurées, mais uneconfiguration maximum avec toutes les fonctions en option estdisponible à titre de modèle dans l'outil de configurationgraphique. Une alternative pour les auto-transformateurs estégalement disponible comme modèle de configuration. Les E/Sanalogiques et de déclenchement ont été prédéfinies pour uneutilisation basique, avec un module d'entrées binaires et unmodule de sorties binaires. Lors de la commande du matériel,des E/S binaires seront ajoutées en fonction de l'application.Les autres signaux doivent être appliqués en fonction desbesoins de chaque application.
Pour plus de détails sur les fonctions de base incluses, voir lechapitre "Fonctions de base du DEI"
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
4 ABB
Description de la configuration A30
RET670 A30 – Transformateur à 2 enroulements
dans une configuration à un seul disjoncteur 12AI
(9I+3U)
W2_QA1
W1_QB2W1_QB1
W1_QA1
W1
W2
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I>BF
OC4 PTOC
51 3I>
CC RBRF
50BF 3I>BF
FUF SPVC
U>/I<
SMP PTRC
94 1 → 0
ETP MMTR
MET W/Varh
C MSQI
MET Isqi
TR PTTR
49 θ>
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
T2W PDIF
87T 3Id/I>
C MSQI
MET Isqi
LOV PTUV
27 3U<
SMP PTRC
94 1 → 0
TCM YLTC
84 ↑↓
DRP RDRE
DFR/SER DR
V MMXU
MET U
OV2 PTOV
59 2(3U>)
REF PDIF
87N IdN/I
REF PDIF
87N IdN/I
C MMXU
MET I
UV2 PTUV
27 2(3U<)
C MMXU
MET I
EF PIOC
50N IN>>
CV MMXN
MET P/Q
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
V MSQI
MET Usqi
WA1
WA2
W1_CT
W1_NCT
W2_NCT
W2_CT
W2_VT
WA1
Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions
Fonctions en option
CC PDSC
52PD PD
BRC PTOC
46 Iub>
VDC PTOV
60 Ud>
EC PSCH
85
Q CBAY
3 Control
CCS SPVC
87 INd/I
ECRW PSCH
85
S SIMG
63
87 Id>
HZ PDIF ZMH PDIS
21 Z<
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
TR1 ATCC
90 ↑↓
CV GAPC
2(I>/U<)
SA PFRC
81 df/dt <>
SA PTOF
81 f>
SA PTUF
81 f<
OEX PVPH
24 U/f>
ZMQ PDIS
21 Z<
ZM RPSB
68 Zpsb 32 P>
GOP PDOPGUP PDUP
37 P<
TR8 ATCC
90 ↑↓
TCL YLTC
84 ↑↓
SDE PSDE
67N IN>
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
S XCBR
3 Control
S SIML
71
Q CRSV
3 Control
S SCBR FDPS PDIS
21
VD SPVC
60 Ud>
ZDM RDIR
21D Z<_>
ZDA RDIR
21 Z<_>
ZD RDIR
21D Z<_>
ZMM PDIS
21 Z<
ZGV PDIS
21 Z<
ZMMA PDIS
21 Z<
ZMQA PDIS
21 Z<
ZSM GAPC
FMPS PDIS
21
VN MMXU
MET UN
0083_=IEC05000848=4=fr=Original.vsd
IEC05000848 V4 FR
Figure 1. Schéma de configuration pour la configuration A30
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 5
Description de la configuration B30
RET670 B30 – Transformateur à 2 enroulements
dans une configuration à plusieurs disjoncteurs
24AI (9I+3U, 9I+3U)
QB9
PH PIOC
50 3I>>
EF PIOC
50N IN>>
W1_QB2W1_QB1
TCM YLTC
84 ↑↓
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I> BF
W1_QA2
W1_QA1
QB61 QB62
CC RBRF
50BF 3I> BF
CC PDSC
52PD PD
C MSQI
MET Isqi
C MMXU
MET I
CC PDSC
52PD PD
W2_QA1
DRP RDRE
DFR/DER DR
V MMXU
MET U
V MSQI
MET Usqi
LOV PTUV
27 3U<
UV2 PTUV
27 2(3U<)
OV2 PTOV
59 2(3U>)
ETP MMTR
MET W/Varh
CV MMXN
MET P/Q
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
REF PDIF
87N IdN/I
CC RBRF
50BF 3I> BF 51 4(3I>)
OC4 PTOC TR PTTR
49 θ>
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
FUF SPVC
U>/I<
W1
W2
SMP PTRC
94 1 → 0
SMP PTRC
94 1 → 0
94 1 → 0
SMP PTRC
Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions
Fonctions en option
BRC PTOC
46 Iub>
VDC PTOV
60 Ud>
EC PSCH
85
Q CBAY
3 Control
CCS SPVC
87 INd/I
ECRW PSCH
85
S SIMG
63
87 Id>
HZ PDIF ZMH PDIS
21 Z<
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
TR1 ATCC
90 ↑↓
CV GAPC
2(I>/U<)
SA PFRC
81 df/dt <>
SA PTOF
81 f>
SA PTUF
81 f<
OEX PVPH
24 U/f>
ZMQ PDIS
21 Z<
ZM RPSB
68 Zpsb 32 P>
GOP PDOPGUP PDUP
37 P<
TR8 ATCC
90 ↑↓
TCL YLTC
84 ↑↓
SDE PSDE
67N IN>
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
S XCBR
3 Control
S SIML
71
Q CRSV
3 Control
S SCBR FDPS PDIS
21
VD SPVC
60 Ud>
ZDM RDIR
21D Z<_>
ZDA RDIR
21 Z<_>
ZD RDIR
21D Z<_>
ZMM PDIS
21 Z<
ZGV PDIS
21 Z<
ZMMA PDIS
21 Z<
ZMQA PDIS
21 Z<
ZSM GAPC
FMPS PDIS
21
VN MMXU
MET UN
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
WA1 WA2
W1_CT2
W1_CT1
W1_NCT
W2_NCT
W2_CT
W2_VT
WA1
W2_WA1_VT
T2W PDIF
87T 3Id/I>REF PDIF
87N IdN/I
VN MMXU
MET UN
SES RSYN
25 SC/VC
0087_=IEC05000849=4=fr=Original.vsd
IEC05000849 V4 FR
Figure 2. Schéma de configuration pour la configuration B30
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
6 ABB
Description de la configuration A40
RET670 A40 – Transformateur à 3 enroulements
dans une configuration à un seul disjoncteur 24AI
(9I+3U, 9I+3U)
W2_QA1
W1_QB2W1_QB1
W3_QA1
W1_QA1
Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions
Fonctions en option
W1
W2
W3
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I>BF
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I>BF
OC4 PTOC
51 3I>
CC RBRF
50BF 3I>BF
FUF SPVC
U>/I<
SMP PTRC
94 1 → 0
SMP PTRC
94 1 → 0
ETP MMTR
MET W/Varh
C MSQI
MET Isqi
C MMXU
MET I
TR PTTR
49 θ>
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
CC PDSC
52PD PD
T3W PDIF
87T 3Id/I>
C MSQI
MET Isqi
TR PTTR
49 θ>
LOV PTUV
27 3U<
BRC PTOC
46 Iub>
VDC PTOV
60 Ud>
EC PSCH
85
Q CBAY
3 Control
CCS SPVC
87 INd/I
ECRW PSCH
85
S SIMG
63
87 Id>
HZ PDIF ZMH PDIS
21 Z<
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
TR1 ATCC
90 ↑↓
CV GAPC
2(I>/U<)
SA PFRC
81 df/dt <>
SA PTOF
81 f>
SA PTUF
81 f<
OEX PVPH
24 U/f>
SMP PTRC
94 1 → 0
TCM YLTC
84 ↑↓
DRP RDRE
DFR/SER DR
V MMXU
MET U
OV2 PTOV
59 2(3U>)
REF PDIF
87N IdN/I
REF PDIF
87N IdN/I
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
C MMXU
MET I
ZMQ PDIS
21 Z<
ZM RPSB
68 Zpsb 32 P>
GOP PDOP
UV2 PTUV
27 2(3U<)
C MMXU
MET I
EF PIOC
50N IN>>
C MSQI
MET Isqi
GUP PDUP
37 P<
TR8 ATCC
90 ↑↓
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
CV MMXN
MET P/Q
TCL YLTC
84 ↑↓
SDE PSDE
67N IN>
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
S XCBR
3 Control
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
VN MMXU
MET UN
V MSQI
MET Usqi
VN MMXU
MET UN
S SIML
71
Q CRSV
3 Control
S SCBR FDPS PDIS
21
VD SPVC
60 Ud>
ZDM RDIR
21D Z<_>
ZDA RDIR
21 Z<_>
ZD RDIR
21D Z<_>
ZMM PDIS
21 Z<
ZGV PDIS
21 Z<
ZMMA PDIS
21 Z<
ZMQA PDIS
21 Z<
ZSM GAPC
FMPS PDIS
21
WA1
WA2
W1_CT
W1_NCT
W2_NCT
W3_CT
W2_CT
W2_VT
W3_VT_3U0
W2_WA1_VT
WA1
WA1
VN MMXU
MET UN
SES RSYN
25 SC/VC
0090_=IEC05000850=4=fr=Original.vsd
IEC05000850 V4 FR
Figure 3. Schéma de configuration pour la configuration A40
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 7
Description de la configuration B40
RET670 B40 – Transformateur à 3 enroulements
dans une configuration à plusieurs disjoncteurs
24AI (9I+3U, 9I+3U)
QB9
PH PIOC
50 3I>>
EF PIOC
50N IN>>
W1_QB2W1_QB1
TCM YLTC
84 ↑↓
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I> BF
W1_QA2
W1_QA1
QB61 QB62
CC RBRF
50BF 3I> BF
CC PDSC
52PD PD
C MSQI
MET Isqi
C MMXU
MET I
CC PDSC
52PD PD
W2_QA1
W3_QA1
DRP RDRE
DFR/DER DR
V MMXU
MET U
V MSQI
MET Usqi
LOV PTUV
27 3U<
UV2 PTUV
27 2(3U<)
OV2 PTOV
59 2(3U>)
ETP MMTR
MET W/Varh
CV MMXN
MET P/Q
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
REF PDIF
87N IdN/I
CC RBRF
50BF 3I> BF
OC4 PTOC
51 4(3I>)
TR PTTR
49 θ>
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
CC RBRF
50BF 3I> BF 51 4(3I>)
OC4 PTOC TR PTTR
49 θ>
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
FUF SPVC
U>/I<
W1
W2
W3
94 1 → 0
SMP PTRC
SMP PTRC
94 1 → 0
SMP PTRC
94 1 → 0
94 1 → 0
SMP PTRC
REF PDIF
87N IdN/I
T3W PDIF
87T 3Id/I>
Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions
Fonctions en option
BRC PTOC
46 Iub>
VDC PTOV
60 Ud>
EC PSCH
85
Q CBAY
3 Control
CCS SPVC
87 INd/I
ECRW PSCH
85
S SIMG
63
87 Id>
HZ PDIF ZMH PDIS
21 Z<
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
TR1 ATCC
90 ↑↓
CV GAPC
2(I>/U<)
SA PFRC
81 df/dt <>
SA PTOF
81 f>
SA PTUF
81 f<
OEX PVPH
24 U/f>
ZMQ PDIS
21 Z<
ZM RPSB
68 Zpsb 32 P>
GOP PDOPGUP PDUP
37 P<
TR8 ATCC
90 ↑↓
TCL YLTC
84 ↑↓
SDE PSDE
67N IN>
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
S XCBR
3 Control
S SIML
71
Q CRSV
3 Control
S SCBR FDPS PDIS
21
VD SPVC
60 Ud>
ZDM RDIR
21D Z<_>
ZDA RDIR
21 Z<_>
ZD RDIR
21D Z<_>
ZMM PDIS
21 Z<
ZGV PDIS
21 Z<
ZMMA PDIS
21 Z<
ZMQA PDIS
21 Z<
ZSM GAPC
FMPS PDIS
21
VN MMXU
MET UN
VN MMXU
MET UN
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
WA1 WA2
W1_CT2
W1_CT1
W1_NCT
W2_NCT
W3_VT_3U0
W3_CT
W2_CT
W2_VT
WA1
W2_WA1_VT
WA1
VN MMXU
MET UN
SES RSYN
25 SC/VC
0093_=IEC05000851=4=fr=Original.vsd
IEC05000851 V4 FR
Figure 4. Schéma de configuration pour la configuration B40
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
8 ABB
Description de la configuration A10
RET670 A10 – Protection de secours de
transformateur 12AI (9I+3U)
W2_QA1
W1_QB2W1_QB1
W3_QA1
W1_QA1
W1
W2
W3
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I>BF
OC4 PTOC
51 4(3I>)
CC RBRF
50BF 3I>BF
OC4 PTOC
51 3I>
CC RBRF
50BF 3I>BF
SMP PTRC
94 1 → 0
SMP PTRC
94 1 → 0
C MSQI
MET Isqi
C MMXU
MET I
TR PTTR
49 θ>
C MSQI
MET Isqi
SMP PTRC
94 1 → 0
DRP RDRE
DFR/SER DR
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
C MMXU
MET I
C MMXU
MET I
EF PIOC
50N IN>>
C MSQI
MET Isqi
VN MMXU
MET UN
WA1
WA2
W1_CT
W3_CT
W2_CT
W2_VT
W2_WA1_VT
WA1
WA1
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions
Fonctions en option
V MSQI
MET UN
ETP MMTR
MET W/Varh
S SIMG
63
V MMXU
MET U
LOV PTUV
27 3U<
SDE PSDE
67N IN>
HZ PDIF
87 Id>
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
SA PFRC
81 df/dt<>
SA PTOF
81 f>
SA PTUF
81 f<
UV2 PTUV
27 2(3U<)
OV2 PTOV
59 2(3U>)
REF PDIF
87N IdN/I
VDC PTOV
60 Ud>
BRC PTOC
46 Iub>
VD SPVC
60 Ud>
S SCBR
S SIML
71
Q CBAY
3 Control
VN MMXU
MET UN
EF4 PTOC
51N 4(IN>)
SES RSYN
25 SC/VC
CV MMXN
MET P/Q
=IEC07000191=4=fr=Original.vsd
IEC07000191 V4 FR
Figure 5. Schéma de configuration pour la configuration A10
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 9
Description de la configuration A25
RET670 A25 – Contrôle de la tension 12AI (6I+6U)
TCM YLTC
84 ↑↓
C MMXU
MET I
TCM YLTC
84 ↑↓
DRP RDRE
DFR/SER DR
TRF1_W2_QA1
QA11
CCS SPVC
87 INd/I
Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions
Fonctions en option
LOV PTUV
27 3U<
ETP MMTR
MET W/Varh
VDC PTOV
60 Ud>
SMP PTRC
94 1 → 0
EF PIOC
50N IN>>
PH PIOC
50 3I>>
TCL YLTC
84 ↑↓
SDE PSDE
67N IN>
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
OC4 PTOC
51_67 4(3I>)
UV2 PTUV
27 2(3U<)
OV2 PTOV
59 2(3U>)
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
S SIMG
63
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
S XCBR
3 Control
BRC PTOC
46 Iub>
TR1 ATCC
90 ↑↓
TR8 ATCC
90 ↑↓
TR8 ATCC
90 ↑↓
C MSQI
MET Isqi
CV MMXN
P/QMET
CV MMXN
MET P/Q
C MSQI
MET Isqi
C MMXU
MET I
V MMXU
MET U
Q CBAY
3 Control
S SIML
71
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
Q CRSV
3 Control
VD SPVC
60 Ud>
TRF1_W2_VT
TRF2_W2_VT
TRF1_W2_CT
TRF2_W2_CT
W1
W2
TRF1
W1
W2
TRF2
TRF2_W2_QA1
VN MMXU
MET UN
V MSQI
UsqiMET
VN MMXU
MET UN
V MMXU
MET U
V MSQI
UsqiMET
IEC07000192 V3 FR
Figure 6. Schéma de configuration pour la configuration A25
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
10 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)
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 11
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
Protection différentielle
T2WPDIF 87T Protection différentielle detransformateur, deuxenroulements
1-2 1 1
T3WPDIF 87T Protection différentielle detransformateur, troisenroulements
1-2 1 1
HZPDIF 87 Protection différentielle à hauteimpédance 1Ph
0-6 1 3-A02 3-A02 3-A02 3-A02
REFPDIF 87N Protection différentielle de terre,basse impédance
0-3 1 2 2 2-B1-A01
2-B1-A01
LDRGFC 11REL Logique de sécuritésupplémentaire pour la protectiondifférentielle
0-1
Protection d'impédance
ZMQPDIS,ZMQAPDIS
21 Zone de protection de distance,caractéristique quadrilatérale
0-5 4-B12 4-B12 4-B12 4-B12
ZDRDIR 21D Impédance directionnelle,quadrilatérale
0-2 2-B12 2-B12 2-B12 2-B12
ZMCPDIS,ZMCAPDIS
21 Zone de mesure de distance,caractéristique quadrilatéralepour les lignes à compensationsérie
0-5
ZDSRDIR 21D Fonction quadrilatéraled'impédance directionnelle,comprenant la compensationsérie
0-2
FDPSPDIS 21 Sélection de phase,caractéristique quadrilatérale àangle fixe
0-2 2-B12 2-B12 2-B12 2-B12
ZMHPDIS 21 Protection de distancemultichaîne non commutée (full-scheme), caractéristique mho
0-5 4-B13 4-B13 4-B13 4-B13
ZMMPDIS,ZMMAPDIS
21 Protection de distancemultichaîne non commutée (full-scheme), caractéristiquequadrilatérale pour défauts deterre
0-5 4-B13 4-B13 4-B13 4-B13
ZDMRDIR 21D Élément d'impédancedirectionnelle à caractéristiquemho
0-2 2-B13 2-B13 2-B13 2-B13
ZDARDIR Fonction directionnellesupplémentaire de protection dedistance pour les défauts de terre
0-1 1-B13 1-B13 1-B13 1-B13
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
12 ABB
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
ZSMGAPC Logique de surveillanceimpédancemétrique decaractéristique mho
0-1 1-B13 1-B13 1-B13 1-B13
FMPSPDIS 21 Identification de la phase endéfaut avec empiètement decharge
0-2 2-B13 2-B13 2-B13 2-B13
ZMRPDIS,ZMRAPDIS
21 Zone de protection de distance,caractéristique quadrilatérale,réglages indépendants
0-5
FRPSPDIS 21 Sélection de phase,caractéristique quadrilatérale àangle fixe
0-2
ZMFPDIS 21 Protection de distance très rapide 0-1
ZMFCPDIS 21 Protection de distance très rapidepour lignes à compensation série
0-1
ZMRPSB 68 Détection des oscillations depuissance
0-1 1-B121-B13
1-B121-B13
1-B121-B13
1-B121-B13
PSLPSCH Logique des oscillations depuissance
0-1
PSPPPAM 78 Protection contre les glissementsde pôle/ruptures de synchronisme
0-1
OOSPPAM 78 Protection contre les ruptures desynchronisme
0-1
PPLPHIZ Logique de préférence de phase 0-1
ZGVPDIS 21 Protection à minimumd'impédance pour les alternateurset les transformateurs
0-1 1-B14 1-B14 1-B14 1-B14
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 13
Fonctions de protection de secours
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
Protection de courant
PHPIOC 50 Protection instantanée àmaximum de courant de phase
0-8 3 2 2 3 3 2-C19
OC4PTOC 51_671) Protection à maximum decourant de phase à quatre seuils
0-8 3 2 2 3 3 2-C19
EFPIOC 50N Protection instantanée àmaximum de courant résiduel
0-8 3 2 2 3 3 2-C19
EF4PTOC 51N67N2)
Protection à maximum decourant résiduel à quatre seuils
0-8 3 2 2 3 3 2-C19
NS4PTOC 46I2 Protection directionnelle àmaximum de courant inverse àquatre seuils
0-8 2-C42 2-C42 2-C42 3-C43 3-C43 2-C19
SDEPSDE 67N Protection directionnellesensible de maximum d'intensitéde courant résiduel et depuissance homopolaire
0-3 1 1-C16 1-C16 1-C16 1-C16 1-C16
LCPTTR 26 Protection de surchargethermique, une constante detemps, Celsius
0-2
LFPTTR 26 Protection de surchargethermique, une constante detemps, Fahrenheit
0-2
TRPTTR 49 Protection de surchargethermique, deux constantes detemps
0-6 1 1B1-C05
1B1-C05
2B1-C05
2B1-C05
CCRBRF 50BF Protection contre lesdéfaillances de disjoncteur
0-6 3 2 4 3 6
CCPDSC 52PD Protection contre lesdiscordances de pôles
0-2 1 2 1 2
GUPPDUP 37 Protection directionnelle àminimum de puissance
0-2 1-C17 1-C17 1-C17 1-C17
GOPPDOP 32 Protection directionnelle àmaximum de puissance
0-2 1-C17 1-C17 1-C17 1-C17
BRCPTOC 46 Vérification des ruptures deconducteur
1 1 1 1 1 1 1
CBPGAPC Protection de gradin de batteriede condensateurs
0-6
NS2PTOC 46I2 Protection temporisée àmaximum de courant inversepour les machines
0-2
VRPVOC 51V Protection à maximum decourant avec retenue de tension
0-3
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
14 ABB
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
Protection de tension
UV2PTUV 27 Protection à minimum detension à deux seuils
0-3 1-D01 1B1-D01
1B1-D01
1B2-D02
1B2-D02
2-D02
OV2PTOV 59 Protection à maximum detension à deux seuils
0-3 1-D01 1B1-D01
1B1-D01
1B1-D02
1B1-D02
2-D02
ROV2PTOV 59N Protection à maximum detension résiduelle à deux seuils
0-3 1-D01 1B1-D01
1B1-D01
1B1-D02
1B1-D02
2-D02
OEXPVPH 24 Protection contre lasurexcitation
0-2 1-D03 1-D03 2-D04 2-D04
VDCPTOV 60 Protection différentielle detension
0-2 2 2 2 2 2 2
LOVPTUV 27 Vérification de perte de tension 1 1 1 1 1 1 1
Protection de fréquence
SAPTUF 81 Protection à minimum defréquence
0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01
SAPTOF 81 Protection à maximum defréquence
0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01
SAPFRC 81 Protection de taux de variationde fréquence
0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01
Protection à multi-utilités
CVGAPC Protection générale de courantet de tension
0-9 6-F02 6-F02 6-F02 6-F02
Calcul général
SMAIHPAC Filtre multifonction 0-6
1) 67 : tension nécessaire2) 67N : tension nécessaire
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 15
Fonctions de contrôle-commande et de surveillance
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
Contrôle-commande
SESRSYN 25 Contrôle de synchronisme, contrôlede présence tension etsynchronisation
0-6 1 1 1-B, 2-H01
1-B, 3-H02
1-B, 4-H03
APC30 3 Contrôle-commande d’appareillagesde coupure pour 6 cellules maximum,max 30 appareillages (6disjoncteurs), y comprisinterverrouillage
0-1 1-H09 1-H09 1-H09 1-H09 1-H09
QCBAY Contrôle-commande d’appareillagesde coupure
1+5/APC30 1 1+5/APC3
0
1+5/APC30
1+5/APC3
0
1+5/APC30
1+5/APC30
LOCREM Gestion des positions ducommutateur LR (local/distant)
1+5/APC30 1 1+5/APC3
0
1+5/APC30
1+5/APC3
0
1+5/APC30
1+5/APC30
LOCREMCTRL Commande IHML de PSTO 1+5/APC30 1 1+5/APC3
0
1+5/APC30
1+5/APC3
0
1+5/APC30
1+5/APC30
TR1ATCC 90 Contrôle de tension automatique durégleur, contrôle simple
0-4 1-H11 1-H11 1-H11,2-H16
1-H11,2-H16
22-H16
TR8ATCC 90 Contrôle de tension automatique durégleur, contrôle parallèle
0-4 1-H15 1-H15 1-H15,2-H18
1-H15,2-H18
22-H18
TCMYLTC 84 Contrôle et supervision du régleur, 6entrées binaires
0-4 4 4 4 4 4
TCLYLTC 84 Contrôle et supervision du régleur, 32entrées binaires
0-4 4 4 4 4 4
SLGAPC Commutateur rotatif logique pour lasélection de fonctions et laprésentation sur l'IHML
15 15 15 15 15 15 15
VSGAPC Commutateur de sélection miniature 20 20 20 20 20 20 20
DPGAPC Fonction de communicationgénérique pour indication pointdouble
16 16 16 16 16 16 16
SPC8GAPC Contrôle générique à point unique, 8signaux
5 5 5 5 5 5 5
AUTOBITS AutomationBits, fonction decommande pour DNP3.0
3 3 3 3 3 3 3
SINGLECMD Commande simple, 16 signaux 4 4 4 4 4 4 4
I103CMD Fonction commandes pour CEI60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103GENCMD Fonction commandes génériquespour CEI 60870-5-103
50 50 50 50 50 50 50
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
16 ABB
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
I103POSCMD Commandes DEI avec position etsélection pour CEI 60870-5-103
50 50 50 50 50 50 50
I103POSCMDV Commandes directes de DEI avecposition pour CEI 60870-5-103
10 10 10 10 10 10 10
I103IEDCMD Commandes DEI pour CEI60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103USRCMD Fonction commandes définies parl'utilisateur pour CEI 60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
Surveillance dusystèmesecondaire
CCSSPVC 87 Surveillance de circuit de courant 0-5 2 3 3 5 4
FUFSPVC Supervision fusion fusible 0-4 1 3 3 3 3
VDSPVC 60 Supervision fusion fusible basée surla différence de tension
0-4 1-G03 1-G03 1-G03 1-G03 1-G03 1-G03
Logique
SMPPTRC 94 Logique de déclenchement 6 6 6 6 6 6 6
TMAGAPC Logique pour matrice dedéclenchement
12 12 12 12 12 12 12
ALMCALH Logique pour alarme de groupe 5 5 5 5 5 5 5
WRNCALH Logique pour avertissement degroupe
5 5 5 5 5 5 5
INDCALH Logique pour indication de groupe 5 5 5 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 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 17
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
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 1 1 1
B16I Conversion binaire 16 bits en nombreentier
18 18 18 18 18 18 18
BTIGAPC Conversion binaire 16 bits en nombreentier avec représentation de nœudlogique
16 16 16 16 16 16 16
IB16 Conversion nombre entier en binaire16 bits
18 18 18 18 18 18 18
ITBGAPC Conversion du nombre entier en jeude 16 signaux binaires avecreprésentation de nœud logique
16 16 16 16 16 16 16
TEIGAPC Intégrateur de temps écoulé avectransgression des limites etsupervision des débordements
12 12 12 12 12 12 12
INTCOMP Comparateur pour entrées Nombreentier
12 12 12 12 12 12 12
REALCOMP Comparateur pour entrées Nombreréel
12 12 12 12 12 12 12
Surveillance
CVMMXN,VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU
Mesures 6 6 6 6 6 6 6
CMMXU Mesures 10 10 10 10 10 10 10
AISVBAS Bloc fonctionnel pour présentationdes valeurs de service des entréesanalogiques secondaires
1 1 1 1 1 1 1
EVENT Fonction d'événement 20 20 20 20 20 20 20
DRPRDRE,A1RADR-A4RADR,B1RBDR-B8RBDR
Rapport de perturbographie 1 1 1 1 1 1 1
SPGAPC Fonction de communicationgénérique pour indication pointunique
64 64 64 64 64 64 64
SP16GAPC Fonction de communicationgénérique pour indication pointunique, 16 entrées
16 16 16 16 16 16 16
MVGAPC Fonction de communicationgénérique pour valeur mesurée
24 24 24 24 24 24 24
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
18 ABB
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
BINSTATREP Rapport d'état des signaux logiques 3 3 3 3 3 3 3
RANGE_XP Bloc d'extension des valeurs demesure
66 66 66 66 66 66 66
SSIMG 63 Surveillance du milieu gazeux 21 21 21 21 21 21 21
SSIML 71 Surveillance du milieu liquide 3 3 3 3 3 3 3
SSCBR Surveillance disjoncteur 0-18 9-M17 6-M15 12-M12 9-M17 18-M16
I103MEAS Valeurs à mesurer pour CEI60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103MEASUSR Signaux à mesurer définis parl'utilisateur pour CEI 60870-5-103
3 3 3 3 3 3 3
I103AR Fonction état de réenclencheurautomatique pour CEI 60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103EF Fonction état de défaut de terre pourCEI 60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103FLTPROT Fonction état de protection pourCEI 60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103IED État DEI pour CEI 60870-5-103 1 1 1 1 1 1 1
I103SUPERV État de la surveillance pour CEI60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
I103USRDEF État des signaux définis parl'utilisateur pour CEI 60870-5-103
20 20 20 20 20 20 20
L4UFCNT Compteur d'événements avecsupervision des limites
30 30 30 30 30 30 30
TEILGAPC Compteur heures de fonctionnement 9 9 9 9 9 9 9
Mesures
PCFCNT Logique de compteur d’impulsions 16 16 16 16 16 16 16
ETPMMTR Fonction de calcul de l'énergie etgestion de la demande d'énergie
6 6 6 6 6 6 6
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 19
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
20 ABB
Communication
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
Communication interne du poste
LONSPA, SPA Protocole de communication SPA 1 1 1 1 1 1 1
ADE Protocole de communication LON 1 1 1 1 1 1 1
HORZCOMM Variables de réseau via LON 1 1 1 1 1 1 1
PROTOCOL Sélection du fonctionnement entreSPA et CEI 60870-5-103 pour SLM
1 1 1 1 1 1 1
RS485PROT Sélection du mode defonctionnement pour RS485
1 1 1 1 1 1 1
RS485GEN RS485 1 1 1 1 1 1 1
DNPGEN Protocole général decommunication DNP3.0
1 1 1 1 1 1 1
DNPGENTCP Protocole général TCP decommunication DNP3.0
1 1 1 1 1 1 1
CHSERRS485 DNP3.0 pour protocole decommunication EIA-485
1 1 1 1 1 1 1
CH1TCP, CH2TCP,CH3TCP, CH4TCP
DNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP
1 1 1 1 1 1 1
CHSEROPT DNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP et EIA-485
1 1 1 1 1 1 1
MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP
DNP3.0 pour protocole decommunication série
1 1 1 1 1 1 1
DNPFREC Enregistrement des incidentsDNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP et EIA-485
1 1 1 1 1 1 1
CEI 61850-8-1 Fonction de réglage des paramètrespour CEI 61850
1 1 1 1 1 1 1
GOOSEINTLKRCV Communication horizontale viaGOOSE pour l'interverrouillage
59 59 59 59 59 59 59
GOOSEBINRCV Réception binaire GOOSE 16 16 16 16 16 16 16
GOOSEDPRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour laréception de valeur double point
64 64 64 64 64 64 64
GOOSEINTRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour laréception de valeur entière
32 32 32 32 32 32 32
GOOSEMVRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour laréception de valeur à mesurer
60 60 60 60 60 60 60
GOOSESPRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour laréception de valeur point unique
64 64 64 64 64 64 64
GOOSEVCTRRCV Communication horizontale viaGOOSE pour VCTR
7 7 7 7 7 7 7
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 21
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
GOOSEVCTRCONF Configuration GOOSE VCTR pourémission et réception
1 1 1 1 1 1 1
MULTICMDRCV,MULTICMDSND
Commande multiple et transmission 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10
FRONT, LANABI,LANAB, LANCDI,LANCD
Configuration Ethernet des liaisons 1 1 1 1 1 1 1
GATEWAY Configuration Ethernet liaison 1 1 1 1 1 1 1 1
OPTICAL103 Communication série optique CEI60870-5-103
1 1 1 1 1 1 1
RS485103 Communication série CEI60870-5-103 pour RS485
1 1 1 1 1 1 1
AGSAL Composant générique pourapplication de sécurité
1 1 1 1 1 1 1
LD0LLN0 CEI 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1 1 1
SYSLLN0 CEI 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1 1 1
LPHD Informations sur le dispositifphysique
1 1 1 1 1 1 1
PCMACCS Protocole de configuration du DEI 1 1 1 1 1 1 1
SECALARM Composant d'affectation desévénements liés à la sécurité dansdes protocoles comme DNP3 et CEI103
1 1 1 1 1 1 1
FSTACCSFSTACCSNA
Accès à l'outil de service sur site viale protocole SPA par communicationEthernet
1 1 1 1 1 1 1
ACTIVLOG Paramètres de consignation desactivités
1 1 1 1 1 1 1
ALTRK Suivi service 1 1 1 1 1 1 1
SINGLELCCH Etat liaison port Ethernet simple 1 1 1 1 1 1 1
PRPSTATUS Etat liaison port Ethernet double 1 1 1 1 1 1 1
Communication de bus deprocessus CEI 61850-9-2 1)
PRP Protocole de redondance parallèleCEI 62439-3
0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03
Communication éloignée
Transfert de signaux binaires(réception/transmission)
6/36 6/36 6/36 6/36 6/36 6/36 6/36
Transmission de donnéesanalogiques depuis LDCM
1 1 1 1 1 1 1
Réception d'états binaires depuisLDCM de l’autre extrémité
6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
22 ABB
CEI 61850 ANSI Description de la fonction Transformateur
RET670(personnalisé)
RE
T67
0 (A
10)
RE
T67
0 (A
30)
RE
T67
0 (B
30)
RE
T67
0 (A
40)
RE
T67
0 (B
40)
RE
T67
0 (A
25)
Schéma de téléprotection
ECPSCH 85 Logique de téléprotection pour laprotection à maximum de courantrésiduel
0-1 1 1 1 1
ECRWPSCH 85 Logique d'inversion de courant et defaible report de charge pour laprotection à maximum de courantrésiduel
0-1 1 1 1 1
1) Uniquement incluse pour les produits 9-2LE
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 23
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
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24 ABB
Tableau 5. Fonctions de base du DEI, suite
CEI 61850 ou nom de lafonction
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
CEI 61850 ou nom de lafonction
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 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 25
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 7. Configuration de groupe TC pour laprotection différentielle
Les possibilités de réglage couvrent les applications deprotection différentielle pour tous types de transformateurs depuissance et d'auto-transformateurs avec ou sans régleur encharge, ainsi que pour les réactances shunt et les départslocaux dans le poste. Une fonction de stabilisation adaptativeest incluse pour les courants de défauts traversantsimportants.En introduisant la position du régleur en charge, ledémarrage de la protection différentielle peut être réglé à sasensibilité optimale, couvrant ainsi les défauts internes de faibleniveau.
Une fonction de stabilisation est fournie pour les courantsd'appel et de surexcitation respectivement. Un blocagetransversal est également disponible. La stabilisationadaptative prend également en compte les courants d'appel etla saturation des TC lors des défauts externes. Un élément deprotection différentielle de courant seuil haut sans retenuepermet un déclenchement ultra rapide en cas de courant dedéfaut interne élevé.
Un élément de protection différentielle sensible est inclus. Ils'appuie sur la théorie des composantes inverses de courant.Cet élément offre la meilleure couverture possible contre lesdéfauts entre spires des enroulements de transformateurs depuissance.
Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIFLes fonctions de protection différentielle à haute impédance1Ph HZPDIF peuvent être utilisées lorsque les noyaux de TCconcernés présentent le même rapport de transformation etdes caractéristiques de magnétisation similaires. Chaquefonction utilise une sommation externe des courantssecondaires TC par enroulement. En fait, tous les circuitssecondaires de TC qui sont concernés par la protectiondifférentielle sont connectés en parallèle. Une résistance sérieexterne et une varistance, toutes deux montées à l'extérieur duDEI, sont également nécessaires.
La résistance externe doit être commandée parmi lesaccessoires du DEI figurant dans le guide produit.
La fonction HZPDIF peut être utilisée pour protéger les lesdéparts en piquages (T) ou les jeux de barres, les réactancesshunts, les moteurs, les auto-transformateurs, les batteries decondensateurs, etc. Un bloc fonctionnel de ce type est utilisépour la protection différentielle de terre haute impédance. Troisblocs fonctionnels de ce type sont utilisés pour générer uneprotection différentielle triphasée phase par phase. Plusieursinstances de bloc fonctionnel (par exemple, six) peuvent êtredisponibles 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 chaqueenroulement 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 8.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
26 ABB
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 8. Exemples d'applications de la fonction REFPDIF
Logique de sécurité supplémentaire pour la protectiondifférentielle LDRGFCLa logique de sécurité supplémentaire pour la protectiondifférentielle (LDRGFC) peut aider à la sécurisation de laprotection, en particulier lorsque le système de communicationest dans un état anormal ou, par exemple, en cas d'asymétrienon spécifiée dans la liaison de communication. Elle permet deréduire la probabilité de mauvais fonctionnement de laprotection. La fonction LDRGFC est plus sensible que lalogique de protection principale et fonctionne toujours pourtous les défauts détectés par la fonction différentielle. Lafonction LDRGFC se compose de quatre sous-fonctions :
• Variation de courant phase-phase• Critère de courant homopolaire• Critère de baisse de tension• Critère de baisse de courant
La variation de courant phase-phase utilise les échantillons decourant comme entrée et calcule la variation en utilisant unalgorithme basé sur les valeurs d'échantillonnage. La fonctionde variation de courant phase-phase est une fonctionimportante pour l'accomplissement des objectifs de l'élémentde démarrage.
Le critère homopolaire utilise le courant homopolaire commeentrée. Cela permet d'augmenter la sécurisation de laprotection en cas de défaut à impédance élevée.
Le critère de baisse de tension utilise les tensions de phase etles tensions phase-phase comme entrées. Cela permetd'augmenter la sécurité de la protection lorsqu'un défauttriphasé survient à l'extrémité avec faible source.
Le critère de baisse de courant utilise les courants de phasecomme entrées. Cela permet d'augmenter la fiabilité lors del'enclenchement sur défaut de ligne sans charge.
La fonction différentielle peut être autorisée à se déclencheralors qu'aucune charge n'est alimentée via la ligne et que laprotection ne fonctionne pas correctement.
Caractéristiques :
• L'élément de démarrage est assez sensible pour détecterl'état anormal du système protégé
• L'élément de démarrage n'influence pas le temps defonctionnement de la protection principale
• L'élément de démarrage détecterait les défauts évolutifs,les défauts à impédance élevée et les défauts triphasés ducôté source faible
• Il est possible de bloquer chacune des sous-fonctions del'élément de démarrage
• Le signal de démarrage dispose d'une durée d'impulsionréglable
4. Protection d'impédance
Zone de mesure de la distance, caractéristique quadrilatéraleZMQPDIS, ZMQAPDISLa protection de distance est une fonction de protection àmultichaîne non commutée (full-scheme) avec jusqu'à cinqzones (en fonction de la variante du produit) et trois boucles dedéfaut pour les défauts entre phases et trois boucles de défautpour les défauts phase-terre pour chacune des zonesindépendantes. Les réglages individuels pour chaque zone enrésistance et réactance offrent une souplesse d'utilisationcomme protection de secours pour les transformateursraccordés à des lignes aériennes et des câbles de tous types etde toutes longueurs.
La fonction ZMQPDIS, associée à la fonction de sélection dephase avec empiètement de charge FDPSPDIS, dispose desfonctionnalités nécessaires à l'empiètement de charge, ce quiaccroît les possibilités de détection des défauts à résistanceélevée sur les lignes fortement chargées, comme illustré à lafigure 9.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 27
IEC05000034 V1 FR
Figure 9. Zone de protection de distance quadrilatérale classiqueavec sélection de phase à empiètement de chargeFDPSPDIS activée
La mesure indépendante de l'impédance pour chaque bouclede défaut ainsi qu'une sélection de phase intégrée, sensible etfiable, rendent cette fonction adaptée aux applications avecréenclenchement automatique monophasé.
L'algorithme de compensation de charge adaptatif intégréempêche l'extension de portée de la zone 1 à l'extrémitéexportatrice de charge lors de défauts phase-terre sur leslignes fortement chargées.
Les zones de protection de distance peuvent fonctionnerindépendamment les unes des autres, en mode directionnel(aval ou amont) ou en mode non directionnel. Cela les rendadaptées, en association avec différents schémas detéléprotection, à la protection de lignes et câbles dans desconfigurations de réseau complexes comme les lignesparallèles et les lignes à plusieurs extrémités.
Zone de mesure de distance, caractéristique quadrilatéralepour les lignes à compensation série ZMCPDIS, ZMCAPDISLa protection de distance de ligne est une protection àmultichaîne non commutée (full-scheme) avec jusqu'à cinqzones (en fonction de la variante du produit) et trois boucles dedéfaut pour les défauts entre phases et trois boucles de défautpour les défauts phase-terre pour chacune des zonesindépendantes. Les réglages individuels de chaque zone enportée résistive et réactive offrent une souplesse d'utilisationcomme protection pour lignes aériennes de différents types ettailles.
Une caractéristique quadrilatérale est disponible.
La fonction ZMCPDIS possède une fonctionnalitéd'empiètement de charge qui accroît les possibilités dedétection des défauts très résistants sur les lignes fortementchargées.
IEC05000034 V1 FR
Figure 10. Zone de protection de distance quadrilatérale classiqueavec fonction d'empiètement de charge activée
Les zones de protection de distance peuvent fonctionner,indépendamment les unes des autres, en mode directionnel(aval ou amont) ou en mode non directionnel. Cela les rendadaptées, en association avec différents schémas detéléprotection, à la protection de lignes et câbles dans desconfigurations de réseau complexes comme les lignesparallèles et les lignes à plusieurs extrémités.
Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angle fixeFDPSPDISLe fonctionnement des réseaux de transport est de nos joursdans de nombreux cas proche de la limite de stabilité. Du fait deconsidérations environnementales, le rythme d'expansion et derenforcement du système électrique est réduit, commel'illustrent par exemple les difficultés d'obtention de permis deconstruire de nouvelles lignes électriques. La faculté de classerde manière précise et fiable les différents types de défauts afinde pouvoir utiliser le déclenchement et le réenclenchementautomatique monophasé joue un rôle important à cet égard. Lafonction de sélection de phase à caractéristique quadrilatéraleavec angle fixe FDPSPDIS est conçue pour sélectionner avecprécision la bonne boucle de défaut dans la fonction deprotection de distance en fonction du type de défaut.
Les lignes à fortes charges, fréquentes dans de nombreuxréseaux de transport, rendent la couverture de la résistance auxdéfauts difficile à mettre en place. Par conséquent, FDPSPDISpossède un algorithme intégré pour l'empiètement de chargequi offre la possibilité d'augmenter le réglage résistif des zonesde sélection de phase et de mesure sans interférer avec lacharge.
Les signaux de sortie extensifs de la sélection de phasefournissent également des informations importantes sur lesphases en défaut, qui peuvent être utilisées pour l'analyse dedéfaut.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
28 ABB
Une sélection de phase en fonction du courant est égalementincluse. Les éléments de mesure ont pour fonction de mesureren continu les courants triphasés et le courant résiduel, et decomparer ces mesures aux valeurs définies.
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 cinq zones (en fonction de la variante duproduit) pour la détection des défauts de court-circuit et deterre.
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.
Protection de distance multichaîne non commutée (full-scheme), caractéristique quadrilatérale pour les défauts deterre ZMMPDIS, ZMMAPDISLa protection de distance de ligne est une fonction deprotection à multichaîne non commutée (full-scheme) avecjusqu'à cinq zones (en fonction de la variante du produit) et troisboucles de défaut pour les défauts phase-terre pour chacunedes zones indépendantes. Les réglages individuels de chaquezone en portée résistive et réactive offrent une souplessed'utilisation comme protection pour lignes aériennes dedifférents types et tailles.
Les fonctions de protection de distance multichaîne noncommutée (full-scheme), caractéristique quadrilatérale pour lesdéfauts de terre disposent de fonctionnalités d'empiètement decharge, qui augmentent la possibilité de détecter les défautstrès résistifs sur les lignes fortement chargées, voir Figure 9.
IEC05000034 V1 FR
Figure 11. Zone de protection de distance quadrilatérale classiqueavec fonction de sélection de phase, caractéristiquequadrilatérale à angle réglable FRPSPDIS activée
La mesure indépendante de l'impédance pour chaque bouclede défaut ainsi qu'une sélection de phase intégrée, sensible etfiable, font que cette fonction convient pour les applicationsavec réenclenchement automatique monophasé.
Les zones de protection de distance peuvent fonctionner,indépendamment les unes des autres, en mode directionnel(aval ou amont) ou en mode non directionnel. Cela les rendadaptées, en association avec différents schémas detéléprotection, à la protection de lignes et câbles dans desconfigurations de réseau complexes comme les lignesparallèles et les lignes à plusieurs extrémités.
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).
Logique de surveillance impédancemétrique decaractéristique Mho ZSMGAPCLa logique de surveillance impédancemétrique Mho(ZSMGAPC) comprend des fonctions de détection d'apparitionde défaut et de détection de SIR élevé. Elle possède égalementune fonctionnalité pour la logique de perte de potentiel et leschéma de blocage de canal pilote.
La logique ZSMGAPC peut se décomposer en deux partiesdistinctes :
1. Une logique de détection d'apparition de défaut2. Une logique de détection de SIR élevé
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 29
Identification de la phase en défaut avec empiètement decharge FMPSPDISLa faculté de classer de manière précise et fiable les différentstypes de défauts afin de pouvoir utiliser le déclenchement et leréenclenchement monophasés joue un rôle important dans lesréseaux actuels.
La fonction de sélection de phase est conçue pour sélectionneravec précision les bonnes boucles de défaut dans la fonctionde protection de distance en fonction du type de défaut.
Le transfert de charge importante qui est courant dans denombreux réseaux de transport peut dans certains casinterférer avec la portée de la zone de protection de distance etprovoquer un fonctionnement intempestif. La fonction a doncun algorithme intégré pour l'empiètement de charge qui offre lapossibilité d'augmenter le réglage résistif des zones de mesuresans interférer avec la charge.
Les signaux de sortie de la fonction de sélection de phasefournissent également des informations importantes sur lesphases défectueuses, qui peuvent également être utiliséespour l'analyse de défaut.
Zone de protection de distance, caractéristique quadrilatérale,réglages indépendants ZMRPDIS, ZMRAPDISLa protection de distance est une protection à multichaîne noncommutée avec jusqu'à cinq zones et trois boucles de défautpour les défauts phase-phase et trois boucles de défaut pourles défauts phase-terre pour chacune des zonesindépendantes. Les réglages individuels pour chaque zone enrésistance et réactance offrent une souplesse d'utilisationcomme protection de secours pour les transformateursraccordés à des lignes aériennes et des câbles de tous types etde toutes longueurs.
Une caractéristique quadrilatérale alternative mho estdisponible.
La fonction ZMRPDIS, associée à la fonction de sélection dephase, caractéristique quadrilatérale à angle réglableFRPSPDIS, dispose d'une fonctionnalité d'empiètement decharge, qui augmente la possibilité de détecter les défauts trèsrésistants sur les lignes fortement chargées.
Les zones de protection de distance peuvent fonctionner,indépendamment les unes des autres, en mode directionnel(aval ou amont) ou en mode non directionnel.
Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angleréglable FRPSPDISLe fonctionnement des réseaux de transport est de nos joursdans de nombreux cas proche de la limite de stabilité. Du fait deconsidérations environnementales, le rythme d'expansion et derenforcement du système électrique est réduit, commel'illustrent par exemple les difficultés d'obtention de permis deconstruire de nouvelles lignes électriques. La faculté de classerde manière précise et fiable les différents types de défauts afin
de pouvoir utiliser le déclenchement et le réenclenchementmonophasé joue un rôle important à cet égard. La fonction desélection de phase est conçue pour sélectionner avec précisionla bonne boucle de défaut dans la fonction de protection dedistance en fonction du type de défaut.
Les lignes à fortes charges, fréquentes dans de nombreuxréseaux de transport, rendent la couverture de la résistance auxdéfauts difficile à mettre en place. Par conséquent, la fonctionpossède un algorithme intégré pour l'empiètement de chargequi offre la possibilité d'augmenter le réglage résistif des zonesde sélection de phase et de mesure sans interférer avec lacharge.
Les signaux de sortie extensifs de la sélection de phasefournissent également des informations importantes sur lesphases en défaut, qui peuvent être utilisées pour l'analyse dedéfaut.
Une sélection de phase en fonction du courant est égalementincluse. Les éléments de mesure ont pour fonction de mesureren continu les courants dans les trois phases et le courantrésiduel, et de comparer ces mesures aux valeurs définies.
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.
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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.
Détection des oscillations de puissance ZMRPSBDes oscillations de puissance peuvent se produire après ladéconnexion de fortes charges ou le déclenchement descentrales de production de tailles importantes.
La fonction de détection des oscillations de puissanceZMRPSB permet de détecter les oscillations de puissance etd'activer le blocage de toutes les zones de protection dedistance. L'occurrence de courants de défaut de terre lorsd'une oscillation de puissance inhibe la fonction ZMRPSB afinde permettre l'élimination du défaut.
Logique des oscillations de puissance PSLPSCHLa logique des oscillations de puissance (PSLPSCH) est unefonction complémentaire de la fonction de détection des
oscillations de puissance (ZMRPSB). Elle permet ledéclenchement sélectif des défauts sur les lignes pendant lesoscillations du système (oscillations de puissance ouglissements de pôle), lorsque la fonction de protection dedistance doit être normalement bloquée. La logique complètecomprend deux parties :
• Partie communication et déclenchement : fournit ledéclenchement sélectif sur la base de zones de protectionde distance spécifiques et une logique de communicationqui ne sont pas bloqués pendant les oscillations dusystème.
• Partie blocage : bloque le fonctionnement intempestif de lazone 1 de protection de distance instantanée en casd'oscillations dues à des défauts et à leur élimination surles lignes adjacentes et autres éléments primaires.
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.
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Protection contre les glissements de pôle PSPPPAMDes événements soudains dans le système électrique, tels quedes changements importants de charge, l'apparition oul'élimination de défauts, peuvent entraîner des oscillations depuissance appelées "pompages". En cas de situation critique,les pompages deviennent si sévères que le synchronisme estperdu. Cette situation est appelée "glissement de pôle".L'objectif principal de la fonction de protection contre lesglissements de pôle (PSPPPAM) est de détecter, d'évaluer etde prendre les mesures adéquates en cas de glissement depôle dans le système électrique.
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.
Logique de préférence de phase PPLPHIZLa logique de préférence de phase optionnelle a pour principalobjectif de fournir un déclenchement sélectif en présende dedouble défauts à la terre dans les réseaux à neutre isolé ou misà la terre par l'intermédiaire d'une impédance de valeur élevée.
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 la
détection 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 % del'impédance du transformateur avec une impédance de sourceminimum. La fonction EFPIOC peut être configurée pourmesurer le courant résiduel des entrées de courant triphasé oule 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.
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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.
Le courant résiduel peut être calculé en additionnant lescourants triphasés ou à partir de l'entrée du TC neutre.
Protection à maximum de courant inverse à quatre seuilsNS4PTOCLa protection à maximum de courant inverse à quatre seuils(NS4PTOC) possède une caractéristique à temps inverse ou àtemps défini réglable séparément pour chaque seuil.
Toutes les caractéristiques du temps CEI et ANSI sontdisponibles, ainsi qu'une caractéristique optionnelledéfinissable par l'utilisateur.
La fonction directionnelle est polarisée par la tension.
La fonction NS4PTOC peut être configurée en directionnel ounon directionnel indépendamment pour chaque seuil.
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, une constante detemps LCPTTR/LFPTTRL'utilisation grandissante du réseau électrique au plus près deses limites thermiques entraîne la nécessité de protéger leslignes électriques contre les surcharges thermiques.
Une surcharge thermique ne sera la plupart du temps pasdétectée par les autres fonctions de protection. L'introductionde la protection contre les surcharges thermiques peutpermettre au circuit protégé de fonctionner au plus près deslimites thermiques.
La protection de mesure du courant triphasé dispose d'une
caractéristique I2t à constante de temps réglable et mémoirethermique. La température est affichée en degrés Celsius ouFahrenheit en fonction de la fonction utilisée : LCPTTR (Celsius)ou LFPTTR (Fahrenheit).
Un niveau d'alarme permet un avertissement avant, laissant letemps aux opérateurs de prendre les mesures nécessairesavant le déclenchement de la ligne.
Sont affichés le délai estimé de déclenchement avant opérationet le délai estimé de réenclenchement après opération.
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.
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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 :
• détection d'un flux de puissance active inversé• détection d'un flux de puissance réactive important
Chaque fonction comprend deux seuils avec destemporisations définies.
Vérification des ruptures de conducteur BRCPTOCL'objectif principal de la fonction de vérification des ruptures deconducteur (BRCPTOC) est la détection des conducteursrompus sur les lignes électriques et câbles protégés (défautsséries). La détection peut être utilisée pour déclencher unealarme ou un disjoncteur de ligne.
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 de banc de condensateurs (CBPGAPC)Les bancs de condensateurs shunt (SCB) sont utilisés dans unsystème électrique afin de fournir une compensation depuissance réactive et une correction du facteur de puissance.Ils sont également utilisés comme parties intégrantes desinstallations de compensateur statique (SVC) ou des filtresd'harmoniques. La fonction de protection de banc decondensateurs (CBPGAPC) est spécifiquement conçue pourassurer la protection et la supervision des SCB.
Protection temporisée à maximum de courant inverse pour lesmachines NS2PTOCLa protection temporisée à maximum de courant inverse pourles machines NS2PTOC est principalement destinée à laprotection des alternateurs contre une éventuelle surchauffe durotor engendrée par un courant inverse dans le stator.
Les courants inverses dans un alternateur peuvent, entreautres, résulter de :
• Charges déséquilibrées• Défauts entre lignes• Défauts ligne-terre• Rupture de conducteur• Dysfonctionnement d'un ou plusieurs pôles d'un
disjoncteur ou d'un sectionneur
La fonction NS2PTOC peut également être utilisée commeprotection de secours, c'est-à-dire pour protéger l'alternateurau cas où les protections de ligne ou les disjoncteurs nepeuvent pas éliminer les défauts de déséquilibre du réseau.
Afin de protéger efficacement l'alternateur contre les conditionsde déséquilibre extérieures, la fonction NS2PTOC est capablede mesurer directement le courant inverse. La fonctionNS2PTOC possède également une caractéristique detemporisation qui correspond à la caractéristique
d'échauffement de l'alternateur 22I t K= telle que définie
dans la norme IEEE C50.13.
où :
I2 est un courant inverse exprimé en unités ducourant nominal de l'alternateur
t est le temps de fonctionnement ensecondes
K est une constante dépendant de la taille del'alternateur et de sa conception
La fonction NS2PTOC dispose d'une large plage de réglages K,ainsi que d'une sensibilité suffisante pour détecter les courantsinverses et assurer un déclenchement de l'alternateur.
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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.
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 de protection à maximum de tension à deux seuils(OV2PTOV) peut être utilisée pour détecter les extrémités delignes ouvertes, normalement associées à une fonction demaximum de puissance réactive directionnelle afin desuperviser la tension du système. Lorsqu'elle est déclenchée, lafonction entraîne une alarme : connecter les réactances oudéconnecter les batteries de condensateurs.
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.
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.
Contrôle de perte de tension LOVPTUVLa fonction de contrôle de perte de tension LOVPTUV convientà une utilisation sur les réseaux dotés d'une fonction derestauration automatique du système. La fonction LOVPTUVémet une commande de déclenchement triphasé audisjoncteur, si toutes les tensions triphasées tombent endessous de la valeur définie pendant une durée supérieure autemps défini et si le disjoncteur reste fermé.
Le fonctionnement de la fonction LOVPTUV est surveillé par lafonction de surveillance fusion fusible FUFSPVC.
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
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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 délestagede production, le délestage de consommation et les schémasde restauration. La fonction SAPFRC peut faire la différenceentre une variation de fréquence positive et une variation defréquence négative. Une temporisation à temps défini estfournie pour le fonctionnement.
La fonction SAPFRC est dotée d'un blocage 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.
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 peuvent
être utilisés soit avec une caractéristique à temps inverse, soitavec une caractéristique à temps défini. Les seuils deprotection à maximum de courant peuvent être rendusdirectionnels via une grandeur de polarisation à tensionsélectionnable. En outre, ils peuvent être contrôlés/retenus partension et/ou courant. La fonction de retenue d'harmoniquesde rang 2 est également disponible. A une tension depolarisation trop faible, la fonction de maximum de courant peutêtre bloquée, rendue non directionnelle ou commandée pourl'utilisation de la mémoire de tension conformément à unréglage de paramètre.
En outre, deux seuils à maximum de tension et deux seuils àminimum de tension à temps indépendant ou inverse sontdisponibles dans chaque fonction.
La fonction générale est adaptée aux applications avec dessolutions de maximum de courant contrôlées par la tension et leminimum d'impédance. La fonction générale peut 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.
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.
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.
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Surveillance fusion fusible FUFSPVCL'objectif de la fonction de surveillance fusion fusible FUFSPVCest de bloquer les fonctions de mesure de la tension lors desdéfaillances des circuits secondaires entre le transformateur detension et le DEI, afin d'éviter tout fonctionnement intempestif.
La fonction de surveillance fusion fusible dispose de troisméthodes de détection différentes, basées sur lescomposantes inverses et homopolaires, et d'une méthodesupplémentaire pour les deltas de tension et de courant.
L'algorithme de détection de composante inverse estrecommandé pour les DEI utilisés dans les réseaux avec unemise à la terre isolée ou à haute impédance. Il repose sur lesgrandeurs de composante inverse.
La détection de composante homopolaire est recommandéepour les DEI utilisés dans les réseaux avec une mise à la terre àfaible impédance ou mis directement à la terre. Elle repose surles grandeurs de composante homopolaire.
La sélection des différents modes de fonctionnement estpossible via un paramètre de réglage permettant de prendre encompte la mise à la terre spécifique du réseau.
Un critère basé sur les mesures de delta de courant et detension peut être ajouté à la surveillance de fusion fusible afinde détecter une fusion fusible triphasée, qui en pratique estplutôt associée à une commutation de transformateur detension pendant les manœuvres du poste.
Surveillance fusion fusible VDSPVCDifférentes fonctions de protection du DEI de protectionfonctionnent sur la base de la tension mesurée au point derelais. Des exemples de ces fonctions de protection sont :
• Fonction de protection de distance.• Fonction de minimum de tension.• Fonction de mise sous tension et de vérification de tension
pour la logique de faible report de charge.
Ces fonctions peuvent fonctionner de manière accidentelle siun défaut se produit dans les circuits secondaires entre lestransformateurs de mesure de tension et le DEI. 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, la
principale 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.
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
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• Neutralisation du contrôle de synchronisme• Compteur de fonctionnement• Suppression de la position intermédiaire
Deux types de modèles de commande peuvent être utilisés :• Direct avec sécurité normale• SBO (Sélection avant opération) avec sécurité renforcée
Le niveau de sécurité normal signifie que seule la commandeest évaluée et que la position résultante n'est pas supervisée.Le niveau de sécurité renforcé signifie que la commande estévaluée avec une supervision supplémentaire de la valeur d’étatde l'objet de contrôle. La séquence de commande avecsécurité renforcée se termine toujours par un serviceCommandTermination primitif et une AddCause indiquant si lacommande a abouti ou si un problème est survenu.
Les opérations de 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 lescartes de sorties binaires et superviser l'opération et la positiondu sectionneur.
Fonction de réservation QCRSVL'objectif de la fonction de réservation est principalement detransférer de façon sûre des informations d'interverrouillaged'un DEI à un autre, et d'empêcher deux opérationssimultanées dans une cellule, une partie d'un poste ou un postecomplet.
Entrée de réservation RESINLa fonction Entrée de réservation (RESIN) reçoit lesinformations de réservation des autres cellules. Le nombred'instances est identique au nombre de cellules concernées (60instances maximum sont disponibles).
Contrôle de cellule QCBAYLa fonction Contrôle de cellule QCBAY est utilisée avec lesfonctions Local/Distant et Commande locale/distante afin degérer la sélection de l'emplacement de l'opérateur pour chaquecellule. QCBAY permet également de bloquer les fonctionssusceptibles d'être distribuées à différents appareils de lacellule.
Local/Distant LOCREM / Commande locale/distanteLOCREMCTRLLes signaux provenant de l'IHM locale ou d'un commutateurlocal/distant externe sont connectés via les blocs fonctionnelsLOCREM et LOCREMCTRL au bloc fonctionnel Contrôle decellule QCBAY. Le paramètre ControlMode du bloc fonctionnelLOCREM est défini pour déterminer si les signaux decommutation proviennent de l'IHM locale ou d'un commutateurphysique externe connecté via des entrées binaires.
Contrôle de la tension TR1ATCC, TR8ATCC, TCMYLTC etTCLYLTCLes fonctions de contrôle de la tension, Contrôle automatiquede la tension pour régleur, contrôle simple TR1ATCC, Contrôleautomatique de la tension pour régleur, contrôle parallèleTR8ATCC et Contrôle et supervision du régleur, 6 entréesbinaires TCMYLTC ainsi que Contrôle et supervision du régleur,32 entrées binaires TCLYLTC sont utilisées pour le contrôle destransformateurs de puissance avec un régleur en charge. Cesfonctions offrent une régulation automatique de tension au
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secondaire des transformateurs ou, alternativement, sur unpoint de charge situé plus loin dans le réseau.
Le contrôle d'un seul transformateur et le contrôle d'unmaximum de huit transformateurs en parallèle sont possibles.Pour le contrôle parallèle des transformateurs de puissance,trois méthodes alternatives sont disponibles : la méthodemaître-suiveur, la méthode de courant de circulation et laméthode de la réactance inverse. Les deux premièresméthodes nécessitent l'échange d'informations entre lestransformateurs en parallèle. Celui-ci est assuré au sein duprotocole CEI 61850-8-1.
La régulation de tension comprend plusieurs fonctionssupplémentaires, telles que la possibilité d'éviter lefonctionnement simultané des régleurs des transformateurs enparallèle, la régulation en veille active d'un transformateur dansun groupe qui le régule vers une position de régleur correctemême si le disjoncteur côté secondaire est ouvert, lacompensation d'une éventuelle batterie de condensateurs surla cellule côté secondaire d'un transformateur, la surveillanceaccrue du régleur en charge, y compris la détection de l'usuredes contacts et les détections de pompage, la surveillance duflux de puissance dans le transformateur de façon, parexemple, à bloquer le contrôle de tension si le sensd'écoulement de puissance s'inverse, etc.
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.
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. Schéma de téléprotection
Logique de téléprotection pour la protection à maximum decourant résiduel ECPSCHAfin d'éliminer rapidement les défauts de terre sur le tronçon deligne non couvert par le seuil instantané de la protection àmaximum de courant résiduel, la protection directionnelle àmaximum de courant résiduel peut recourir à une logique quiutilise la communication.
Dans le schéma directionnel, des informations sur le sens ducourant de défaut doivent être transmises à l'autre extrémité dela ligne. Avec une comparaison directionnelle, un temps defonctionnement court de la protection, comprenant le temps detransmission sur le canal, peut être obtenu. Ce temps defonctionnement court active une fonction de réenclenchementautomatique rapide après l'élimination du défaut.
Le module logique de communication de la protectiondirectionnelle de courant résiduel active les schémas deverrouillage, ainsi que les schémas à portée réduite àautorisation avec accélération de stade/déclenchementconditionnel avec dépassement et de déverrouillage. Lalogique peut également être appuyée par une logiquesupplémentaire pour faible report de charge et inversion decourant, incluse dans la logique d'inversion de courant et de
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faible report de charge pour la protection à maximum decourant résiduel ECRWPSCH .
Logique d'inversion de courant et de faible report de chargepour la protection à maximum de courant résiduel ECRWPSCHLa logique d'inversion de courant et de faible report de chargepour la protection à maximum de courant résiduel ECRWPSCHest un complément à la logique de téléprotection pour laprotection à maximum de courant résiduel ECPSCH.
Pour effacer rapidement tous les défauts de terre sur la ligne, lafonction de protection directionnelle contre les défauts de terrepeut recourir à une logique qui utilise des canaux detéléprotection.
C'est pourquoi des compléments peuvent être apportés à lalogique de téléprotection des DEI.
Si des lignes parallèles sont connectées à des jeux de barrescommuns aux deux extrémités, des schémas de téléprotectionde déclenchement conditionnel avec dépassement peuventgénérer des déclenchements de façon non sélective du faitd'une inversion de courant de défaut. Ce déclenchementindésirable affecte la ligne saine lorsqu'un défaut est éliminé surl'autre ligne. Ce manque de sécurité peut entraîner une pertetotale d'interconnexion entre les deux jeux de barres. Pouréviter ce type de perturbation, une logique d'inversion decourant de défaut (logique de blocage transitoire) peut êtreutilisée.
Les schémas de téléprotection à autorisation pour la protectionà maximum de courant résiduel ne fonctionnent que si laprotection au niveau du DEI distant peut détecter le défaut. Ladétection requiert un courant de défaut résiduel minimumsuffisant provenant de ce DEI. Il est possible que le courant dedéfaut soit trop faible en raison d'un disjoncteur ouvert oud'une impédance de source homopolaire et/ou directe élevéederrière ce DEI. Pour surmonter ces conditions, une logiqued'écho de faible report de charge (WEI) est utilisée. L'écho desource faible est limité à 200 ms pour éviter le verrouillage ducanal.
12. 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 lacoopération 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.
• 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.
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• 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.
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).
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 valeur
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reçue 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.
13. 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, latempérature et la tension cc des batteries, sous forme devaleurs à courant faible, généralement dans la plage 4-20 mAou 0-20 mA.
Des seuils d'alarme peuvent être réglés et utilisés pour générerpar exemple des signaux de déclenchement ou d'alarme.
Cette fonction impose que le DEI soit équipé du moduled'entrées mA.
Rapport de perturbographie DRPRDRELa collecte d'informations complètes et fiables sur lesperturbations du circuit primaire et/ou secondaire ainsi que laconsignation en continu des événements se font avec lafonctionnalité Rapport de 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.
La liste d'événements consigne tous les signaux d'entréebinaires connectés à la fonction de perturbographie. La listepeut contenir jusqu'à 1 000 événements horodatés, stockésdans une mémoire tampon .
Indications DRPRDREPour obtenir des informations rapides, condensées et fiablessur les perturbations dans le circuit primaire et/ou secondaire, ilest important de connaître par exemple les signaux binaires quiont changé d'état lors d'une perturbation. Ces informationssont utilisées à court terme pour obtenir des informations vial'IHM locale de manière simple et directe.
Trois LED figurent sur l'IHM locale (verte, jaune et rouge) quiaffichent les informations d'état sur le DEI et la fonction deperturbographie (déclenchée).
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La fonction de liste des indications présente tous les signauxd'entrée binaires sélectionnés connectés à la fonction deperturbographie qui ont changé d'état lors d'une perturbation.
Enregistreur d'événements DRPRDREDes informations rapides, complètes et fiables sur lesperturbations dans le circuit primaire et/ou secondaire sontcruciales (par exemple, les événements horodatés consignéslors de perturbations). Ces informations sont utilisées àdifférentes fins à court terme (par exemple, des mesurescorrectives) et à long terme (par exemple, des analysesfonctionnelles).
L'enregistreur d'événements consigne tous les signauxd'entrée binaires connectés à la fonction de perturbographie.Chaque enregistrement peut contenir jusqu'à 150 événementshorodatés.
Les informations de l'enregistreur d'événements sontdisponibles localement dans le DEI.
Les informations de l'enregistreur d'événements sont une partintégrante de l'enregistrement des perturbations (fichierComtrade).
Enregistreur de valeurs de déclenchement DRPRDRELes informations au sujet des des courants et des tensionsavant et pendant le défaut sont primordiales pour l'évaluationdes perturbations.
L'enregistreur de valeurs de déclenchement calcule les valeursde tous les signaux d'entrée analogiques sélectionnés etconnectés à la fonction de perturbographie. Le résultat estl'amplitude et l'angle de phase avant et pendant le défaut pourchaque signal d'entrée analogique.
Les informations de l'enregistreur de valeurs de déclenchementsont disponibles localement pour les perturbations localesdans le DEI.
Les informations de l'enregistreur valeurs de déclenchementsont une part intégrante de l'enregistrement des perturbations(fichier Comtrade).
Enregistrement 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). Les
signaux 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.
Bloc d'extension des valeurs de mesure RANGE_XPLes fonctions de mesure du courant et de la tension (CVMMXN,CMMXU, VMMXU et VNMMXU), les fonctions de mesure descomposantes symétriques de courant et de tension (CMSQI etVMSQI) et les fonctions génériques d'E/S de communicationCEI 61850 (MVGAPC) sont livrées avec une fonctionnalité desupervision de mesure. Toutes les valeurs mesurées peuventêtre supervisées avec quatre limites réglables, à savoir, unelimite très basse, une limite basse, une limite haute et une limitetrès haute. Le bloc d'extension des valeurs de mesure(RANGE_XP ou PLAGE_XP) a été intégré afin de rendrepossible la "traduction" du signal de sortie du nombre entierprovenant des fonctions de mesure en 5 signaux binaires: endessous de la limite très basse, en dessous de la limite basse,normal, au-dessus de la limite haute ou au dessus de la limitetrès haute. Les signaux de sortie peuvent être utilisés commeconditions dans la logique configurable ou pour les alarmes.
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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
14. Mesures
Logique du compteur d'impulsions PCFCNTLa fonction logique de comptage d'impulsions (PCFCNT)compte les impulsions binaires générées en externe, parexemple les impulsions provenant d'un compteur d'énergieexterne, pour le calcul des valeurs de consommation d'énergie.Les impulsions sont capturées par le module d'entrées binairespuis lues par la fonction PCFCNT. Une valeur de service mise àl'échelle est disponible par le bus interne du poste. Le moduled'entrées binaires spécial avec des capacités améliorées decomptage d'impulsions doit être commandé pour disposer decette fonctionnalité.
Fonction de calcul de l'énergie et de traitement de la demandeETPMMTRLe bloc fonctionnel de mesures (CVMMXN) peut être utilisépour mesurer les valeurs de puissance active et réactive. Lafonction de calcul de l'énergie et de traitement de la demande(ETPMMTR) se sert des mesures de puissance active etréactive comme entrées pour calculer les impulsions d'énergieactive et réactive accumulée, dans le sens aval et amont. Lesvaleurs d'énergie peuvent être lues ou générées sous formed'impulsions. Les valeurs de demande de puissance maximalessont également calculées par la fonction. Cette fonction inclutun serrage au point zéro pour éliminer le bruit du signald'entrée. Cette fonction peut avoir pour sortie : des calculspériodiques d'énergie, une intégration des valeurs d'énergie,un calcul des impulsions d'énergie, des signaux d'alarmes pourdépassement des limites de valeurs d'énergie et la demande depuissance maximale.
Les valeurs d'énergie active et réactive sont calculées à partirdes valeurs de puissance d'entrée par intégration sur un tempssélectionné tEnergy. L'intégration des valeurs d'énergie activeet réactive est effectuée dans les deux sens, aval et amont. Cesvaleurs d'énergie sont disponibles comme signaux de sortieainsi qu'impulsions de sortie. L'intégration des valeursd'énergie peut être contrôlée par les entrées (STARTACC etSTOPACC) ainsi que le paramètre EnaAcc, et elle peut êtreremise aux valeurs initiales avec l'entrée RSTACC .
Les valeurs maximales de demande de puissance active etréactive sont calculées pour l'intervalle de temps défini tEnergy.Elles sont mises à jour toutes les minutes via canaux de sortie.Les valeurs maximales de demande de puissance active etréactive sont calculées pour les deux sens, aval et amont. Ellespeuvent être réinitialisées avec l'entrée RSTDMD .
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15. Interface homme-machine (IHM)
IHM locale
IEC13000239-2-en.vsd
IEC13000239 V2 FR
Figure 12. 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.
16. 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.Une sourcecommune doit être utilisée pour le DEI et l'unité de fusion
lorsque le protocole de communication interne du bus deprocessus CEI 61850-9-2LE est utilisé.
17. 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.
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 est
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principalement 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.
18. Communication éloignée
Transfert des signaux analogiques et binaires à l'extrémitéopposéeTrois signaux analogiques et huit signaux binaires peuvent êtreéchangés entre deux DEI. Cette fonctionnalité estprincipalement utilisée pour la protection différentielle de ligne.Cependant elle peut également être utilisée dans d'autresproduits. Un DEI peut communiquer avec un maximum de 4 DEIdistants.
Transfert 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.
Module de communication de ligne galvanique X.21 (X.21-LDCM)Un module avec un convertisseur galvanique X.21 intégrépouvant par ex. être connecté aux modems pour les fils piloteest également disponible.
Interface galvanique G.703 resp. G.703E1Le convertisseur galvanique externe de communication G.703/G.703E1 réalise une conversion optique-galvanique pourla connexion à un multiplexeur. Ces modules sont conçus pourune vitesse de transmission de 64 kbit/s resp. 2Mbit/s. Leconvertisseur est fourni avec des accessoires pour montagesur châssis 19".
19. Description du matériel
Modules matérielsModule d'alimentation PSMLe module d'alimentation sert à fournir les bonnes tensionsinternes et un isolement total entre le DEI et le système debatterie. Une sortie d'alarme sur défaut interne est disponible.
Module d'entrées binaires BIMLe module d'entrées binaires dispose de 16 entrées isoléesoptiquement et est disponible en deux versions : une standardet une disposant d'entrées avec des capacités améliorées decomptage d'impulsions, à utiliser avec la fonction de comptaged'impulsions. Les entrées binaires sont librementprogrammables et peuvent être utilisées pour les signauxlogiques d'entrée de n'importe quelle fonction. Elles peuventaussi être incluses dans les fonctions de perturbographie etd'enregistrement des événements. Cela permet unesurveillance et une évaluation approfondies du fonctionnementdu DEI et de tous les circuits électriques associés.
Module de sorties binaires BOMLe module de sorties binaires dispose de 24 relais de sortieindépendants et est utilisé pour la sortie de déclenchement oula signalisation.
Module de sorties binaires statiques SOMLe module de sorties binaires statiques dispose de six sortiesstatiques rapides et de six relais de sortie inverseurs, destinéesà être utilisés dans des applications exigeant des vitessesélevées.
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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 à l'arrière de l'OEM). Lebus de processus utilise le protocole CEI 61850-9-2LE (ports Cet D à l'arrière de l'OEM). Le module dispose d'un ou de deuxports 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.
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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
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Configuration et dimensionsDimensions
CB
D
E
A
IEC08000163-2-en.vsd
IEC08000163 V2 EN
Figure 13. Boîtier avec cache arrière
xx08000165.vsd
JG
F
K
H
IEC08000165 V1 EN
Figure 14. Boîtier avec cache arrière et avec kit de montage pourchâssis de 19"
IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN
Figure 15. Un DEI de taille 1/2 x 19” côte à côte avec RHGS6.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
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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 3/4 (h) 254.3 mm/10.01” (l) 322.4 mm/12.69”
– 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.
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20. 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, RET670 2.1, A101MRK002803-PF
Schéma de raccordement, RET670 2.1, A301MRK002803-PA
Schéma de raccordement, RET670 2.1, B301MRK002803-PB
Schéma de raccordement, RET670 2.1, A401MRK002803-PC
Schéma de raccordement, RET670 2.1, B401MRK002803-PD
Schéma de raccordement, RET670 2.1, A251MRK002803-PE
Schémas de raccordement pour les produits personnalisés
Schéma de raccordement, série 670 2.1 1MRK002802-AF
Schémas de raccordement pour les produits configurés
Schéma de raccordement, RET670 2.1, B40A1MRK002804-PD
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
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21. 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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
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Tableau 8. TRM - Grandeurs analogiques, valeurs nominales et limites pour les modules des transformateurs de mesure
Grandeur Valeur nominale Plage nominale
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 (port A, B pour CEI 61850-8-1 / IEEE C37.118 et port C, D pour CEI 61850-9-2LE / IEEEC37.118)
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
Grandeur Valeur nominale Plage nominale
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
Grandeur Valeur nominale Plage nominale
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
Grandeur Valeur nominale Plage nominale
Entrées binaires 16 -
Tension c.c., RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ±20%RL ±20%RL ±20%RL ±20%
Puissance consommée24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0,05 W/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
176 canaux d'entrées binaires maximumpeuvent être activés simultanément avec
des facteurs influents dans la plagenominale.
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Tableau 14. IOM - Module d'entrées/sorties binaires
Grandeur Valeur nominale Plage nominale
Entrées binaires 8 -
Tension c.c., RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ±20%RL ±20%RL ±20%RL ±20%
Puissance consommée24/30 V, 50 mA48/60 V, 50 mA110/125 V, 50 mA220/250 V, 50 mA220/250 V, 110 mA
max. 0,05 W/entréemax. 0,1 W/entréemax. 0,2 W/entréemax. 0,4 W/entréemax. 0,5 W/entrée
-
Fréquence d'entrée du compteur Max 10 impulsions/sec.
Discriminateur de signal oscillant Blocage, réglable 1-40 HzLibération, réglable 1-30 Hz
Filtre anti-rebonds Réglable 1-20 ms
176 canaux d'entrées binaires maximumpeuvent être activés simultanément avec
des facteurs influents dans la plagenominale.
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
54 ABB
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 55
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
56 ABB
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 57
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 de distance(contenu 10 %)
harmonique de rang2,3 et5 de fr ±10,0%
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
58 ABB
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
Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte
Décharge dans l'air 15 kVDécharge au contact 8 kVDécharge au contact 8 kV
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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 59
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 Valeurs d'essai de type Normes de référence
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
60 ABB
Protection différentielle
Tableau 28. Protection différentielle de transformateur T2WPDIF, T3WPDIF
Fonction Plage ou valeur Précision
Caractéristique de fonctionnement Adaptable ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1.0% de I à I > Ir
Coefficient de retombée > 90 % -
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
Min. = 20 msMax. = 30 ms
Temps de réinitialisation, de 2 à 0 x Id,fonction avec retenue
Min. = 10 msMax. = 25 ms
Temps de fonctionnement, de 0 à 5 x Id,fonction sans retenue
Min. = 10 msMax. = 20 ms
Temps de réinitialisation, de 5 à 0 x Id,fonction sans retenue
Min. = 15 msMax. = 30 ms
Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement, de 0 à 5 x Id -
Tableau 29. Protection différentielle de terre, basse impédance REFPDIF
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de réinitialisation,déclenchement, de 10 à 0 x IdMin
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Blocage par harmonique de rang2
60,0% de la composantefondamentale (réglage caché)
±1.0% de Ir
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 61
Tableau 30. Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF
Fonction Plage ou valeur Précision
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 -
Tableau 31. Logique de sécurité supplémentaire pour la protection différentielle LDRGFC
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de fonctionnement, courant homopolaire (1-100) % de lBase ±1,0 % de Ir
Courant de fonctionnement, fonctionnement à faible courant (1-100) % de lBase ±1,0 % de Ir
Tension phase-neutre de fonctionnement (1-100) % de UBase ±0,5 % de Ur
Tension de fonctionnement, phase-phase (1-100) % de UBase ±0,5 % de Ur
Temporisation indépendante, courant homopolaire, de 0 à 2 x Iréglage (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±40 ms, enfonction de la plusgrande valeur
Temporisation indépendante, fonctionnement à faible courant, de 2 x Iréglageà 0
(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ± 40 ms, enfonction de la plusgrande valeur
Temporisation indépendante, fonctionnement à faible tension, de 2 xUréglage à 0
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±40 ms, enfonction de la plusgrande valeur
Temporisation de réinitialisation pour signal de démarrage, de 0 à 2 xUréglage
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±40 ms, enfonction de la plusgrande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
62 ABB
Protection d'impédance
Tableau 32. Zone de mesure de distance, Quad ZMQPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Nombre de zones Max 5 avec directionsélectionnable
-
Courant résiduel defonctionnement minimum, zone 1
(5-1000) % de IBase -
Courant de fonctionnementminimum, phase-phase et phase-terre
(10-1000) % de IBase -
Réactance directe (0,10-3000,00) Ω/phase
± 2,0% de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
Résistance directe (0,01-1000,00) Ω/phase
Réactance homopolaire (0,10-9000,00) Ω/phase
Résistance homopolaire (0,01-3000,00) Ω/phase
Résistance de défaut, phase-terre
(0,10-9000,00) Ω/boucle
Résistance de défaut, phase-phase
(0,10-3000,00) Ω/boucle
Dépassement de portéedynamique
< 5 % à 85 degrésmesurés avec destransfo. 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 ±40 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de fonctionnement 25 ms typiquement CEI 60255-121
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 63
Tableau 33. Zone de mesure de distance, caractéristique quadrilatérale pour les lignes à compensation série ZMCPDIS, ZMCAPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Nombre de zones Max 5 avec directionsélectionnable
-
Courant résiduel defonctionnement minimum, zone 1
(5-1000) % de IBase -
Courant de fonctionnementminimum, Ph-Ph et Ph-Terre
(10-1000) % de IBase -
Réactance directe (0,10-3000,00) Ω/phase ± 2,0% de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
Résistance directe (0,10-1000,00) Ω/phase
Réactance homopolaire (0,01-9000,00) Ω/phase
Résistance homopolaire (0,01-3000,00) Ω/phase
Résistance de défaut, Ph-Terre (0,10-9000,00) Ω/boucle
Résistance de défaut, Ph-Ph (0,10-3000,00) Ω/boucle
Dépassement de portéedynamique
< 5 % à 85 degrés mesurés avecdes transfo. cond. de tension et0,5<SIR<30
-
Temporisation à temps défini,fonctionnement Ph-Ph et Ph-Terre
(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ± 35 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de fonctionnement 25 ms typiquement CEI 60255-121
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Tableau 34. Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angle fixe FDPSPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de fonctionnementminimal
(5-500) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Portée réactive, directe (0,50-3000,00) Ω/phase ± 2,5% de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
Portée résistive, directe (0,10-1000,00) Ω/phase
Portée réactive, homopolaire (0,50-9000,00) Ω/phase
Portée résistive, homopolaire (0,50-3000,00) Ω/phase
Résistance de défaut, défautsphase-terre, aval et amont
(1,00-9000,00) Ω/boucle
Résistance de défaut, défautsphase-phase, aval et amont
(0,50-3000,00) Ω/boucle
Critères d'empiètement decharge :Résistance de charge, aval etamontAngle d'impédance de charge desécurité
(1,00-3000,00) Ω/phase(5-70) degrés
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
64 ABB
Tableau 35. Protection de distance multichaîne non commutée ("full-scheme"), caractéristique Mho ZMHPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Nombre de zones, Ph-Terre Max 5 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
Min. = 30 msMax. = 45 ms
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 65
Tableau 36. Protection de distance multichaîne non commutée (full-scheme), caractéristique quadrilatérale pour les défauts de terreZMMPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Nombre de zones Max 5 avec directionsélectionnable
-
Courant de fonctionnementminimal
(10-30) % de IBase -
Réactance directe (0.50-3000.00) W/phase ± 2,0 % de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
Résistance directe (0,10-1000,00) Ω/phase
Réactance homopolaire (0,50-9000,00) Ω/phase
Résistance homopolaire (0,50-3000,00) Ω/phase
Résistance de défaut, Ph-Terre (1,00-9000,00) W/boucle
Dépassement dynamique deportée
< 5 % à 85 degrés mesurés avecdes transfo. cond. de tension et0,5<SIR<30
-
Temporisation à temps défini,fonctionnement Ph-Ph et Ph-Terre
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±40 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de fonctionnement 25 ms typiquement CEI 60255-121
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Tableau 37. Identification de la phase en défaut avec empiètement de charge FMPSPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Critères d'empiètement decharge : Résistance de charge,aval et amont
(1,00–3000,00) W/phase(5-70) degrés
±2,0% de précision statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
66 ABB
Tableau 38. Zone de mesure de distance, caractéristique quadrilatérale, réglages indépendants ZMRPDIS, ZMRAPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Nombre de zones Max 5 avec directionsélectionnable
-
Courant résiduel defonctionnement minimum, zone 1
(5-1000) % de IBase -
Courant de fonctionnementminimum, phase-phase et phase-terre
(10-1000) % de IBase -
Réactance directe (0,10-3000,00) Ω/phase
± 2,0 % de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
Résistance directe (0,01-1000,00) Ω/phase
Réactance homopolaire (0,10-9000,00) Ω/phase
Résistance homopolaire (0,01-3000,00) Ω/phase
Résistance de défaut, phase-terre (0,10-9000,00) Ω/boucle
Résistance de défaut, phase-phase
(0,10-3000,00) Ω/boucle
Dépassement dynamique deportée
< 5 % à 85 degrésmesurés avec destransfo. cond. detension et 0,5<SIR<30
-
Temporisation à temps défini,fonctionnement phase-phase etphase-terre
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±40 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de fonctionnement 25 ms typiquement CEI 60255-121
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 67
Tableau 39. Sélection de phase avec empiètement de charge, caractéristique quadrilatérale FRPSPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de fonctionnementminimal
(5-500) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Portée réactive, directe (0,50-3000,00) Ω/phase ± 2,0% de précision statique± 2,0 degrés de précision angulaire statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrés
Portée résistive, directe (0,10-1000,00) Ω/phase
Portée réactive, homopolaire (0,50-9000,00) Ω/phase
Portée résistive, homopolaire (0,50-3000,00) Ω/phase
Résistance de défaut, défauts Ph-Terre, aval et amont
(1,00-9000,00) Ω/boucle
Résistance de défaut, défauts Ph-Ph, aval et amont
(0,50-3000,00) Ω/boucle
Critères d'empiètement decharge :Résistance de charge, aval etamontAngle d'impédance de charge desécurité
(1,00-3000,00) Ω/phase(5-70) degrés
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
Tableau 40. Protection de distance très rapide ZMFPDIS, ZMFCPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
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 fonctionnement 16 ms typiquement CEI 60255-121
Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
68 ABB
Tableau 41. Zones de distance quadrilatérale avec distance rapide pour réseaux à compensation série ZMFCPDIS
Fonction Plage ou valeur Précision
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
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± 0,2% ou ±35 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de fonctionnement 16 ms typiquement CEI 60255-121
Temps de réinitialisation, de 0,1 à2 x Zportée
Min = 20 ms-
Max = 35 ms
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
Tableau 42. Détection des oscillations de puissance ZMRPSB
Fonction Plage ou valeur Précision
Portée réactive (0.10-3000.00) W/phase
± 2,0% de précision statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrésPortée résistive (0,10–1000,00) W/boucle
Temps de fonctionnement de ladétection des pompages
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±10 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de fonctionnement de larécupération du deuxièmepompage
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±20 ms, en fonction de la plus grande valeur
Courant de fonctionnementminimal
(5-30) % de IBase ±1.0% de Ir
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 69
Tableau 43. Logique des oscillations de puissance PSLPSCH
Fonction Plage ou valeur Précision
Différence autorisée de tempsde fonctionnement max entrezone supérieure et inférieure
(0,000 — 60,0000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Délai de fonctionnement de lazone à portée réduite avecdifférence détectée de tempsde fonctionnement
(0,000 — 60,0000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation conditionnellepour envoi du CS (envoi deporteur) au moment dupompage
(0,000 — 60,0000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation conditionnellepour déclenchement aumoment du pompage
(0,000 — 60,0000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation pour bloquer ledéclenchement par des zonesà portée étendue
(0,000 — 60,0000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Tableau 44. Protection contre les glissements de pôles VDCPTOV
Fonction Plage ou valeur Précision
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 45. Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAM
Fonction Plage ou valeur Précision
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) -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
70 ABB
Tableau 46. Logique de préférence de phase PPLPHIZ
Fonction Plage ou valeur Précision
Valeur de fonctionnement,minimum de tension phase-phaseet phase-neutre
(1 - 100) % de UBase ±0.5 % de Ur
Coefficient de retombée,minimum de tension
< 105% -
Valeur de fonctionnement,tension résiduelle
(5 - 300) % de UBase ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur
Coefficient de retombée, tensionrésiduelle
> 95 % -
Valeur de fonctionnement,courant résiduel
(10 - 200) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Coefficient de retombée, courantrésiduel
> 95 % -
Temporisation indépendante pourcourant résiduel à 0–2 x Iréglage
(0,000 - 60,000) s ± 0,2% ou ±25 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation indépendante pourtension résiduelle à 0,8–1,2 xUréglage
(0,000 - 60,000) s ± 0,2% ou ±25 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation de retombéeindépendante pour tensionrésiduelle à 1,2–0,8 x Uréglage
(0,000 - 60,000) s ± 0,2% ou ±25 ms, en fonction de la plus grande valeur
Mode de fonctionnement Pas de filtre, pas de préférenceCyclique : 1231c, 1321cAcyclique : 123a, 132a, 213a, 231a, 312a,321a
Tableau 47. Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et les transformateursZGVPDIS Données techniques
Fonction Plage ou valeur Précision
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 -
Coefficient de retombée 105 % typiquement -
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 71
Protection de courant
Tableau 48. Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de fonctionnement (5-2500)% de lBase ±1,0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Coefficient de retombée > 95 % à (50-2500) % de IBase -
Temps de fonctionnement à 0–2 xIréglage
Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Temps de réinitialisation de 2 à 0 xIréglage
Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
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 -
Dépassement dynamique deportée
< 5 % à t = 100 ms -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
72 ABB
Tableau 49. 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
(1-10000) % de lBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Angle caractéristique du relais(RCA)
(40.0-65.0) degrés ±2.0 degrés
Angle de fonctionnement du relais(ROA)
(40.0-89.0) degrés ±2.0 degrés
Blocage par 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 159, tableau 160 ettableau 161
16 types de courbes Voir tableau 159, tableau 160 ettableau 161
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
Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 10–0x Iréglage
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 73
Tableau 50. Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de fonctionnement (5-2500) % de lBase ±1,0 % de Ir à I ≤ Ir±1,0% de I à I > Ir
Coefficient de retombée > 95 % à (50–2500) % de lBase -
Temps de fonctionnement à 0–2 xIréglage
Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Temps de réinitialisation de 2 à 0 xIréglage
Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -
Temps de fonctionnement à 0–10 xIréglage
Min. = 5 msMax. = 15 ms
-
Temps de réinitialisation de 10 à 0 xIréglage
Min. = 25 msMax. = 35 ms
-
Temps d'impulsion critique 2 ms typiquement, de 0 à 10 x Iréglage -
Dépassement dynamique deportée
< 5 % à t = 100 ms -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
74 ABB
Tableau 51. Protection à maximum de courant résiduel EF4PTOC - Données techniques
Fonction Plage ou valeur Précision
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 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 159, tableau 160 ettableau 161
16 types de courbe Voir tableau 159, tableau 160 ettableau 161
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
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 2–0x Iréglage
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de fonctionnement,démarrage non directionnel à 0 -10 x Iréglage
Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 10–0 x Iréglage
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 75
Tableau 52. Protection à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temps de fonctionnementminimum pour courbesinverses, seuil 1 - 4
(0,000 - 60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 159,tableau 160 et tableau 161
16 types de courbe Voir tableau 159, tableau 160 ettableau 161
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)
(-180 à 180) degrés ±2.0 degrés
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
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à 2–0 x Iréglage
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de fonctionnement,démarrage non directionnel à 0 -10 x Iréglage
Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation,démarrage non directionnel à10–0 x Iréglage
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
Dépassement transitoire <10 % à τ = 100 ms -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
76 ABB
Tableau 53. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE
Fonction Plage ou valeur Précision
Seuil de fonctionnement pourle maximum de courantrésiduel 3I0·cosj
(0,25-200,00) % de lBase ±1.0% de Ir à I £ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Seuil de fonctionnement pourla puissance résiduelledirectionnelle ·3I0·3U0 cosjpuissance résiduelledirectionnelle
(0,25-200,00) % de SBase ±1,0% de Sr à S £ Sr± 1,0 % de S à S > Sr
Seuil de fonctionnement pour3I0 et j maximum de courantrésiduel
(0,25-200,00) % de lBase ±1.0% de Ir à £ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Seuil de fonctionnement pourmaximum de courant nondirectionnel
(1,00-400,00) % de lBase ±1.0% de Ir à I £ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Seuil de fonctionnement pourmaximum de tensionrésiduelle non directionnel
(1,00-200,00) % de UBase ±0.5 % de Ur à U £ Ur± 0,5% de U à U > Ur
Courant de relâchementrésiduel pour tous modesdirectionnels
(0,25-200,00) % de lBase ±1.0% de Ir à I £ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Tension de relâchementrésiduelle pour tous modesdirectionnels
(1,00-300,00) % de UBase ±0.5 % de Ur à U £ Ur± 0,5% de U à U > Ur
Temps de fonctionnementpour maximum de courantrésiduel non directionnel à 0–2x Iréglage
Min. = 40 ms
Max. = 65 ms
Temps de réinitialisation pourmaximum de courant résiduelnon directionnel de 2 à 0 xIréglage
Min. = 40 ms
Max. = 65 ms
Temps de fonctionnementpour maximum de courantrésiduel directionnel de 0 à 2 xIréglage
Min. = 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
(0,000 – 60,000) s ±0,2 % ou ± 75 ms, en fonction de laplus grande valeur
Caractéristique à tempsindépendant pour maximumde courant résidueldirectionnel de 0 à 2 x Iréglage
(0,000 – 60,000) s ±0,2 % ou ± 170 ms, en fonction de laplus grande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 77
Tableau 53. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE, suite
Fonction Plage ou valeur Précision
Caractéristiques à tempsinverses, voir tableau "",tableau "" et tableau ""
16 types de courbe Voir tableau "", tableau "" et tableau ""
Angle de caractéristique durelais (RCADir)
(-179 à 180) degrés ±2.0 degrés
Angle de fonctionnement durelais (ROADir)
(0 à 90) degrés ±2.0 degrés
Tableau 54. Protection contre les surcharges thermiques, une constante de temps LCPTTR/LFPTTR
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de référence (2-400) % de IBase ±1.0% de Ir
Température de référence (0-300) °C, (0 - 600) °F ±1,0 °C, ±2,0 °F
Temps de fonctionnement :
2 2
2 2 2
ln p
Trip Amb
p ref
ref
I It
T TI I I
T
t-
=-
- - ×
é ùê úê úê úê úë û
EQUATION13000039 V2 EN (Équation 1)
TDécl.= température de fonctionnement assignéeTAmb = température ambianteTref = échauffement par rapport à la températureambiante à IrefIref = courant à charge de référenceI = courant réel mesuréIp = courant de charge avant surcharge
Constante de temps t = (1–1000) minutes
CEI 60255-149, ±5,0 % ou ±200 ms, en fonction de la plusgrande valeur
Température d'alarme (0-200)°C, (0-400)°F ±2,0 °C, ±4,0 °F
Température de fonctionnement (0-300) °C, (0-600) °F ±2,0 °C, ±4,0 °F
Température du seuil de réinitialisation (0-300) °C, (0-600) °F ±2,0 °C, ±4,0 °F
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
78 ABB
Tableau 55. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps TRPTTR
Fonction Plage ou valeur Précision
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 2)
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
Tableau 56. Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRF
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Coefficient de retombée > 95 % -
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
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temporisation supplémentaire pour second déclenchement deréserve à 0–2 x Iréglage
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temporisation pour alarme de disjoncteur défectueux (0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction dela plus grande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 79
Tableau 57. Protection contre les discordances de pôles CCPDSC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Tableau 59. Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP
Fonction Plage ou valeur Précision
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 > Sr
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
80 ABB
Tableau 60. Vérification des ruptures de conducteur BRCPTOC
Fonction Plage ou valeur Précision
Courant de phase minimum pour lefonctionnement
(5-100) % de IBase ±1.0% de Ir
Fonctionnement en courant de déséquilibre (50–90) % du courant maximum ±1.0% de Ir
Temporisation de fonctionnementindépendante
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±45 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation de réinitialisationindépendante
(0,010-60,000) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de démarrage à la variation decourant de Ir à 0
Min. = 25 msMax. = 35 ms
-
Temps de réinitialisation à la variation decourant de 0 à Ir
Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 81
Tableau 61. Protection de batterie de condensateurs CBPGAPC
Fonction Plage ou valeur Précision
Valeur de fonctionnement, maximum de courant (10-900) % de lBase ±2.0% de Ir à I ≤ Ir±2,0% de I à I > Ir
Coefficient de retombée, maximum de courant >95 % à (100-900) % de IBase -
Temps de démarrage, maximum de courant, à 0,5–2 x Iset Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation, maximum de courant, de 2 x Iset à 0,5 Min. = 25 msMax. = 40 ms
-
Temps d'impulsion critique, démarrage de la protection à maximum decourant
2 ms typiquement à 0,5 - 2 x Iréglage1 ms typiquement à 0,5 - 10 x Iréglage
-
Temps de durée d'impulsion, démarrage de la protection à maximum decourant
10 ms typiquement
Valeur de fonctionnement, minimum de courant (5-100) % de IBase ±2.0% de Ir
Coefficient de retombée, minimum de courant <105 % à (30-100) % de IBase -
Valeur de fonctionnement, fonction d'inhibition de la reconnexion (4-1000) % de IBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir
Valeur de fonctionnement, fonction de surcharge de puissance réactive (10-900) % ±1,0% de Sr à S ≤ Sr± 1,0 % de S à S > Sr
Valeur de fonctionnement, fonction de protection de tension pour lessurcharges d'harmoniques (temps défini)
(10-500) % ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur
Valeur de fonctionnement, fonction de protection de tension pour lessurcharges d'harmoniques (temps inverse)
(80-200) % ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur
Caractéristique à temps inverse Conforme à CEI 60871-1 (2005) et IEEE/ANSI C37.99 (2000)
± 20% ou ±200 ms, enfonction de la plus grandevaleur
Délai de déclenchement maximum, surcharge d'harmoniques IDMT (0,05-6000,00) s ± 20% ou ±200 ms, enfonction de la plus grandevaleur
Délai de déclenchement minimum, surcharge d'harmoniques IDMT (0,05-60,00) s ± 20% ou ±200 ms, enfonction de la plus grandevaleur
Temporisation indépendante, maximum de courant à 0–2 x Iset (0,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±30 ms, enfonction de la plus grandevaleur
Temporisation indépendante, minimum de courant de 2 x Iset à 0 (0,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±60 ms, enfonction de la plus grandevaleur
Temporisation indépendante, fonction de surcharge de puissanceréactive à 0–2 x QOL>
(1,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±100 ms, enfonction de la plus grandevaleur
Temporisation indépendante, surcharge d'harmoniques à 0–2 x HOL> (0,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, enfonction de la plus grandevaleur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
82 ABB
Tableau 62. Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de réinitialisation, démarrage à2–0 x Iréglage
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de fonctionnement, démarrageà 0–10 x Iréglage
Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation, démarrage à10–0 x Iréglage
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
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
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Délai de déclenchement maximum à0,5–2 x Iréglage, seuils 1 - 2
(0,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temporisation indépendante de 0,5 à2 x Iréglage, seuils 1 - 2
(0,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temporisation indépendante pouralarme à 0,5–2 x Iréglage
(0,00-6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 83
Protection de tension
Tableau 63. Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV
Fonction Plage ou valeur Précision
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 163
- Voir tableau 163
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 -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
84 ABB
Tableau 64. Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV
Fonction Plage ou valeur Précision
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 162
- Voir tableau 162
Caractéristiques à temps défini, seuil bas (seuil 1) de 0 à 1,2 xUréglage
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, en fonction de laplus grande valeur
Caractéristiques à temps défini, seuil haut (seuil 2) de 0 à 1,2 xUréglage
(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, en fonction de laplus grande valeur
Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse
(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 45 ms, en fonction de laplus grande valeur
Temps de fonctionnement, démarrage à 0–2 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
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 -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 85
Tableau 65. Protection à maximum de tension résiduelle à deux seuils ROV2PTOV
Fonction Plage ou valeur Précision
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 164
- Voir tableau 164
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 fonctionnement, démarrage à 0–2 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
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 -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
Tableau 66. Protection contre la surexcitation OEXPVPH
Fonction Plage ou valeur Précision
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
×=
-
EQUATION1319 V1 FR (Équation 3)
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
86 ABB
Tableau 67. Protection différentielle de tension VDCPTOV
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0,000-60,000)s ± 0,2% ou ±40 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation indépendante pourréinitialisation de la protectiondifférentielle de tension, de 1,2 à0,8 x UDTrip
(0,000-60,000)s ± 0,2% ou ±40 ms, en fonction de la plus grande valeur
Tableau 68. Contrôle de perte de tension LOVPTUV
Fonction Plage ou valeur Précision
Tension de fonctionnement (1–100) % de UBase ±0.5 % de Ur
Temporisateur d'impulsion audébranchement des trois phases
(0,050-60,000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps d'activation des fonctionsaprès restauration
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation de fonctionnementau débranchement des troisphases
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation de blocage quandles trois tensions de phase ne sontpas basses
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction de la plus grande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 87
Protection de fréquence
Tableau 69. Protection à minimum de fréquence SAPTUF
Fonction Plage ou valeur Précision
Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage, àtension triphasée symétrique
(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz
Temps de fonctionnement, démarrage de fréglage+ 0,02 Hz à fréglage - 0,02 Hz fn = 50 Hz
Min. = 80 ms
-Max. = 95 ms
fn = 60 HzMin. = 65 ms
Max. = 80 ms
Temps de réinitialisation, démarrage de fréglage -0,02 Hz à fréglage + 0,02 Hz
Min. = 15 msMax. = 30 ms -
Temps de fonctionnement, fonction à temps défini defréglage + 0,02 Hz à fréglage - 0,02 Hz
(0,000-60,000)s ± 0,2% ou ±100 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de réinitialisation, fonction à temps défini defréglage - 0,02 Hz à fréglage + 0,02 Hz
(0,000-60,000)s ± 0,2% ou ±120 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation dépendante de la tension Réglages :UNom=(50-150) % de UbaseUMin=(50-150) % de UbaseExposant=0.0-5.0tMax=(0,010–60,000)stMin=(0,010–60,000)s
± 1,0% ou ±120 ms, en fonction de la plus grande valeur
( )ExponentU UMin
t tMax tMin tMinUNom UMin
-= × - +
-é ùê úë û
EQUATION1182 V1 FR (Équation 4)
U=Umesuré
Tableau 70. Protection à maximum de fréquence SAPTOF
Fonction Plage ou valeur Précision
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
88 ABB
Tableau 71. Protection de taux de variation de fréquence SAPFRC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 89
Protection multifonction
Tableau 72. Protection générale de courant et de tension CVGAPC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temporisation indépendante, minimum de courant de 2 à 0 xIréglage, seuils 1 - 2
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
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
-
Temps de démarrage de 0 à 10 x Iréglage Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation de 10 à 0 x Iréglage Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Minimum de courant :
Temps de démarrage de 2 à 0 x Iréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Temps de réinitialisation de 0 à 2 x Iréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Maximum de courant :
Caractéristiques à temps inverse, voir tableau 159, tableau 160 ettableau 161
16 types de courbe Voir tableau 159, 160 et tableau161
Maximum de courant :
Temps de fonctionnement minimum pour courbes inverses, seuil 1- 2
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
90 ABB
Tableau 72. Protection générale de courant et de tension CVGAPC , suite
Fonction Plage ou valeur Précision
Temporisation indépendante, maximum de tension de 0,8 à 1,2 xUréglage, seuils 1 - 2
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Temporisation indépendante, minimum de tension de 1,2 à 0,8 xUréglage, seuils 1 - 2
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
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
-
Maximum de tension :
Caractéristiques inverses, voir tableau 162 4 types de courbe Voir tableau 162
Minimum de tension :
Caractéristiques inverses, voir tableau 163 3 types de courbe Voir tableau 163
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% -
Maximum de courant :
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
Minimum de courant :
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 2–0 x Iréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
Maximum de tension :
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 0,8–1,2 x Uréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
Minimum de tension :
Temps d'impulsion critique 10 ms typiquement à 1,2–0,8 x Uréglage -
Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 91
Tableau 73. 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))
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
92 ABB
Tableau 74. Protection temporisée à maximum de courant avec retenue de tension VRPVOC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Temps de réinitialisation, maximum de courant de démarrage de 10à 0 x Iréglage
Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
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 159 et 160
13 types de courbe Voir tableaux 159 et 160
Temps de fonctionnement minimum pour les caractéristiques àtemps inverse
(0,00 - 60,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Limite de tension haute, Opération en fonction de la tension (30,0 - 100,0) % de UBase ±1.0% de Ur
Minimum de tension de démarrage (2,0 - 100,0) % de UBase ±0.5 % de Ur
Coefficient de retombée, minimum de tension < 105% -
Temps de fonctionnement, minimum de tension de 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
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2% ou ±35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Blocage interne de faible tension (0,0 - 5,0) % de UBase ±0.25% de Ur
Maximum de courant :Temps d'impulsion critiqueMarge de durée d'impulsion
10 ms typiquement à 0-2 x Iréglage15 ms typiquement
-
Minimum de tension :Temps d'impulsion critiqueMarge de durée d'impulsion
10 ms typiquement de 2 à 0 x Uréglage15 ms typiquement
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 93
Surveillance du système secondaire (BT)
Tableau 75. Surveillance du circuit de courant CCSSPVC
Fonction Plage ou valeur Précision
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 76. Supervision fusion fusible FUFSPVC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Min. = 10 msMax. = 25 ms
-
Temps de réinitialisation, démarrage, 1 ph,de 0 à 1 x Ur
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
94 ABB
Tableau 77. Supervision fusion fusible VDSPVC
Fonction Plage ou valeur Précision
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 95
Contrôle-commande
Tableau 78. Synchronisation, contrôle de synchronisme et contrôle de mise sous tension SESRSYN
Fonction Plage ou valeur Précision
Décalage de phase, jline - jbus (-180 à 180) degrés -
Limite supérieure de tension pour la synchronisation et le contrôle desynchronisme
(50,0-120,0) % de UBase ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur
Coefficient de retombée, contrôle de synchronisme > 95 % -
Limite de différence de fréquence entre le jeu de barres et la ligne pour lecontrôle de synchronisme
(0,003-1,000) Hz ± 2,5 mHz
Limite de différence d'angle de phase entre le jeu de barres et la ligne pourle contrôle de synchronisme
(5.0-90.0) degrés ±2.0 degrés
Limite de différence de tension entre le jeu de barres et la ligne pour lasynchronisation et le contrôle de synchronisme
(0,02-0,5) p.u. ±0.5 % de Ur
Sortie temporisation pour le contrôle de synchronisme lorsque ledéphasage entre jeu de barres et ligne passe de “PhaseDiff” + 2 degrés à“PhaseDiff” - 2 degrés
(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ± 35 ms, en fonction dela plus grande valeur
Limite minimale de différence de fréquence pour la synchronisation (0,003-0,250) Hz ±2.5 mHz
Limite maximale de différence de fréquence pour la synchronisation (0,050-0,500) Hz ±2.5 mHz
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
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±100 ms, en fonction dela plus grande valeur
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
Min. = 15 msMax. = 30 ms
–
Temps de fonctionnement pour fonction de contrôle de mise sous tensionlorsque la tension passe de 0 à 90 % de Urated
Min. = 70 msMax. = 90 ms
–
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
96 ABB
Tableau 79. Contrôle de tension TR1ATCC et TR8ATCC
Fonction Plage ou valeur Précision
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 -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 97
Tableau 79. Contrôle de tension TR1ATCC et TR8ATCC, suite
Fonction Plage ou valeur Précision
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
98 ABB
Schéma de téléprotection
Tableau 80. Schéma logique de téléprotection pour protection à maximum de courant résiduel ECPSCH
Fonction Plage ou valeur Précision
Type de fonctionnement Portée réduite et accélération destadeDéclenchement conditionnelavec dépassementVerrouillage
-
Temps de coordination pourschéma de téléprotection
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±20 ms, en fonction de la plus grande valeur
Tableau 81. Logique d'inversion de courant et de faible report de charge pour la protection à maximum de courant résiduel ECRWPSCH
Fonction Plage ou valeur Précision
Mode de fonctionnement de lalogique de faible report de charge
ArrêtEchoEcho et déclenchement
-
Tension de fonctionnement 3U0pour déclenchement WEI
(5-70) % de UBase ±0.5% de Ur
Temps de fonctionnement pour lalogique d'inversion de courant
(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ±30 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temporisation pour l'inversion decourant
(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ±30 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de coordination pour lalogique de faible report de charge
(0,000-60,000) s ± 0,2 % ou ±30 ms, en fonction de la plus grande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 99
Logique
Tableau 82. Logique de déclenchement, sortie triphasée commune SMPPTRC
Fonction Plage ou valeur Précision
Action de déclenchement 3-ph, 1/3-ph, 1/2/3-ph -
Durée minimum de l'impulsion dedéclenchement
(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
Temps de déclenchementtriphasé
(0,020-0,500) s ± 0,2% ou ±15 ms, en fonction de la plus grande valeur
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 6 - -
Tableau 84. Nombre d'instances TMAGAPC
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
TMAGAPC 6 6 -
Tableau 85. Nombre d'instances ALMCALH
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
ALMCALH - - 5
Tableau 86. Nombre d'instances WRNCALH
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
WRNCALH - - 5
Tableau 87. Nombre d'instances INDCALH
Fonction Quantité avec durée du cycle
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
100 ABB
Tableau 89. Nombre d'instances GATE
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
GATE 10 10 20
Tableau 90. Nombre d'instances INV
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
INV 90 90 240
Tableau 91. Nombre d'instances LLD
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
LLD 10 10 20
Tableau 92. Nombre d'instances OR
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
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
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
RSMEMORY 10 10 20
Tableau 95. Nombre d'instances SRMEMORY
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
SRMEMORY 10 10 20
Tableau 96. Nombre d'instances TIMERSET
Bloc logique Quantité avec durée du cycle Plage ou valeur Précision
3 ms 8 ms 100 ms
TIMERSET 15 15 30 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 101
Tableau 97. Nombre d'instances XOR
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
XOR 10 10 20
Tableau 98. Nombre d'instances ANDQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
ANDQT - 20 100
Tableau 99. Nombre d'instances INDCOMBSPQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
INDCOMBSPQT - 10 10
Tableau 100. Nombre d'instances INDEXTSPQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
INDEXTSPQT - 10 10
Tableau 101. Nombre d'instances INVALIDQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
INVALIDQT - 6 6
Tableau 102. Nombre d'instances INVERTERQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
INVERTERQT - 20 100
Tableau 103. Nombre d'instances ORQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
ORQT - 20 100
Tableau 104. Nombre d'instances PULSETIMERQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle Plage ou valeur Précision
3 ms 8 ms 100 ms
PULSETIMERQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
102 ABB
Tableau 105. Nombre d'instances RSMEMORYQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
RSMEMORYQT - 10 30
Tableau 106. Nombre d'instances SRMEMORYQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
SRMEMORYQT - 10 30
Tableau 107. Nombre d'instances TIMERSETQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle Plage ou valeur Précision
3 ms 8 ms 100 ms
TIMERSETQT - 10 30 (0,000-90000,000) s ±0,5 % ±10 ms
Tableau 108. Nombre d'instances XORQT
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
XORQT - 10 30
Tableau 109. Nombre d'instances dans l'ensemble de logique d'extension
Bloc logique Quantité avec durée du cycle
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
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
B16I 6 4 8
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 103
Tableau 111. Nombre d'instances BTIGAPC
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
BTIGAPC 4 4 8
Tableau 112. Nombre d'instances IB16
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
IB16 6 4 8
Tableau 113. Nombre d'instances ITBGAPC
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
ITBGAPC 4 4 8
Tableau 114. 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 115. Nombre d'instances TEIGAPC
Fonction Quantité avec durée du cycle
3 ms 8 ms 100 ms
TEIGAPC 4 4 4
Tableau 116. Compteur heures de fonctionnement TEILGAPC
Fonction Plage ou valeur Précision
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%
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
104 ABB
Surveillance
Tableau 117. Mesures CVMMXN
Fonction Plage ou valeur Précision
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 118. Mesure du courant de phase CMMXU
Fonction Plage ou valeur Précision
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 119. Mesure de la tension entre phases VMMXU
Fonction Plage ou valeur Précision
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 105
Tableau 120. Mesure de la tension phase-neutre VNMMXU
Fonction Plage ou valeur Précision
Tension (5 à 175) V ±0.5% de U à U ≤ 50 V±0.2% de U à U > 50 V
Déphasage (5 à 175) V ±0.5 degré à U ≤ 50 V±0.2 degré à U > 50 V
Tableau 121. Mesure des composantes symétriques de courant CMSQI
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0.1-1.0) × Ir ±0.3% de Ir à I ≤ 0,5 × Ir±0.3% de I à I > 0.5 × Ir
Composante inverse, I2 -Réglages triphasés
(0.1-1.0) × Ir ±0.3% de Ir à I ≤ 0,5 × Ir±0.3% de I à I > 0.5 × Ir
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 122. Mesure des composantes symétriques de tension VMSQI
Fonction Plage ou valeur Précision
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
Déphasage (10 à 300) V ±0.5 degré à U ≤ 50 V±0.2 degré à U > 50 V
Tableau 123. Surveillance des signaux d'entrée mA
Fonction Plage ou valeur Précision
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
106 ABB
Tableau 124. Compteur de limite L4UFCNT
Fonction Plage ou valeur Précision
Valeur du compteur 0-65535 -
Vitesse de comptage maxi 30 impulsions/s (50 % cycle deservice)
-
Tableau 125. Rapport perturbographique DRPRDRE
Fonction Plage ou valeur Précision
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 155
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 -
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 107
Tableau 126. Fonction de surveillance du gaz d'isolation SSIMG
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur
Temporisation de verrouillage de latempérature
(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur
Tableau 127. Fonction de surveillance du liquide d'isolation SSIML
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur
Temporisation de verrouillage de latempérature
(0,000-60,000) s ±0,2 % ou ±250ms, en fonction de la plusgrande valeur
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
108 ABB
Tableau 128. Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR
Fonction Plage ou valeur Précision
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
(0,00 – 60,00) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction de la plus grandevaleur
Temporisation indépendante pour alarme depression du gaz
(0,00 – 60,00) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction de la plus grandevaleur
Temporisation indépendante pour verrouillagede la pression du gaz
(0,00 – 60,00) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction de la plus grandevaleur
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 129. 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 130. Indications
Fonction Valeur
Capacité de la mémoiretampon
Nombre maximum d'indications présentées pour une seule perturbation 96
Nombre maximum de perturbations enregistrées 100
Tableau 131. Enregistreur d'événements
Fonction Valeur
Capacité de la mémoiretampon
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 132. Enregistreur des valeurs de déclenchement
Fonction Valeur
Capacité de la mémoiretampon
Nombre maximum d'entrées analogiques 30
Nombre maximum de rapports de perturbographie 100
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 109
Tableau 133. 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 134. Compteur de limite L4UFCNT
Fonction Plage ou valeur Précision
Valeur du compteur 0-65535 -
Vitesse de comptage maxi 30 impulsions/s (50 % cycle deservice)
-
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
110 ABB
Mesures
Tableau 135. 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 136. Mesure d'énergie ETPMMTR
Fonction Plage ou valeur Précision
Mesures d'énergie kWh Export / Import, kvarhExport / Import
Entrée de la MMXU. Pas d'erreur supplémentaire à charge constante
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 111
Communication interne du poste
Tableau 137. Protocoles de communication
Fonction Valeur
Protocole CEI 61850-8-1
Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX
Protocole CEI 60870-5-103
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 138. Protocole de communication CEI 61850-9-2
Fonction Valeur
Protocole CEI 61850-9-2
Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX
Tableau 139. Protocole de communication LON
Fonction Valeur
Protocole LON
Vitesse de communication 1,25 Mbit/s
Tableau 140. Protocole de communication SPA
Fonction Valeur
Protocole SPA
Vitesse de communication 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 ou 38400 Bd
Numéro d'esclave 1 à 899
Tableau 141. Protocole de communication CEI 60870-5-103
Fonction Valeur
Protocole CEI 60870-5-103
Vitesse de communication 9600, 19200 Bd
Tableau 142. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
112 ABB
Tableau 143. 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 144. 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 145. 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 146. CEI 62439-3 Édition 1 et Édition 2, protocole de redondance parallèle
Fonction Valeur
Vitesse de communication 100 Base-FX
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 113
Communication éloignée
Tableau 147. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
114 ABB
MatérielDEI
Tableau 148. 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 149. 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 150. 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 151. 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 152. 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 153. 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)
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 115
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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
116 ABB
Fonctions de base du DEI
Tableau 154. 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 155. 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 156. Module de synchronisation de l'horloge GPS (GTM)
Fonction Plage ou valeur Précision
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 157. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 117
Tableau 158. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
118 ABB
Caractéristique à temps inverse
Tableau 159. Caractéristiques à temps inverse ANSI
Fonction Plage ou valeur Précision
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
EQUATION1250-SMALL V1 FR
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 119
Tableau 160. Caractéristiques à temps inverse CEI
Fonction Plage ou valeur Précision
Caractéristique de fonctionnement :
( )1= ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At k
I
EQUATION1251-SMALL V1 FR
I = Imesuré/Iréglage
0.10 ≤ k ≤ 3.001,5 x Iréglage ≤ I ≤ 20 x Iréglage
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
EQUATION1370-SMALL V1 FR
Caractéristique de réinitialisation :
( )= ×
-PR
TRt k
I CR
EQUATION1253-SMALL V1 FR
I = Imesuré/Iréglage
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 161. Caractéristiques à temps inverse de type RI et RD
Fonction Plage ou valeur Précision
Caractéristique inverse de type RI
1
0.2360.339
= ×
-
t k
IEQUATION1137-SMALL V1 FR
I = Imesuré/Iréglage
0.10 ≤ k ≤ 3.001,5 x Iréglage ≤ I ≤ 20 x Iréglage
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
EQUATION1138-SMALL V1 FR
I = Imesuré/Iréglage
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
120 ABB
Tableau 162. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension
Fonction Plage ou valeur Précision
Courbe de type A :
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 FR
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
EQUATION1439-SMALL V1 FR
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 121
Tableau 163. Caractéristique à temps inverse pour la protection à minimum de tension
Fonction Plage ou valeur Précision
Courbe de type A :
=< -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1431-SMALL V1 FR
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
EQUATION1432-SMALL V1 FR
U< = UréglageU = Umesuré
k = (0,05-1,10) par pas de 0,01
Courbe programmable :
×= +
< -× -
<
é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1433-SMALL V1 FR
U< = UréglageU = Umesuré
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
122 ABB
Tableau 164. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension résiduelle
Fonction Plage ou valeur Précision
Courbe de type A :
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 FR
U> = UréglageU = Umesuré
k = (0,05-1,10) par pas de0,01
± 5,0% ou ±45 ms, en fonction de la plus grande valeur
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
Courbe programmable :
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 FR
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 123
22. Code pour passer des commandes pour DEI personnalisé
Tableau 165. 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 166. 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 : RET670*2.1-F00X00 - A00002260300001 - B5225255211252221111000001 - C0000888322260002221620300 - D33320010 - E66600 - F9- S6 - G542 - H06000014444 - K00000110 - L01 - M186 - P01 - B1X0 - AC - MB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX -AAFXXX - AX
Définition du produit - Protection différentielle -RET670* 2,1 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -
Protection d'impédance -B 0 0 0 0 -
Protection de courant -C 00 00 0 1 0 0 0 -
Protection de tension - Protection de fréquence - Protection à multi-utilités
- Calcul général -
D 0 1 0 - E 00 - F - S -
Surveillance du système BT - Contrôle-commande -G - H 0 0 0 0 0 -
Schéma de téléprotection - Logique - Surveillance - Communication interne du poste -K 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 167. Définition du produit
RET670* 2,1 X00
Tableau 168. Définition du produit pour passer des commandes
Produit RET670*Version logicielle 2,1Autres configurations possiblesProtection de transformateur RET670 F00Protection de transformateur RET670 61850-9-2LE N00Sélection : Configuration ACTPas de configuration ACT téléchargée X00
Tableau 169. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
124 ABB
Tableau 170. Fonctions différentielles
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Protection différentielle de transformateur, deux enroulements T2WPDIF 1MRK005904-FB 5 1-2 Remarque : UneseulePDIF doitêtrecommandée.
Protection différentielle de transformateur, trois enroulements T3WPDIF 1MRK005904-GA 6 1-2
Protection différentielle à haute impédance 1Ph HZPDIF 1MRK005904-HA 7 0-6 Protection différentielle de terre, basse impédance REFPDIF 1MRK005904-LC 9 0-3 Logique de sécurité supplémentaire pour la protection différentielle LDRGFC 1MRK005904-TA 14 0-1
Tableau 171. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 125
Tableau 172. Fonction d'impédance, variantes
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Remarque : Une seule et unique variante peut être sélectionnée. La quantité sélectionnée est 0 pour les fonctions des variantes non sélectionnées.Variante 1 Protection de distance, quadrilatéraleZone de protection de distance, caractéristique quadrilatérale ZMQPDIS,
ZMQAPDIS1MRK005907-AA 1 0-5
Impédance directionnelle, quadrilatérale ZDRDIR 1MRK005907-BA 2 0-2 Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angle fixe FDPSPDIS 1MRK005907-CA 3 0-2 Variante 2 Protection de distance pour lignes à compensation série, quadrilatérale Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angle fixe FDPSPDIS 1MRK005907-CA 3 0-2 Zone de mesure de distance, caractéristique quadrilatérale pour leslignes à compensation série
ZMCPDIS,ZMCAPDIS
1MRK005907-DA 4 0-5
Fonction quadrilatérale d'impédance directionnelle, comprenant lacompensation série
ZDSRDIR 1MRK005907-EA 5 0-2
Variante 3 Protection de distance, mho (mho pour défaut phase-phase et mho en parallèle avec caractéristique quadrilatérale pour défaut de terre) Protection de distance multichaîne non commutée (full-scheme),caractéristique mho
ZMHPDIS 1MRK005907-FA 6 0-5
Protection de distance multichaîne non commutée ("full-scheme"),caractéristique quadrilatérale pour les défauts de terre
ZMMPDIS,ZMMAPDIS
1MRK005907-GA 7 0-5
Élément d'impédance directionnelle à caractéristique mho ZDMRDIR 1MRK005907-HA 8 0-2 Fonction directionnelle supplémentaire de protection de distance contreles défauts de terre
ZDARDIR 1MRK005907-KA 9 0-1
Logique de surveillance impédancemétrique mho ZSMGAPC 1MRK005907-LA 10 0-1 Identification de la phase en défaut avec empiètement de charge FMPSPDIS 1MRK005907-MA 11 0-2 Variante 4 Protection de distance, caractéristique quadrilatérale avec réglages séparés pour phase-phase et phase-terre Impédance directionnelle, quadrilatérale ZDRDIR 1MRK005907-BA 2 0-2 Zone de protection de distance, caractéristique quadrilatérale, réglagesindépendants
ZMRPDIS,ZMRAPDIS
1MRK005907-NA 12 0-5
Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angle réglable FRPSPDIS 1MRK005907-PA 13 0-2 Variante 5 Protection de distance très rapide, quadrilatérale et mho Protection de distance très rapide, caractéristique quadrilatérale et mho ZMFPDIS 1MRK005907-SB 14 0-1 Variante 6 Protection de distance très rapide pour lignes à compensation série, quadrilatérale et mho Protection de distance très rapide pour lignes à compensation série,caractéristique quadrilatérale et mho
ZMFCPDIS 1MRK005907-RB 15 0-1
En option avec la variante 1Élément d'impédance directionnelle à caractéristique mho ZDMRDIR 1MRK005907-HA 8 0-2 En option pour la variante 3Sélection de phase, caractéristique quadrilatérale à angle fixe FDPSPDIS 1MRK005907-CA 3 0-2 En option pour les variantes 1, 2 et 4Fonction directionnelle supplémentaire de protection de distance contreles défauts de terre
ZDARDIR 1MRK005907-KA 9 0-2
Identification de la phase en défaut avec empiètement de charge FMPSPDIS 1MRK005907-MA 11 0-1 En option avec toute variante
Détection des oscillations de puissance ZMRPSB 1MRK005907-UA 16 0-1 Logique des oscillations de puissance PSLPSCH 1MRK005907-VA 18 0-1 Protection 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 Logique de préférence de phase PPLPHIZ 1MRK005908-DA 22 0-1 Protection à minimum d'impédance pour les alternateurs et lestransformateurs
ZGVPDIS 1MRK005907-TA 25 0-1
Tableau 173. 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 00 0 1 0 0 0
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
126 ABB
Tableau 174. Fonctions de courant
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Protection instantanée à maximum de courant de phase PHPIOC 1MRK005910-AC 1 0-8 Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC 1MRK005910-BB 2 0-8 Protection instantanée à maximum de courant résiduel EFPIOC 1MRK005910-DC 4 0-8 Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils EF4PTOC 1MRK005910-EC 5 0-8 Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC 1MRK005910-FB 6 0-8 Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courantrésiduel et de puissance homopolaire
SDEPSDE 1MRK005910-GA 7 0-3
Protection de surcharge thermique, une constante de temps, Celsius LCPTTR 1MRK005911-BA 8 0-2 Protection de surcharge thermique, une constante de temps, Fahrenheit LFPTTR 1MRK005911-AA 9 0-2 Protection de surcharge thermique, deux constantes de temps TRPTTR 1MRK005910-HB 10 0-6 Protection contre les défaillances de disjoncteur CCRBRF 1MRK005910-LA 11 0-6 Protection contre les discordances de pôles CCPDSC 1MRK005910-PA 14 0-2 Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-2 Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-2 Vérification des ruptures de conducteur BRCPTOC 1MRK005910-SA 17 1 Protection de gradin de batterie de condensateurs CBPGAPC 1MRK005910-UA 18 0-6 Protection temporisée à maximum de courant inverse pour les machines NS2PTOC 1MRK005910-VA 19 0-2 Protection à maximum de courant avec retenue de tension VRPVOC 1MRK005910-XA 21 0-3
Tableau 175. Protection de tension
Position 1 2 3 4 5 6 7 8
D 0 1 0
Tableau 176. Fonctions de tension
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-3 Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-3 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 Vérification de perte de tension LOVPTUV 1MRK005912-GA 7 1
Tableau 177. Protection de fréquence
Position 1 2 3 4
E 00
Tableau 178. 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 0-6
Tableau 179. Protection à multi-utilités
Position 1
F
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 127
Tableau 180. Fonction à multi-utilités
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Protection générale de courant et de tension CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-9
Tableau 181. Calcul général
Position 1
S
Tableau 182. Fonctions de calcul général
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Filtre de suivi de fréquence SMAIHPAC 1MRK005915-KA 1 0-6
Tableau 183. Surveillance du système BT
Position 1 2 3
G
Tableau 184. Fonctions de surveillance du système BT
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Surveillance du circuit de courant CCSSPVC 1MRK005916-AA 1 0-5 Supervision fusion fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-4 Supervision fusion fusible basée sur la différence de tension VDSPVC 1MRK005916-CA 3 0-2
Tableau 185. Contrôle-commande
Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
H 0 0 0 0 0
Tableau 186. Fonctions de contrôle-commande
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Contrôle de synchronisme, contrôle de présence tension etsynchronisation
SESRSYN 1MRK005917-XA 2 0-6
Contrôle-commande d'appareillages pour jusqu'à 6 cellules, max.30 app. (6 disj.) interverr. compris
APC30 1MRK005917-CY 7 0-1
Contrôle de tension automatique pour le régleur, contrôle simple TR1ATCC 1MRK005917-NB 8 0-4 Remarque : Seul unTCC peutêtresélectionné.Remarque : Si lafonctionTR1ATCCouTR8ATCCestcommandée, l'unedesfonctionsTCMYLTCouTCLYLTCdoit êtrecommandée.
Contrôle automatique de la tension pour le régleur, contrôle parallèle TR8ATCC 1MRK005917-PB 9 0-4
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
128 ABB
Tableau 187. Schéma de téléprotection
Position 1 2 3 4 5 6 7 8
K 0 0 0 0 0 0
Tableau 188. Fonctions de schéma de téléprotection
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Logique de téléprotection pour la protection à maximum de courantrésiduel
ECPSCH 1MRK005920-FA 6 0-1
Logique d'inversion de courant et de faible report de charge pour laprotection à maximum de courant résiduel
ECRWPSCH 1MRK005920-GA 7 0-1
Tableau 189. Logique
Position 1 2
L
Tableau 190. Fonctions logiques
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Blocs logiques configurables - Q/T 1MRK005922-MX 1 0-1 Ensemble de logique d'extension 1MRK005922-AY 2 0-1
Tableau 191. Surveillance
Position 1 2
M 0
Tableau 192. fonctions de surveillance
Fonction ID fonction N° de commande Position
Qtédisponible
Qtésélectionnée
Notes etrègles
Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR 1MRK005924-HA 1 00-18
Tableau 193. 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 194. Fonctions de communication interne du poste
Fonction ID fonction N° de commande Position Qté disponible Qtésélectionnée
Notes etrègles
Communication de bus de processus CEI 61850-9-2 1MRK005930-TA 1 0 si F00 estsélectionné, 6 siN00 estsélectionné
Remarque : QtépersonnaliséeRET670 =0, QtéRET67061850-9-2 = 6
Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Remarque : NonvalidedansproduitRET67061850-9-2LERemarque :NécessiteOEM2 canaux
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 129
Tableau 195. 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 196. 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 197. 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
Tableau 198. Type de connexion pour modules 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 199. Type de connexion pour modules d'entrées/sorties
Sélection Notes et règles
Bornes à compression P Bornes à cosse annulaire R Sélectionné
Tableau 200. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
130 ABB
Tableau 201. Sélection de système analogique
Système analogique Sélection Notes et règles
Pas de premier TRM inclus X0 Remarque : Uniquement validedans RET670–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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 131
Tableau 202. 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
Boîtier 3/4 x 19”, un (1)TRM
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
Boîtier 1/2 x 19”, un (1)TRM
3 3 3 1 3 cartes
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
132 ABB
Tableau 203. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires
Modules d'entrées/sortiesbinaires
Sélection Notes et règles
Position de l'encoche(vue arrière) X3
1
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X101
X111
X121
X131
X141
X151
X161 Remarque ! 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)
X 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
BIMp 16 entrées,RL48-60 V c.c., 30 mA,pour le comptaged'impulsions
G G G G G G G G G G G G G G
BIMp 16 entrées,RL110-125 V c.c., 30 mA,pour le comptaged'impulsions
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
IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 48-60 Vc.c., 30 mA
V V V V V V V V V V V V V V
IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 110-125 Vc.c., 30 mA
W W W W W W W W W W W W W W
IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 220-250 Vc.c., 30 mA
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 133
Tableau 203. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires, suiteModules d'entrées/sortiesbinaires
Sélection Notes et règles
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 204. Sélection de la communication série d’extrémité éloignée
Modules de communication d’extrémité éloignée, de communication série DNP etde synchronisation d'horloge
Sélection Notes et règles
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 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 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 205. 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
Position de l'encoche (vue arrière)
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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
134 ABB
23. 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 : RET670 *2.1-A30X00- A02H02-B1A3-AC-MB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Utilisation du code de chaque position N° 1-13 précisésous la forme RET670*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 10 10-11 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 -RET670* - - - - - . - -
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
Secours A10 Contrôle du régleur en charge et tension A25 Disjoncteur simple, 2 enroulements, différentiel A30 Plusieurs disjoncteurs, 2 enroulements, différentiel B30 Disjoncteur simple, 3 enroulements, différentiel A40 Plusieurs disjoncteurs, 3 enroulements, différentiel B40 Configuration ACT Configuration standard ABB X00 Sélection pour la position N° 2.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 135
Options logicielles #3 Notes et règles
Aucune option X00
Il n'est pas nécessaire deremplir tous les champsdu bon de commande
Protection différentielle de terre, basseimpédance
A01
Remarque : A01uniquement pour A40/B40, 2 blocs déjà inclus
Protection différentielle à haute impédance -3 blocs
A02
Remarque : A02, B12,B13 et B14 pas dans A10et A25.Remarque : Seule unedes options B12/B13 doitêtre sélectionnée.
Protection de distance de transformateur,quadrilatérale
B12
Protection de distance de transformateur,mho
B13
Protection à minimum d'impédance pour lesalternateurs et les transformateurs
B14
Protection contre les surcharges thermiques C05
Remarque : Pas dansA10 et A25, 1 bloc déjàinclus dans A10, A30 etB30. 2 blocs déjà inclusdans A40 et B40.
Protection directionnelle sensible demaximum d'intensité de courant résiduel etde puissance homopolaire
C16
Remarque : C16 pasdans A10
Protection directionnelle de puissance C17
Remarque : C17 pasdans A10/A25
Protection de courant VCTR C19
Remarque : Uniquementpour A25
Protection directionnelle à maximum decourant inverse à quatre seuils - 2 blocs
C42
Remarque : Uniquementpour A10/A30/B30.
Protection directionnelle à maximum decourant inverse à quatre seuils - 3 blocs
C43
Remarque : Uniquementpour A40/B40
Protection de tension, 1 jeu de barres D01
Remarque : D01uniquement pour A10,A30 et B30, 1 bloc déjàinclus dans A30 et B30
Protection de tension, 2 jeux de barres D02
Remarque : D02uniquement pour A25,A40 et B40, 2 blocs déjàinclus dans A40 et B40
Protection contre la surexcitation, 2enroulements
D03
Remarque : Uniquementpour A30 et B30
Protection contre la surexcitation, 3enroulements
D04
Remarque : Uniquementpour A40 et B40
Protection de fréquence - poste E01
Remarque : E01 pasdans A25
Protection générale de courant et de tension F02
Remarque : F02 pasdans A10/A25
Supervision fusion fusible basée sur ladifférence de tension
G03
Contrôle de synchronisme - 2 disjoncteurs H01
Remarque : Uniquementpour B301 bloc déjà inclus dansB30
Contrôle de synchronisme - 3 disjoncteurs H02
Remarque : Uniquementpour A401 bloc déjà inclus dansA40
Contrôle de synchronisme - 4 disjoncteurs H03
Remarque : Uniquementpour B401 bloc déjà inclus dansB40
Contrôle d'appareil 30 maxi. H09
Remarque : H09 pasdans A10
Contrôle de tension, un transformateur H11
Remarque : Un seul H11/H15. H11/H15 pas dansA10/A25 Remarque :H16, H18 uniquementpour A25/A40/B402 blocs de H16/H18 déjàinclus dans A25
Contrôle de tension, transformateurs enparallèle
H15
Contrôle de tension, un transformateur, 2blocs de contrôle
H16
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
136 ABB
Options logicielles #3 Notes et règles
Contrôle de tension, transformateurs enparallèle, 2 blocs de contrôle
H18
Seule une des optionsH16/H18 doit êtresélectionnée.Remarque : Une seuleoption parmiH11/H15/H16/H18 dansA40 et B40
Surveillance d'état de disjoncteur - 12 disj. M12
Remarque : M12uniquement pour B30,M15 uniquement pourA30, M16 uniquementpour B40, M17uniquement pour A10 etA40
Surveillance d'état de disjoncteur - 6 disj. M15
Surveillance d'état de disjoncteur - 18 disj. M16
Surveillance d'état de disjoncteur - 9 disj. M17
Protocole de redondance parallèleCEI 62439-3
P03
Remarque : P03nécessite 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 pourA10/A25/A30
Boîtier 3/4 x 19", 2 encoches TRM C Remarque : Pas pour A10 Boîtier 1/1 x 19", 2 encoches TRM E Remarque : Pas pour A10 Sélection pour la position N° 5.
Détails de montage en façade avec protection IP40 #6 Notes et règles
Pas de kit de montage inclus X Kit de montage rack 19" pour boîtier 1/2 x 19" de 2xRHGS6 ou RHGS12 A Remarque : Uniquement pour
A10/A25/A30 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 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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 137
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 : Pas dans A25 Premier TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Remarque : Pas dans A25 Premier TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Remarque : Pas dans A25 Premier TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Remarque : Uniquement pour A25 Premier TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Remarque : Uniquement pour A25 Pas de second TRM inclus X0 Remarque : A40/B30/B40 doit
inclure un second TRM Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B Second TRM, 12I, 1A, 100/220V 1 Remarque : Uniquement pour A30 Second TRM, 12I, 5A, 100/220V 2 Remarque : Uniquement pour A30 Second TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Remarque : Pas dans A25 Second TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Remarque : Pas dans A25 Second TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Remarque : Pas dans A25 Second TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Remarque : Uniquement pour
A25/A30 Second TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Remarque : Uniquement pour
A25/A30 Second TRM, 6I, 1A, 110/220V 8 Remarque : Uniquement pour A30 Second TRM, 6I, 5A, 5A, 110/220V 9 Remarque : Uniquement pour A30 Second TRM, 7I+5U 1A, 110/220V 12 Remarque : Uniquement pour A30 Second TRM, 7I+5U 5A, 110/220V 13 Remarque : Uniquement pour A30 Sélection pour la position N° 10.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
138 ABB
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.
Position de l'encoche (vue arrière)
X31
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X101
X111
X121
X131 Remarque : Max. 3 positions dans
rack 1/2, 5 dans rack 3/4 avec 2TRM et 11 dans rack 1/1 avec 2TRM
Boîtier 1/2 avec 1 TRM Remarque : Uniquement pourA10/A25/A30
Boîtier 3/4 avec 2 TRM Boîtier 1/1 avec 2 TRM 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). Uniquement 1BOM dans A10
BIM 16 entrées, RL24-30 V c.c., 50 mA B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
Remarque : Uniquement 1 BIMdans A10
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
BIMp 16 entrées, RL48-60 V c.c., 30 mA, pour le comptaged'impulsions
G G G G G G G G G
BIMp 16 entrées, RL110-125 V c.c., 30 mA, pour le comptaged'impulsions
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 : Maximum 1 carte MIM
dans boîtier 1/2 Module de sorties statiques SOM, 12 sorties, 48-60 V c.c. T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Règle : Le module SOM ne doit
pas être placé dans les positionssuivantes : Boîtier 1/2 1 TRMencoche X51, boîtier 3/4 2 TRMencoche X71, 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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 139
Modules de communication d’extrémité éloignée, de communication série DNP etde synchronisation d'horloge
#12 Notes et règles
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 le boîtier 1/2 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 : Pas de LDCM dans
A10 et A25Remarque : Maxi 2 LDCM (de typeidentique 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
Position de l'encoche (vue arrière)X3
01
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.
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
140 ABB
24. 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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 141
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
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
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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
142 ABB
Documentation utilisateur
Règle : Préciser le nombre de manuels imprimés requis
Manuel d'application CEI Quantité : 1MRK 504 152-UEN
ANSI Quantité : 1MRK 504 138-UUS
Manuel technique CEI Quantité : 1MRK 504 153-UEN
ANSI Quantité : 1MRK 504 139-UUS
Manuel de mise en service CEI Quantité : 1MRK 504 154-UEN
ANSI Quantité : 1MRK 504 140-UUS
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
ANSI Quantité : 1MRK 511 348-UUS
Manuel des entrées/sorties, DNP ANSI Quantité 1MRK 511 354-UUS
Manuel de l'utilisateur CEI Quantité : 1MRK 500 123-UFR
ANSI Quantité : 1MRK 500 123-UUS
Manuel d'installation CEI Quantité : 1MRK 514 024-UFR
ANSI Quantité : 1MRK 514 024-UUS
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
ABB 143
Manuel d'ingénierie, série 670 CEI Quantité : 1MRK 511 355-UEN
ANSI Quantité : 1MRK 511 355-UUS
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
Documents associés
Documents associés au RET670 Numéros des documents
Manuel d'application CEI :1MRK 504 152-UENANSI :1MRK 504 152-UUS
Manuel de mise en service CEI :1MRK 504 154-UENANSI :1MRK 504 154-UUS
Guide de l'acheteur 1MRK 504 155-BFR
Manuel technique CEI :1MRK 504 153-UENANSI :1MRK 504 153-UUS
Certificat d'essai de type CEI :1MRK 504 155-TENANSI :1MRK 504 155-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
1MRK 504 155-BFR CProtection de transformateur RET670 2.1 CEI Version du produit: 2.1
144 ABB
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www.abb.com/substationautomation
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