Protection et contrôle de transformateur RET620 · et à la supervision des transformateurs de puissance et ... du PCM600 prend en charge la création de fonctions ... Protection

Relion® série 620

Protection et contrôle de transformateurRET620Guide de l'acheteur

Contenu

1. Description.....................................................................3

2. Configurations par défaut...............................................3

3. Fonctions de protection..................................................9

4. Application...................................................................11

5. Solutions ABB prises en charge...................................12

6. Contrôle.......................................................................13

7. Mesure.........................................................................14

8. Perturbographie...........................................................14

9. Journal des événements...............................................14

10. Données enregistrées..................................................14

11. Surveillance du circuit de déclenchement....................15

12. Auto-surveillance.........................................................15

13. Contrôle d'accès.........................................................15

14. Entrées et sorties........................................................15

15. Communication du poste............................................16

16. Données techniques....................................................21

17. IHM locale...................................................................54

18. Modes d'installation....................................................54

19. Boîtier débrochable du DEI..........................................55

20. Sélection et informations de commande......................56

21. Accessoires et informations de commande.................58

22. Outils...........................................................................58

23. Schémas de raccordement.........................................60

24. Références..................................................................62

25. Fonctions, codes et symboles.....................................63

26. Historique des révisions du document.........................67

Démenti

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Protection et contrôle de transformateur 1MRS758056 ARET620 Version du produit: 2.0

2 ABB

1. DescriptionLe RET620 est un DEI dédié aux transformateurs etparfaitement adapté à la protection, au contrôle, à la mesureet à la supervision des transformateurs de puissance etélévateurs, y compris les blocs alternateur-transformateurdans les postes et réseaux de distribution. Le RET620 fait

partie de la gamme Relion® d'ABB et de la série 620(protection et contrôle). Les DEI de la série 620 secaractérisent par leur extensibilité au niveau fonctionnel etleur débrochabilité.

La série 620 a été créée pour utiliser pleinement le potentielde la norme CEI 61850 pour la communication etl'interopérabilité des dispositifs d'automatisation de postesélectriques.

2. Configurations par défautLes DEI de la série 620 sont configurés par défaut. Cesconfigurations peuvent être utilisées comme exemples defonctionnement de la série 620 avec différents blocs

fonctionnels. Les configurations par défaut ne sont pasdestinées à être utilisées comme applications d'utilisationréelle. L'utilisateur final devra toujours créer sa propreconfiguration d'application à l'aide de l'outil de configuration.Néanmoins, une configuration par défaut peut être utiliséecomme point de départ et être modifiée en fonction desbesoins.

Le RET620 est proposé avec une configuration par défaut. Ilest possible de modifier la configuration par défaut dessignaux à l'aide du diagramme matriciel des signaux ou del'application graphique du gestionnaire de DEI de protectionet de contrôle PCM600. De plus, la fonction de configurationdu PCM600 prend en charge la création de fonctionslogiques à plusieurs niveaux en utilisant différents moduleslogiques comprenant des temporisations et des basculesbistables. Il est possible d'adapter la configuration du DEI auxexigences spécifiques de l'utilisateur en combinant lesfonctions de protection et les blocs de fonctions logiques.

Protection et contrôle de transformateur 1MRS758056 ARET620 Version du produit: 2.0 Mise à jour: 2013-12-02

Révision: A

ABB 3

3×

REMARQUES

Fonction en option

Nbre d'instances

Autre fonction à définir lors de la commande

OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

1 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 01 0 1 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 01 1 0 0 1 1 1 0 1 1 0 1 01 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 0 01 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 01 0 1 1 0 0 1 0 1 1 1 0 0 1 01 1 0 0 1 1 1 0 1 1 0 1 01 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 0 0

Types d'interface analogique 1)

Transformateur de courant

Transformateur de tension

1) Entrées transformateurs standard

MESURE

COMMUNICATION

Protocoles: CEI 61850-8-1 Modbus®

CEI 60870-5-103 DNP3

Interfaces: Ethernet: TX (RJ-45), FX (LC) Série: Série fibre de verre (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B

Protocoles de redondance: HSR PRP RSTP

EGALEMENT DISPONIBLES

- 16 bout. pouss. prog. sur l'IHML- Perturbographes et enreg. défauts- Journal évén. et données enregistrées- Module Sorties rapides (option)- Auto-surveillance DEI - Bout. pouss. Local/Dist. sur l'IHML- Enregistreur séq. d'évén.- Gestion des utilisateurs- IHM Web

ORAND

CONTROLE ET INDICATION 1)

IHM LOCALE

Objet Ctrl 2) Ind 3)

CB

DC

ES1) Vérifier la disponibilité des entrées / sorties

TOR dans la documentation technique

2) Fonction de contrôle et d'indication d'objet primaire

3) Fonction d'indication d'état d'objet primaire

2 -

4 4

2 2

SUPERVISION ET SURVEILLANCE DE L'ETAT

DEI DE PROTECTION ET DE CONTROLE TRANSFORMATEUR

PROTECTION

EXEMPLE DE CONFIGURATION

Version 2.0

RET620

SYNC25

Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

3×Uo>59G

COLTC90V

I2>46

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I<37F

Io>>51N-2

Io>51N-1

dIoLo>87NL

3I>51P-1

3I>>51P-2

3I>>>50P/51P

3I>/Io>BF51BF/51NBF

Io>>51N-2

I2>46

3Ith>T49T

3I<37F

Io>51N-1

3I (HT)

3I (BT)

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

U0

N

FUSEF60

MCS 3IMCS 3I

MCS 3IMCS 3I

MCS 3I, I2MCS 3I, I2

TPOSM84M

6×UFLS/R81LSH

U12

U12b

U12

8xRTD3xmA

3I>51P-1

3×ARC

50L/50NL

dIoLo>87NL

3I>>51P-2

3I2f>68

3I>>→67-2

3I>→67-1

Io>>→67N-2

2×Io>→67N-1

dIoHi>87NH

dIoHi>87NH

3dI>T87T

2×U1<47U+

2×U2>47O-

3×f>/f<,df/dt81

Io (HT)

Io (BT)

Io

- HT: I, U, Io, Uo- BT: I, Io- P, Q, E, pf, f- Composantes symétriques- Supervision valeur limite- Profil de charge

8

6

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Io 2×TCSTCM

2×CBCMCBCM

12×MAP12MAP12

3×3U<27

2×U/f>24

3×3U>59

GUID-BFA69E71-CDBB-4333-A91F-001F2A8A1E6B V1 FR

Figure 1. Vue d'ensemble des fonctionnalités


4 ABB

Tableau 1. Fonctions prises en charge

Fonctionnalité TC et TP

Protection

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil bas, instance 1 1)

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil bas, instance 2 2)

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil haut, instance 1 1)

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil haut, instance 2 2)

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil instantané, instance 1 1)

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil instantané, instance 2 2)

Protection triphasée à maximum de courant directionnelle, seuil bas, instance 1 1)

Protection triphasée à maximum de courant directionnelle, seuil haut, instance 1 1)

Protection non directionnelle de terre, seuil bas, instance 1 3)

Protection non directionnelle de terre, seuil bas, instance 2 4)

Protection non directionnelle de terre, seuil haut, instance 1 3)

Protection non directionnelle de terre, seuil haut, instance 2 4)

Protection directionnelle de terre, seuil bas, instance 1 3)

Protection directionnelle de terre, seuil bas, instance 2 3)

Protection directionnelle de terre, seuil haut, instance 1 3)

Protection à maximum de courant inverse, instance 1 1)

Protection à maximum de courant inverse, instance 2 2)

Protection à maximum de tension résiduelle, instance 1 1)



Protection triphasée à minimum de tension, instance 1 1)



Protection triphasée à maximum de tension, instance 1 1)



Protection à minimum de tension directe, instance 1 1)

Protection à minimum de tension directe, instance 2 1)

Protection à maximum de tension inverse, instance 1 1)

Protection à maximum de tension inverse, instance 2 1)

Protection de fréquence, instance 1 1)



Protection volts par hertz, instance 1 1)

Protection volts par hertz, instance 2 1)


ABB 5

Tableau 1. Fonctions prises en charge, suite


Protection triphasée contre les surcharges thermiques pour les transformateurs de puissance, deux constantes detemps 1)

Perte de phase (minimum de courant), instance 1 1)

Perte de phase (minimum de courant), instance 2 2)

Protection différentielle stabilisée et instantanée pour transformateurs à deux enroulements

Protection différentielle numérique stabilisée contre les défauts de terre à faible impédance, instance 1 1)

Protection différentielle numérique stabilisée contre les défauts de terre à faible impédance, instance 2 2)

Protection différentielle contre les défauts de terre à haute impédance, instance 1 1)

Protection différentielle contre les défauts de terre à haute impédance, instance 2 2)

Protection de défaillance disjoncteur, instance 1 1)

Protection de défaillance disjoncteur, instance 2 2)

Détecteur de courant d'appel triphasé 1)

Déclenchement principal, instance 1

Déclenchement principal, instance 2

Protection contre les arcs, instance 1 5)



Protection analogique multifonction, instance 1












Contrôle

Contrôle disjoncteur, instance 1 1)

Contrôle disjoncteur, instance 2 2)

Contrôle sectionneur, instance 1 1)


Contrôle commutateur de terre, instance 1 1)




6 ABB



Contrôle commutateur de terre, instance 2 2)

Indication de position sectionneur, instance 1 1)


Indication de position commutateur de terre, instance 1 1)



Indication de position commutateur de terre, instance 2 2)

Contrôle synchronisme et mise sous tension 1)

Indication de position du régleur en charge

Contrôle régleur avec régulateur de tension 2)

Délestage et relestage, instance 1 1)






Surveillance d'état

Surveillance d'état du disjoncteur, instance 1 1)

Surveillance d'état du disjoncteur, instance 2 2)

Surveillance du circuit de déclenchement, instance 1 1)

Surveillance du circuit de déclenchement, instance 2 2)

Surveillance du circuit courant, instance 1 1)

Surveillance du circuit courant, instance 2 2)

Surveillance de circuit courant avancée pour transformateurs

Supervision fusion fusible 1)

Mesure

Mesure du courant triphasé, instance 1 1)

Mesure du courant triphasé, instance 2 2)

Mesure du courant direct/inverse/homopolaire, instance 1 1)

Mesure du courant direct/inverse/homopolaire, instance 2 2)

Mesure du courant résiduel, instance 1 1)

Mesure du courant résiduel, instance 2 2)

Mesure de la tension triphasée 1)

Mesure de la tension résiduelle 1)

Mesure de la tension directe/inverse/homopolaire 1)

Mesure énergie et puissance triphasée 1)


ABB 7



Mesure de la fréquence 1)

Autre

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs), instance 1




Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la seconde), instance 1

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la seconde), instance 2

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la minute), instance 1

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la minute), instance 2

Temporisateur d'impulsion (8 pcs), instance 1

Temporisateur d'impulsion (8 pcs), instance 2

Sans temporisation (8 pcs), instance 1




Avec temporisation (8 pcs), instance 1




Réinitialisation du jeu (8 pcs), instance 1




Déplacement (8 pcs), instance 1




Points de contrôle génériques, instance 1



Points de contrôle génériques distants

Points de contrôle génériques locaux

Compteurs génériques haut/bas, instance 1






8 ABB










Boutons programmables (16 boutons)

Fonctions de consignation

Perturbographe

Enregistreur de défauts

Enregistreur de séquence d'événements

Profil de charge

= Incluse, = En option au moment de la commande

1) La fonction doit être utilisée pour le côté de l'enroulement haute tension de l'application2) La fonction doit être utilisée pour le côté de l'enroulement basse tension de l'application3) La fonction doit être utilisée pour le côté de l'enroulement haute tension de l'application et utilise la valeur Io calculée lorsque HREF et une connexion à varistance sont utilisés4) La fonction doit être utilisée pour le côté de l'enroulement basse tension de l'application et utilise la valeur Io calculée lorsque HREF et une connexion à varistance sont utilisés5) La valeur Io calculée est utilisée pour les critères de courant résiduel

3. Fonctions de protectionLe DEI est doté d'une protection différentielle detransformateur triphasée à seuil (polarisé) stabilisé multi-pente, ainsi que d'un seuil instantané permettant uneprotection rapide et sélective contre les courts-circuits entrephases, les défauts entre spires et l'amorçage de traversée.Outre une retenue à l'harmonique de rang 2, un algorithme deblocage avancé basé sur la forme d'onde assure la stabilité àl'excitation du transformateur. Une fonction de retenue àl'harmonique de rang 5 assure la protection de la stabilité encas de surexcitation modérée des transformateurs depuissance. La protection différentielle de terre (REF) complètela protection différentielle globale afin de détecter même lesdéfauts monophasés à la terre à proximité du point de mise àla terre du neutre du transformateur. Le système à hauteimpédance classique ou le système à faible impédancenumérique peuvent être choisis pour la protection desenroulements de transformateur. Lorsque la protection àfaible impédance REF est utilisée, aucune résistance destabilisation ou varistance n'est nécessaire. En outre, lerapport de transformation des TC de mise à la terre du neutrepeut différer de celui des transformateurs de courant dephase. Du fait de son caractère de protection d'unité et de sasélectivité absolue, la protection REF n'a pas besoin degraduation temporelle avec d'autres schémas de protection,et par conséquent une élimination ultra rapide des défauts estpossible.

Le DEI intègre également une fonction de protection contreles surcharges thermiques qui surveille les contraintesthermiques des enroulements de transformateur afin d'éviterle vieillissement prématuré de l'isolant des enroulements.Plusieurs seuils de protection contre les courts-circuits, àmaximum de courant de phase, courant/tension inverse etcontre les défauts de terre sont disponibles séparément pourles deux côtés du transformateur de puissance. Uneprotection de terre basée sur la tension résiduelle mesurée oucalculée est également proposée. Le DEI dispose égalementd'une protection à maximum de tension triphasée, d'uneprotection à minimum de tension triphasée et d'uneprotection à maximum de tension résiduelle. Qui plus est, leDEI dispose également d'une protection contre lesdéfaillances du disjoncteur.

Le DEI dispose de matériels et logiciels avancés en option. Ildispose également de trois capteurs de détection de lumièreà lentille point-à-point pour la protection contre les arcs dudisjoncteur, du jeu de barres et du compartiment des câblespour les cellules à enveloppe métallique et usage intérieur.

L'interface du capteur de protection contre les arcs estdisponible sur le module de communication en option. En casd'arc électrique, le déclenchement rapide augmente lasécurité et la protection du personnel et limitel'endommagement des équipements. Des sorties ultra


ABB 9

rapides en option permettent de minimiser les impacts desarcs.


10 ABB

4. ApplicationLe RET620 a été conçu pour assurer la protection principalepour les transformateurs de puissance à deux enroulementset les blocs alternateur-transformateur. Le RET620 comprendégalement une fonction optionnelle de régulation de latension.

Le RET620 peut être utilisé dans des configurations à jeu debarres simple ou double avec un ou deux disjoncteurs, ainsique dans de nombreuses configurations des appareils deconnexion. Il prend en charge un nombre substantiel desectionneurs manuels et motorisés, ainsi que decommutateurs de terre. Il est capable d'équiper desconfigurations de grande taille. Le nombre d'appareilscontrôlables dépend du nombre d'entrées et de sorties libresde toute autre application. Le nombre d'E/S disponibles peutêtre augmenté à l'aide de l'appareil d'E/S distantes RIO600.

Le RET620 offre des possibilités étendues depersonnalisation des configurations en fonctions desexigences des applications. La suite d'outils utilisable avec

tous les DEI Relion, le gestionnaire de DEI de protection et decontrôle PCM600, contient tous les outils nécessaires à laconfiguration de l'appareil, y compris celle de sesfonctionnalités, de ses paramètres, de son IHM et de sacommunication.

Le RET620 permet la protection et le contrôle destransformateurs, ainsi que le contrôle simultané du régulateurde tension. Ses capacités de régulation de la tension sontspécifiquement destinées à la régulation automatique etmanuelle de la tension des transformateurs de puissanceéquipés d'un régleur en charge motorisé. Une régulationautomatique de la tension peut être appliquée avec un àquatre transformateurs en parallèle. Le DEI prend égalementen charge la protection contre les défauts de terre, qu'ellesoit classique avec résistance connectée ou numérique aveccalcul de haute impédance. Afin d'améliorer encore laprotection contre les arcs et de minimiser leurs effets, les DEIde la série 620 commandés avec l'option de protectioncontre les arcs peuvent être équipés d'une carte d'E/S dotéede sorties ultra rapides.

Io HT

Io BT

3I HT

3I BT

3U

U12

U12b

Uo

RTD

RET620Exemple de conf.

ANSI CEI

N

25

50L/50NL

50P/51P

51P/51N

67/67N

84M

87T

90V

MAP

49T

87NH

87NL

87NH

87NL

SYNC

ARC

3I>>>

3I/Io

3I→/Io→

TPOSM

3dI>T

COLTC

MAP

3Ith>T

dIoHi>

dIoLo>

dIoHi>

dIoLo>

Côté

HT

Côté

BT

GUID-A758C254-7907-4965-9389-113BCBD77B75 V1 FR

Figure 2. Protection d'un transformateur HT/MT ou MT/MT avec protection de terre faible impédance des deux côtés du transformateur


ABB 11

Io HT

3I BT

3I HT

3U

U12/U12b

Uo

RTD

RET620Exemple de conf.

ANSI CEI

N

25

50L/50NL

50P/51P

51P/51N

67/67N

84M

87T

90V

MAP

49T

87NH

87NL

SYNC

ARC

3I>>>

3I/Io

3I→/Io→

TPOSM

3dI>T

COLTC

MAP

3Ith>T

dIoHi>

dIoLo>

Côté

HT

GUID-510B91B4-88A8-4A57-8789-C38683DC2A92 V1 FR

Figure 3. Protection d'un transformateur HT/MT avec protection différentielle de terre du côté supérieur du transformateur

5. Solutions ABB prises en chargeLes dispositifs électroniques intelligents de protection etcontrôle de la série ABB 620 et le système de contrôled'automatisation de réseau COM600 constituent une solutiontotalement conforme à la norme CEI 61850 pour ladistribution d'énergie électrique dans les réseaux et lessystèmes industriels de puissance. Afin de faciliter et derationaliser l'ingénierie système, les dispositifs électroniquesintelligents ABB sont délivrés avec un package deconnectivités comprenant un ensemble de logiciels etd'informations propres au DEI, notamment des modèles deschémas unifilaires et un modèle de données completcomprenant des listes d'événements et de paramètres. Grâceà ce package de connectivités, il est très facile de configurerles dispositifs électroniques intelligents via le gestionnaire deDEI de protection et de contrôle PCM600 et de les intégrer ausystème de contrôle d'automatisation de réseau COM600 ouau système de gestion de réseau MicroSCADA Pro.

Les dispositifs électroniques intelligents de la série 620prennent en charge la norme CEI 61850 ainsi que lamessagerie GOOSE horizontale binaire et analogique. Parrapport à la signalisation fil-à-fil entre dispositifs, lacommunication point à point sur un réseau local commutéEthernet offre une plateforme avancée et polyvalente pour laprotection des systèmes électriques. L'approche du systèmede protection mettant en oeuvre l'intégralité de la norme CEI61850 pour l'automatisation des postes est caractériséeprincipalement par une communication logicielle rapide, lasurveillance continue de l'intégrité des systèmes de

protection et de communication ainsi que la souplesse dereconfiguration et de mise à jour.

Le COM600 utilise les données des dispositifs électroniquesintelligents des cellules pour offrir des fonctions avancées auniveau du poste. Le COM600 dispose d'une IHM parnavigateur Web dotée d'un écran graphique personnalisablepermettant de visualiser les schémas unifilaires des cellulesde tableau de distribution. En outre, l'IHM Web du COM600fournit une vue générale de l'ensemble du poste, notammentdes schémas unifilaires dédiés aux dispositifs électroniquesintelligents, permettant ainsi d'accéder facilement auxinformations. L'IHM Web permet également d'accéder àdistance aux dispositifs et processus du poste, renforçantainsi la sécurité du personnel. De plus, le COM600 peut êtreutilisé comme base de données locale pour la documentationtechnique du poste et pour les données collectées en réseaupar les dispositifs électroniques intelligents. La collecte desdonnées de réseau facilite l'établissement de rapportscomplets et l'analyse des défauts via l'utilisation desfonctions d'historisation des données et de gestion desévénements du COM600. Le système d'historisation desdonnées peut être utilisé pour surveiller avec précision lesperformances des processus en examinant les calculs relatifsaux performances des processus et équipements avec desvaleurs historisées et en temps réel. Une meilleurecompréhension du comportement des processus, encorrélant les mesures de processus en fonction du temps etles événements de production et de maintenance, permet àl'utilisateur de mieux comprendre la dynamique desprocessus.


12 ABB

Le COM600 dispose également d'une fonction passerelleoffrant une connectivité homogène entre les dispositifsélectroniques intelligents de poste et les systèmes de

contrôle et de gestion au niveau du réseau tels queMicroSCADA Pro et System 800xA.

Tableau 2. Solutions ABB prises en charge

Produit Version

Système de contrôle d'automatisation de réseau COM600 4.0 ou supérieure

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 FP2 ou supérieure

System 800xA 5.1 ou supérieure

PCM600

REM620REF620REF620 RET620 REF620

Switch Ethernet

RET620REF620 REM620 REF620 REF620

Public: CEI 60870-5--104Industrie: OPC

COM600IHM Web

COM600

ABBMicroSCADA Pro / Poste de conduite

800xA

Communication GOOSE horizontale analogique et binaire

CEI 61850

PCM600Switch Ethernet

COM600IHM Web

COM600

Communication GOOSE horizontale analogique et binaire

CEI 61850

GUID-8E5ABC5B-5A9B-4248-B2B1-DB5AFA42D801 V1 FR

Figure 4. Système électrique industriel utilisant des dispositifs électroniques intelligents série 620, le système de contrôle d'automatisationde réseau COM600 et un poste de conduite 800xA

6. ContrôleLe RET620 intègre des fonctions de contrôle desdisjoncteurs, sectionneurs et commutateurs de terre via l'IHMen face avant ou au moyen de commandes à distance. LeDEI comprend deux blocs de contrôle de disjoncteur. Outre lecontrôle de disjoncteur, le DEI dispose de quatre blocs decontrôle de sectionneur destinés au contrôle motorisé dessectionneurs ou du chariot de disjoncteur. Qui plus est, le DEIpropose deux blocs de contrôle destinés au contrôlemotorisé du commutateur de terre. Enfin, le DEI intègrequatre blocs supplémentaires d'indication de position dessectionneurs et deux blocs d'indication de position descommutateurs de terre, utilisables avec les sectionneurs etcommutateurs de terre manuels uniquement.

Le DEI doit disposer de deux entrées physiques TOR et dedeux sorties physiques TOR pour chaque appareil principalcontrôlable utilisé. Le nombre d'entrées et de sorties TORdépend de la configuration matérielle du DEI. Si le nombred'entrées ou de sorties TOR disponibles avec la configurationmatérielle choisie n'est pas suffisant, la connexion au DEId'un module externe d'entrée ou de sortie, tel que le RIO600,permet d'étendre le nombre d'entrées et sorties TORutilisables dans la configuration. Les entrées et sorties TORdu module externe d'E/S peuvent être utilisées pour lessignaux TOR de l'application les moins critiques au niveau dutemps. Cette intégration permet de libérer certaines entréeset sorties TOR du DEI réservées.


ABB 13

La pertinence des sorties TOR du DEI sélectionnées pourcontrôler les appareils principaux doit être vérifiéeattentivement (par exemple, le pouvoir d'établissement ducourant et le pouvoir de coupure). Si les exigences relativesau circuit de contrôle de l'appareil principal ne sont pasrespectées, l'utilisation de relais auxiliaires externes doit êtreprise en compte.

L'écran pour l'IHM du DEI comprend un schéma unifilaireindiquant la position des appareils principaux concernés. Lesopérations de verrouillage requises par l'application sontconfigurées à l'aide du diagramme matriciel des signaux oude la fonction de configuration d'application du PCM600.

Une fonction de contrôle de synchronisme (synchrocheck)intégrée vérifie que la tension, le déphasage et la fréquencedes deux côtés d'un disjoncteur ouvert satisfont auxconditions permettant de coupler deux réseaux en toutesécurité.

Une fonction optionnelle de contrôle de la tension côtécharge du transformateur de puissance est intégrée. Enfonction des valeurs mesurées, le DEI envoie les signaux decommande au régleur, permettant ainsi, en option, de régulerla tension automatiquement.

7. MesureLe DEI mesure constamment les courants de phase et lecourant de neutre. Le DEI mesure également les tensions dephase et la tension résiduelle. En outre, le DEI calcule lescomposantes symétriques des courants et tensions, lafréquence du système, la puissance active et réactive, lefacteur de puissance, l'énergie active et réactive, ainsi que lademande de courant et de puissance sur une duréeprédéfinie par l'utilisateur. Les valeurs calculées sontégalement obtenues à partir des fonctions de protection et desurveillance de l'état du DEI.

Le DEI peut mesurer les signaux analogiques tels que latempérature, la pression et la position du régleur via lesentrées RTD ou mA, à l'aide de transducteurs. Outre lemodule RTD dans la combinaison matérielle de base, il estégalement possible d'ajouter un autre module RTD/mAoptionnel.

Les valeurs mesurées sont accessibles localement vial'interface utilisateur située en face avant du dispositifélectronique intelligent ou à distance via l'interface decommunication du dispositif électronique intelligent. Lesvaleurs sont également accessibles localement ou à distanceà l'aide de l'interface utilisateur par navigateur Web.

8. PerturbographieLe DEI dispose d'un perturbographe comptant un maximumde 12 entrées analogiques et 64 entrées TOR. Les entréesanalogiques peuvent être paramétrées pour enregistrer soit la

forme d'onde soit la tendance des courants et tensionsmesurés.

Les entrées analogiques peuvent être paramétrées pourdéclencher la fonction d'enregistrement lorsque la valeurmesurée est inférieure ou supérieure aux valeurs de consignecorrespondantes. Les entrées TOR peuvent être paramétréespour lancer un enregistrement sur front montant et/ou frontdescendant.

Par défaut, les entrées TOR sont paramétrées pourenregistrer les signaux externes ou internes du DEI, parexemple les signaux d'enclenchement ou de déclenchementdes seuils du dispositif électronique intelligent, ou les signauxexternes de blocage ou de contrôle. Les signaux TOR du DEI,tels qu'un signal de démarrage ou de déclenchement deprotection ou un signal externe de contrôle sur une entréeTOR, peuvent être paramétrés pour démarrerl'enregistrement. Les informations enregistrées sont stockéesdans une mémoire non volatile et peuvent être téléchargéespour une analyse ultérieure des défauts.

9. Journal des événementsLe dispositif électronique intelligent est prévu pour enregistrerla succession des événements au fil de l'eau. Il dispose à ceteffet d'une mémoire non volatile pouvant stocker 1024événements avec horodatage. La mémoire non volatileconserve ses données même si l'alimentation auxiliaire dudispositif électronique intelligent est momentanément coupée.Le journal des événements facilite l'analyse détaillée desdéfauts et des perturbations des départs avant et après leurapparition. La capacité augmentée de traitement et destockage des données et événements permet au dispositifélectronique intelligent de prendre en charge la demandecroissante d'informations des configurations de réseaufutures.

Les informations des événements historisés sont accessibleslocalement via l'interface utilisateur située en face avant dudispositif électronique intelligent ou à distance via l'interfacede communication correspondante. Les informations sontégalement accessibles localement ou à distance à l'aide del'interface Web.

10. Données enregistréesLe DEI a la capacité de stocker les 128 derniers événementsde défauts. Grâce à ces enregistrements, l'utilisateur peutanalyser les événements du système électrique. Les modesde mesure disponibles sont les suivants : DFT, RMS et Crêteà crête. Les enregistrements de défauts conservent lesvaleurs mesurées par le DEI au moment du démarrage detoute fonction de protection. Les valeurs de demande decourant mini et maxi sont toutes deux enregistrées avechorodatage. En outre, les valeurs de demande de puissancemini et maxi (P, Q, S) sont toutes deux enregistrées avec


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horodatage. Par défaut, les enregistrements sont stockésdans une mémoire non volatile.

Qui plus est, le DEI comprend un enregistreur de profil decharge capable de conserver les valeurs mesurées dans lamémoire du DEI. Les valeurs mesurées sélectionnées,pondérées sur une période définie allant d'une minute à troisheures, sont conservées dans une mémoire non volatile. Enfonction des mesures sélectionnées et de la périodepondération, la longueur totale de l'enregistrement de profilde charge peut aller de quelques jours à plusieurs mois, voireune année, rendant ainsi cette fonction adaptée à lasurveillance à long terme du comportement des chargesintéressées.

11. Surveillance du circuit de déclenchementLa fonction de surveillance du circuit de déclenchementsurveille en permanence la disponibilité et le bonfonctionnement du circuit de déclenchement. La surveillancede circuit ouvert est assurée quelle que soit la position dudisjoncteur (fermée ou ouverte). Les pertes de tension decommande du disjoncteur sont également détectées.

12. Auto-surveillanceLe système d'auto-surveillance du DEI contrôle enpermanence l'état du matériel et le fonctionnement du logicieldu DEI. Tout défaut ou mauvais fonctionnement détecté estutilisé pour alerter l'opérateur.

13. Contrôle d'accèsA des fins de protection du DEI contre tout accès nonautorisé et de préservation de l'intégrité des informations, leDEI est équipé d'un système d'authentification à quatreniveaux pour chaque profil. Ce système d'authentificationdispose de mots de passe individuels programmables parl'administrateur pour les profils visualisation, opérateur,ingénieur et administrateur. Le contrôle d'accès s'applique àl'interface utilisateur en face avant, à l'interface Web et àl'outil PCM600.

14. Entrées et sortiesLe DEI est équipé de six entrées de courant de phase, dedeux entrées de courant résiduel, de trois entrées de tensionde phase, d'une entrée de tension résiduelle, d'une entrée detension entre phases pour le contrôle de synchronisme etd'une entrée de tension entre phases pour la régulation detension automatique via changement de régleur en ligne.Outre la mesure du courant et de la tension, la configurationde base du DEI inclut 8 entrées TOR et 13 sorties TOR.Additionnellement, la configuration de base propose deux

entrées RTD et une entrée mA. Les entrées courant de phaseet courant résiduel sont des entrées 1/5 A, ce qui signifie qu'ilest possible d'y raccorder des transformateurs de courantsecondaire 1A ou 5A. Les trois entrées tension de phase etl'entrée tension résiduelle intègrent les tensions nominalescomprises entre 60 et 210 V. Il est possible de connecter destensions entre phases et des tensions phase-terre.

En option, la configuration de base du DEI inclut unemplacement vide qui peut être équipé de l'un des modulesoptionnels suivants. La première option, un module d'entrées/sorties supplémentaires, permet d'ajouter huit entrées TOR etquatre sorties TOR au DEI. Cette option est particulièrementutile pour la connexion du DEI à plusieurs objets contrôlables.La seconde option, un module d'entrées RTD/mA, permetd'ajouter au DEI six entrées RTD et deux entrées mAdestinées à des mesures supplémentaires par capteur, parexemple pour les températures, les pressions, les niveaux,etc. La troisième option est une carte de sorties ultra rapidesdotée de huit entrées TOR et de trois sorties ultra rapides.Les sorties ultra rapides ont un délai d'activation plus courtque les relais de sortie mécaniques classiques, diminuantainsi la durée de fonctionnement globale du DEI pour lesapplications aux délais critiques telles que la protectioncontre les arcs. Les sorties ultra rapides sont librementconfigurables dans l'application du DEI et ne sont paslimitées à la protection contre les arcs.

Les valeurs nominales des entrées de courant et de tensionsont des paramètres réglables du DEI. De plus, les seuilsd'entrée TOR compris entre 18 et 176 V CC peuvent êtresélectionnés en réglant les paramètres du DEI.

Tous les contacts des entrées et sorties TOR peuvent êtrelibrement configurés avec le diagramme des signaux ou avecla fonction de configuration d'application du PCM600.

Pour obtenir des informations plus détaillées sur les entréeset sorties, se reporter au tableau Entrées/Sorties et auxschémas de raccordement.

Si le nombre d'entrées et de sorties du DEI ne permet pas decouvrir tous les besoins, la connexion d'un module externed'entrées/sorties, tel que le RIO600, permet d'augmenter lenombre d'entrées/sorties TOR utilisables dans laconfiguration du DEI. Dans ce cas, les entrées et sortiesexternes sont connectées au DEI via le protocole CEI 61850GOOSE afin d'atteindre des délais de réaction rapides entrele DEI et le RIO600. Les connexions des entrées et sortiesTOR nécessaires entre le DEI et le RIO600 peuvent êtreconfigurées dans l'outil PCM600 et utilisées dans laconfiguration du DEI.


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Tableau 3. Tableau de vue d'ensemble des entrées/sorties

Conf. Voies analogiques Voies binaires

TC TP RTD/mA BI BO

A 8 6 2/1 8(16)1) 13(17)1)

2/1 8(16)2) 13(16)2)

2/1(8/3)3) 8 13

1) Avec module BIO0005 en option2) Avec module BIO0007 en option3) Avec module RTD0003 optionnel

15. Communication du posteLe DEI prend en charge divers protocoles de communication

dont CEI 61850, CEI 60870-5-103, Modbus® et DNP3. Descommandes et des informations opérationnelles sontdisponibles avec ces protocoles. Cependant, certainesfonctionnalités de communication, par exemple lacommunication horizontale entre les DEI, sont uniquementactivées avec le protocole de communication CEI 61850.

La mise en œuvre du protocole de communication CEI 61850prend en charge les fonctions de surveillance et de contrôle.De plus, il est possible d'accéder aux réglages desparamètres ainsi qu'aux enregistrements de perturbographieet de défauts à l'aide du protocole CEI 61850. Lesenregistrements de perturbographie sont disponibles auformat standard de fichiers COMTRADE pour toutes lesapplications qui s'appuient sur une communication Ethernet.Le DEI prend simultanément en charge le rapportd'événements pour cinq clients différents sur le bus d'unposte. Le DEI peut échanger des signaux avec d'autres DEI àl'aide du protocole CEI 61860.

Le DEI peut envoyer des signaux binaires à d'autresdispositifs électroniques intelligents (communicationhorizontale) à l'aide du profil GOOSE (Generic ObjectOriented Substation Event - Evénement générique de posteorienté objet) CEI 61850-8-1. La messagerie GOOSE binairepeut, par exemple, être utilisée dans les configurationscomprenant protections et interverrouillages. Le DEI répondaux prescriptions relatives aux performances GOOSE,définies par la norme CEI 61850, pour les applications dedéclenchement dans les postes de distribution. Le DEI prendégalement en charge l'envoi et la réception de valeursanalogiques à l'aide de la messagerie GOOSE. La messagerieGOOSE analogique permet de transférer rapidement lesvaleurs de mesure analogiques vers le bus de poste, facilitantainsi, par exemple, le partage des valeurs d'entrée RTD, tellesque les valeurs de température ambiante, avec d'autres DEI.

Pour une topologie Ethernet redondante, le DEI dispose d'unmodule de communication par fibre optique comprenant deux

interfaces réseau Ethernet à fibre optique et une interfaceréseau Ethernet à isolation galvanique. De plus, le DEIdispose d'un module de communication à isolationgalvanique comprenant deux interfaces réseau Ethernet àisolation galvanique et une interface réseau Ethernet à fibreoptique ou trois interfaces à isolation galvanique. La troisièmeinterface Ethernet permet de connecter tout autre appareilEthernet à un bus de poste CEI 61850 dans une cellule detableau de distribution. Cette solution redondante peut êtreappliquée aux protocoles Ethernet CEI 61850, Modbus etDNP3.

La redondance réseau Ethernet peut être obtenue à l'aide duprotocole HSR (protocole de redondance transparente dehaute disponibilité) ou PRP (protocole de redondanceparallèle) ou avec une topologie en anneau (switchadministrable compatible RSTP). La redondance Ethernetpeut être appliquée à tous les protocoles Ethernet CEI 61850,Modbus et DNP3.

La norme CEI 61850 indique la redondance réseau quiaméliore la disponibilité du système pour la communicationdes postes. La redondance réseau est basée sur deuxprotocoles complémentaires définis dans la norme CEI62439-3 : les protocoles PRP et HSR. Ces deux protocolessont capables de résister à une défaillance de liaison ou deswitch avec un temps de permutation égal à zéro. Dans cesdeux protocoles, chaque nœud de réseau a deux portsEthernet identiques prévus pour une connexion réseau. Lesprotocoles reposent sur la duplication de toutes lesinformations transmises et fournissent un temps depermutation égal à zéro en cas de défaillance des liaisons oudes switches, satisfaisant ainsi à toutes les exigencesrigoureuses en temps réel de l'automatisation des postes.

Dans le protocole PRP, chaque nœud de réseau est associéà deux réseaux indépendants fonctionnant en parallèle. Lesréseaux sont complètement séparés pour garantir leurindépendance en cas de défaillance et peuvent avoirdifférentes topologies. Les réseaux fonctionnent en parallèle,offrant ainsi une récupération instantanée et la vérificationcontinue de la redondance afin d'éviter toute défaillance.


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Switch EthernetCEI 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

GUID-334D26B1-C3BD-47B6-BD9D-2301190A5E9D V1 FR

Figure 5. Protocole PRP

La solution HSR applique le principe PRP du fonctionnementen parallèle à un seul anneau. Pour chaque message envoyé,le nœud envoie deux trames, une sur chaque port. Les deuxtrames circulent en sens inverse sur l'anneau. Chaque nœudtransmet les trames qu'il reçoit d'un port à l'autre pouratteindre le nœud suivant. Lorsque le nœud expéditeur reçoit

la trame qu'il a envoyée, il la supprime pour éviter lesboucles. L'anneau HSR avec des DEI série 620 prend encharge la connexion d'un maximum de trente DEI. Si plus de30 DEI doivent être connectés, il est recommandé de diviserle réseau en plusieurs anneaux afin de garantir lesperformances des applications en temps réel.


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Switch Ethernet

RedBox

CEI 61850 HSR

RedBoxRedBox

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADA Dispositifs ne prenant pas en charge HSRCOM600

GUID-7996332D-7FC8-49F3-A4FE-FB4ABB730405 V1 FR

Figure 6. Solution HSR

Le choix entre les protocoles de redondance HSR et PRPdépend des fonctions, du coût et de la complexité.

La solution de l'anneau Ethernet permet d'obtenir avec unbon ratio performances/coût une boucle de communicationcontrôlée par un switch administrable avec prise en chargeRSTP (rapid spanning tree protocol) standard. Le switchadministrable contrôle la cohérence de l'anneau, achemineles données et corrige le flux de données en cas depermutation de la communication. Les dispositifs

électroniques intelligents avec une topologie en anneaujouent le rôle de switches simples acheminant les données detrafic qui ne s'y rapportent pas. La solution de l'anneauEthernet prend en charge la connexion d'un maximum detrente dispositifs électroniques intelligents série 620. Si plusde 30 DEI doivent être connectés, il est recommandé dediviser le réseau en plusieurs anneaux. La solution de latopologie Ethernet en anneau évite tout point individuel dedéfaillance et améliore la fiabilité de la communication.


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Switch Ethernetadministrable compatible RSTP

Switch Ethernetadministrable compatible RSTP

Client BClient A

Réseau ARéseau B

GUID-AB81C355-EF5D-4658-8AE0-01DC076E519C V4 FR

Figure 7. Solution de topologie Ethernet en anneau

Tous les connecteurs de communication, sauf le connecteurdu port face avant, sont placés sur des modules decommunication intégrés en option. Le DEI peut être connectéaux systèmes de communication Ethernet via le connecteurRJ-45 (100Base-TX) ou le connecteur LC fibre optique(100Base-FX). Si une connexion série est nécessaire, il estpossible d'utiliser le bornier à vis RS-485 à 10 broches ou leconnecteur ST fibre optique.

Le protocole Modbus mis en œuvre prend en charge lesmodes RTU, ASCII et TCP. En plus des fonctionnalitésModbus standard, le DEI prend en charge la collecte desévénements horodatés, la modification du groupe deparamètres actif et le téléchargement des derniers défautsenregistrés. Si une connexion Modbus TCP est utilisée, cinqclients peuvent être connectés simultanément au DEI. Enoutre, il est possible d'utiliser Modbus série et Modbus TCPen parallèle et, si nécessaire, les protocoles CEI 61850 etModbus peuvent fonctionner simultanément.

Le protocole CEI 60870-5-103 mis en œuvre prend en chargedeux liaisons série fonctionnant en parallèle avec deuxmaîtres différents. En plus des fonctionnalités de basestandard, le DEI prend en charge la modification du groupede paramètres actif et le téléchargement des enregistrementsde perturbographie au format CEI 60870-5-103. En outre, il

est possible d'utiliser simultanément les protocoles CEI60870-5-103 et CEI 61850.

Le protocole DNP3 prend en charge les modes série et TCPpour la connexion à un maître. La modification du groupe deparamètres actif est également prise en charge. Il estpossible d'utiliser simultanément les protocoles DNP3 et CEI61850.

Lorsque le DEI utilise le bus RS-485 pour la communicationsérie, les liaisons deux et quatre fils sont prises en charge.Les résistances de terminaison et de "pull-up"/"pull-down"peuvent être configurées avec des cavaliers sur la carte decommunication de sorte que des résistances externes nesont pas nécessaires.

Le DEI prend en charge les méthodes de synchronisation del'heure suivantes avec une résolution d'horodatage de 1 ms :

Synchronisation Ethernet :• SNTP (Simple Network Time Protocol - protocole simple de

synchronisation de l'heure)

Avec câblage de synchronisation de l'heure spécial :• IRIG-B (Inter-Range Instrumentation Group - Code de

temps Format B)


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En outre, le DEI prend en charge la synchronisation de l'heurevia les protocoles de communication série suivants :

• Modbus• DNP3• CEI 60870-5-103

Tableau 4. Interfaces et protocoles de communication pris en charge

Interfaces/Protocoles Ethernet Série

100 BASE-TX RJ-45 100 BASE-FX LC RS-232/RS-485 Fibre optique ST

CEI 61850 - -

MODBUS RTU/ASCII - -

MODBUS TCP/IP - -

DNP3 (série) - -

DNP3 TCP/IP - -

CEI 60870-5-103 - - = Pris en charge


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16. Données techniques

Tableau 5. Dimensions

Description Valeur

Largeur Châssis 262,2 mm

Boîtier 246 mm

Hauteur Châssis 177 mm, 4U

Boîtier 160 mm

Profondeur 201 mm

Poids DEI complet maxi. 5,5 kg

Bloc débrochable uniquement maxi. 3,0 kg

Tableau 6. Alimentation

Description Type 1 Type 2

Uaux nominale 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 et 60 Hz 24, 30, 48, 60 V CC

48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC

Durée d'interruption maximale de latension auxiliaire CC sans réinitialisationdu dispositif électronique intelligent

50 ms à Un nominale

Uaux plage 38...110 % de Un (38...264 V CA) 50...120% de Un (12...72 V CC)

80...120 % de Un (38,4...300 V CC)

Seuil de démarrage 19,2 V CC (24 V CC x 80 %)

Consommation sur circuit auxiliaire aurepos (Pq)/en conditions de fonctionnement

CC < 12.0 W (nominal)/< 19,0 W (max)CA < 13,0 W (nominal)/< 21,0 W (max)

CC < 12.0 W (nominal)/< 19,0 W (max)

Ondulation de la tension auxiliaire CC Max 15 % de la valeur CC (à une fréquence de 100 Hz)

Type de fusible T4A/250 V


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Tableau 7. Grandeurs d'entrées

Description Valeur

Fréquence nominale 50/60 Hz ±5 Hz

Entrées courant Courant nominal, In 1/5 A1)

Capacité de tenue thermique :

• En continu 20 A

• Pendant 1 s 500 A

Tenue au courant dynamique :

• Valeur demi-onde 1250 A

Impédance d'entrée <20 mΩ

Entrées tension Tension nominale 60...210 V CA

Tenue en tension :

• En continu 240 V CA

• Pendant 10 s 360 V CA

Charge à la tension nominale <0,05 VA

1) Courant résiduel et/ou courant de phase

Tableau 8. Entrées TOR

Description Valeur

Plage de fonctionnement ±20 % de la tension nominale

Tension nominale 24...250 V CC

Courant consommé 1.6...1.9 mA

Puissance consommée 31.0...570.0 mW

Seuil de tension 18...176 V CC

Temps de réponse 3 ms


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Tableau 9. Mesure RTD/mA

Description Valeur

Entrées RTD (sonde detempérature)

Sondes de température àrésistance prises en charge

platine 100 Ωplatine 250 Ωnickel 100 Ωnickel 120 Ωnickel 250 Ωcuivre 10 Ω

Coefficient de température de larésistance 0.00385 (DIN 43760)Coefficient de température de larésistance 0.00385Coefficient de température de larésistance 0.00618 (DIN 43760)Coefficient de température de larésistance 0.00618Coefficient de température de larésistance 0.00618Coefficient de température de larésistance 0.00427

Plage de résistances prises encharge 0...2 kΩ

Ligne de mesure maximale(mesure trifilaire) 25 Ω par fil

Isolement 2 kV (entrées pour terre de protection)

Temps de réponse <4 s

Sonde de température àrésistance/courant de détectionrésistance Maximum 0.33 mA rms

Précision de fonctionnement Résistance Température

± 2.0 % ou ±1 Ω ±1cuivre 10 Ω : ±2°C

Entrées mA Plage de courants pris en charge 0…20 mA

Impédance d'entrée courant 44 Ω ± 0.1 %

Précision de fonctionnement ±0.5 % ou ±0.01 mA

Tableau 10. Sortie de signal avec établissement et conduite élevés

Description Valeur 1)

Tension nominale 250 V CA/CC

Courant de contact en régime permanent 5 A

Etablissement et conduite du courant pendant 3,0 s 15 A


Pouvoir de coupure lorsque la constante de temps du circuit decommande L/R est inférieure à 40 ms

1 A/0,25 A/0,15 A

Charge minimale des contacts 100 mA à 24 V CA/CC

1) X100 : SO1X105 : SO1, SO2, lorsque l'un des DEI est équipé de BIO0005.X110 : SO1, SO2 lorsque le REF620 ou le RET620 est équipé de BIO0005


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Tableau 11. Signaux de sortie et sortie IRF (défaut interne de relais)






Pouvoir de coupure lorsque la constante de temps du circuit decommande L/R est inférieure à 40 ms, à 48/110/220 V CC

1 A/0,25 A/0,15 A


1) X100 : IRF,SO2X105 : SO3, SO4, lorsque l'un des DEI est équipé de BIO0005.X110 : SO3, SO4 lorsque le REF620 ou le RET620 est équipé de BIO0005X130 : SO1, SO2 lorsque le RET620 est équipé de RTD0002

Tableau 12. Sorties à contact double avec fonction TCS X100 : PO3 et PO4






Pouvoir de coupure lorsque la constante de temps du circuit decommande L/R est inférieure à 40 ms, à 48/110/220 V CC (deuxcontacts connectés en série)

5 A/3 A/1 A


Surveillance du circuit de déclenchement (TCS) :

• Plage de tension de commande 20...250 V CA/CC

• Consommation de courant à travers le circuit de supervision ~1.5 mA

• Tension minimale aux bornes du contact de surveillance dedéclenchement TCS

20 V CA/CC (15...20 V)

1) PSM0003 : PO3, PSM0004 : PO3, PSM0003 : PO4 et PSM0004 : PO4.

Tableau 13. Sortie de déclenchement sur signal avec établissement et conduite élevés et fonction TCS






Pouvoir de coupure lorsque la constante de temps du circuit decommande L/R est inférieure à 40 ms, à 48/110/220 V CC (deuxcontacts connectés en série)

1A/0,25A/0,15A


1) X130 : SO3/TO1 du RET620 équipé de RTD0002


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Tableau 14. Relais de sortie avec contact simple X100 : PO1 et PO2

Description Valeur






5 A/3 A/1 A


Tableau 15. Sortie ultra rapide HSO







5 A/3 A/1 A

Démarrage 1 ms

Temps de réinitialisation 20 ms, charge résistive

1) X105 : HSO1, HSO2 HSO3, lorsque l'un des DEI est équipé de BIO0007

Tableau 16. Port Ethernet en face avant

Interface Ethernet Protocole Câble Vitesse de transfert desdonnées

Face avant Protocole TCP/IP Câble Ethernet standardCAT 5 avec connecteur RJ 45 10 MBits/s

Tableau 17. Liaison de communication fibre optique

Connecteur Type de fibre1) Longueur d'onde Distance maximale Affaiblissement de propagation autorisé2)

LC Fibre de verre MM 62.5/125ou 50/125 μm

1300 nm 2 km <8 dB

ST Fibre de verre MM 62.5/125ou 50/125 μm

820-900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) fibre multimode, (SM) fibre monomode2) Affaiblissement maximal autorisé (dû aux connecteurs et au câble)


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Tableau 18. IRIG-B

Description Valeur

Format codage de l'heure IRIG B004, B0051)

Isolement 500 V 1 min.

Modulation Pas de modulation

Niveau logique Niveau TTL

Courant consommé 2...4 mA

Puissance consommée 10...20 mW

1) Suivant norme IRIG 200-04

Tableau 19. Capteur optique et fibre optique pour la protection contre les arcs

Description Valeur

Câble fibre optique avec lentille 1.5 m, 3.0 m ou 5.0 m

Plage de températures de fonctionnement normales de la lentille -40...+100°C

Température de fonctionnement maximale de la lentille, max 1 h +140°C

Rayon de courbure minimal admissible de la fibre optique 100 mm

Tableau 20. Indice de protection du DEI encastré

Description Valeur

Face avant IP 54

Tableau 21. Conditions d'environnement

Description Valeur

Plage de températures de fonctionnement -25...+55 ºC (en continu)

Plage de températures de fonctionnement, courte durée -40...+85 ºC (<16 h)1)2)

Humidité relative <93 %, sans condensation

Pression atmosphérique 86...106 kPa

Altitude Jusqu'à 2000 m

Plage de températures de transport et de stockage -40...+85 ºC

1) Le MTBF et les performances de l'IHM sont dégradés en dehors de la plage de températures -25...+55 ºC2) Pour les DEI avec une interface de communication LC, la température maximale de fonctionnement est +70 ºC


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Tableau 22. Tests de compatibilité électromagnétique

Description Valeur d'essai de type Référence

Essai d'immunité à une onde oscillatoireamortie 1 MHz/100 kHz :

CEI 61000-4-18CEI 60255-22-1, classe IIIIEEE C37.90.1-2002

• Mode commun 2,5 kV

• Mode différentiel 2,5 kV

Essai d'immunité à l’onde oscillatoire amortie3 MHz, 10 MHz et 30 MHz :

CEI 61000-4-18CEI 60255-22-1, classe III

• Mode commun 2,5 kV

Essai d'immunité aux déchargesélectrostatiques :

CEI 61000-4-2CEI 60255-22-2IEEE C37.90.3-2001

• Décharges au contact 8 kV

• Décharges dans l'air 15 kV

Essai d'immunité aux perturbations induitespar des champs radioélectriques :

10 V (rms)f=150 kHz...80 MHz


10 V/m (rms)f=80...2700 MHz


10 V/mf=900 MHz

ENV 50204CEI 60255-22-3, classe III

20 V/m (rms)f=80...1000 MHz

IEEE C37.90.2-2004

Essai d'immunité aux transitoires électriquesrapides en salves :

CEI 61000-4-4CEI 60255-22-4IEEE C37.90.1-2002

• Tous les ports 4 kV

Essai d'immunité aux ondes de choc : CEI 61000-4-5CEI 60255-22-5

• Communication 1 kV entre conducteur et terre,

• Autres ports 4 kV entre conducteur et terre,2 kV, entre conducteurs

Essai d’immunité au champ magnétique à lafréquence du réseau (50 Hz) :

CEI 61000-4-8

• En continu• 1...3 s

300 A/m1000 A/m

Essai d’immunité au champ magnétiqueimpulsionnel :

1000 A/m6.4/16 µs

CEI 61000-4-9

Essai d’immunité au champ magnétiqueoscillatoire amorti :

CEI 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 transitoires/s

Essais d'immunité aux creux de tension etcoupures brèves :

30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95 %/5000 ms

CEI 61000-4-11


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Tableau 22. Tests de compatibilité électromagnétique, suite


Essai d'immunité aux perturbations conduitesen mode commun :

15 Hz...150 kHzNiveau d'essai 3 (10/1/10 V rms)

CEI 61000-4-16

Essais d’émission électromagnétique : EN 55011, classe ACEI 60255-25

• Emission conduite

0,15-0,50 MHz < 79 dB(µV) quasi crête< 66 dB(µV) moyenne

0,5-30 MHz < 73 dB(µV) quasi crête< 60 dB(µV) moyenne

• Emission rayonnée

30-230 MHz < 40 dB(µV/m) quasi crête, mesurée à unedistance de 10 m

230-1000 MHz < 47 dB(µV/m) quasi crête, mesurée à unedistance de 10 m

Tableau 23. Essais d'isolement


Essais diélectriques 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, communication

CEI 60255-5 etCEI 60255-27

Essai de tension de choc 5 kV, 1.2/50 μs, 0.5 J1 kV, 1.2/50 μs, 0.5 J, communication

CEI 60255-5 etCEI 60255-27

Mesure de la résistance d'isolement >100 MΏ, 500 V CC CEI 60255-5 etCEI 60255-27

Résistance de liaison de protection <0.1 Ώ, 4 A, 60 s CEI 60255-27

Tableau 24. Essais mécaniques

Description Référence Condition

Essais de vibrations (sinusoïdales) CEI 60068-2-6 (essai Fc)CEI 60255-21-1

Classe 2

Essais de chocs et de secousses CEI 60068-2-27 (essai Ea chocs)CEI 60068-2-29 (essai Eb secousses)CEI 60255-21-2

Classe 2

Essais de tenue aux séismes CEI 60255-21-3 Classe 2


28 ABB

Tableau 25. Essais d'environnement


Essai avec chaleur sèche • 96 h à +55ºC• 16 h à +85ºC1)

CEI 60068-2-2

Essai avec froid sec • 96 h à -25ºC• 16 h à -40ºC

CEI 60068-2-1

Essai avec chaleur humide • 6 cycles (12 h + 12 h) à +25°C…+55°C,humidité >93 %

CEI 60068-2-30

Essai de variation de température • 5 cycles (3 h + 3 h)à -25°C...+55°C

CEI60068-2-14

Essai de stockage • 96 h à -40ºC• 96 h à +85ºC

CEI 60068-2-1CEI 60068-2-2

1) Pour les dispositifs électroniques intelligents avec une interface de communication LC, la température maximale de fonctionnement est +70 oC

Tableau 26. Sécurité du produit

Description Référence

Directive Basse Tension 2006/95/CE

Norme EN 60255-27 (2005)EN 60255-1 (2009)

Tableau 27. Conformité CEM

Description Référence

Directive CEM 2004/108/CE

Norme EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)

Tableau 28. Conformité à la directive RoHS

Description

Conforme à la directive 2002/95/CE (limitation de l'utilisation de certaines substances dangereuses)


ABB 29

Fonctions de protection

Tableau 29. Protection non directionnelle à maximum de courant triphasée (PHxPTOC)

Caractéristique Valeur

Précision de déclenchement Suivant la fréquence du courant mesuré : fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 x In

PHHPTOCetPHIPTOC

±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.1…10 x In)±5.0 % de la valeur de consigne(avec des courants dans la plage 10…40 x In)

Temps de réponsedéclenchement 1)2)

Minimum Standard Maximum

PHIPTOC :IDéfaut = 2 x Seuil dedéclenchementIDéfaut = 10 x Seuil dedéclenchement

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC et PHLPTOC :IDéfaut = 2 x Seuil dedéclenchement

22 ms

24 ms

25 ms

Temps de réinitialisation < 40 ms

Taux de réinitialisation Valeur standard : 0,96

Temps de retard < 30 ms

Précision du temps de déclenchement en mode temps constant ±1.0 % de la valeur de consigne ou ±20 ms

Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5,0 % de la valeur théorique ou ±20 ms 3)

Suppression des harmoniques RMS : Pas de suppressionDFT : -50 dB à f = n x fn, où n = 2, 3, 4, 5,…Crête à crête : Pas de suppressionCrête à crête + secours : Pas de suppression

1) Durée de temporisation du déclenchement = 0.02 s, Type de courbe de déclenchement = temps constant CEI, Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avant défaut= 0.0 x In, fn = 50 Hz, courant de défaut au niveau d'une phase avec fréquence nominale injecté à partir d'un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000mesures

2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Inclut le temps de réponse du contact de sortie à pouvoir de coupure élevé


30 ABB

Tableau 30. Protection non directionnelle à maximum de courant triphasée (PHxPTOC) - Paramètres principaux

Paramètre Fonction Plage de valeurs Pas

Seuil de déclenchement PHLPTOC 0.05...5.00 x In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Facteur multiplicateur de temps PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Durée de temporisation dudéclenchement

PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Type de courbe dedéclenchement1)

PHLPTOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

PHHPTOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Temps constant

1) Pour obtenir des informations supplémentaires, se reporter au tableau des caractéristiques de fonctionnement

Tableau 31. Protection directionnelle à maximum de courant triphasée (DPHxPDOC)


Précision de déclenchement En fonction de la fréquence de la tension/du courant mesuré : fn ±2 Hz

DPHLPDOC Courant :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x InTension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x Un

Déphasage : ±2°

DPHHPDOC Courant :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.1…10 x In)±5.0 % de la valeur de consigne(avec des courants dans la plage 10…40 x In)Tension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x Un

Déphasage : ±2°

Temps de réponsedéclenchement1)2)


IDéfaut = 2,0 x Seuil dedéclenchement

38 ms 43 ms 46 ms





Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5,0 % de la valeur théorique ou ±20 ms3)

Suppression des harmoniques DFT : -50 dB à f = n x fn, où n = 2, 3, 4, 5,…

1) Mode de mesure et Grandeur pol = par défaut, courant avant défaut = 0,0 x In, tension avant défaut = 1,0 x Un, fn = 50 Hz, courant de défaut au niveau d'une phase avec fréquence

nominale injecté avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de déclenchement maximal = 2,5 x In, Seuil de déclenchement : multiples compris entre 1,5 et 20


ABB 31

Tableau 32. Protection directionnelle à maximum de courant triphasée (DPHxPDOC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement DPHLPDOC 0.05...5.00 x In 0.01

DPHHPDOC 0.10...40.00 x In 0.01

Facteur multiplicateur de temps DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01


DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Mode directionnel DPHxPDOC 1 = Non directionnel2 = Direct3 = Inverse

Angle caractéristique DPHxPDOC -179...180 deg 1


DPHLPDOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DPHHPDOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

1) Pour obtenir des informations supplémentaires, se reporter au tableau des caractéristiques de déclenchement

Tableau 33. Protection non directionnelle de terre (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 x In

EFHPTOCetEFIPTOC

±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.1…10 x In)±5.0 % de la valeur de consigne(avec des courants dans la plage 10…40 x In)



EFIPTOC :IDéfaut = 2 x Seuil dedéclenchementIDéfaut = 10 x Seuil dedéclenchement

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC et EFLPTOC :IDéfaut = 2 x Seuil dedéclenchement

22 ms

24 ms

25 ms






Suppression des harmoniques RMS : Pas de suppressionDFT : -50 dB à f = n x fn, où n = 2, 3, 4, 5,…Crête à crête : Pas de suppression

1) Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avant défaut = 0,0 x In, fn = 50 Hz, courant de défaut de terre avec fréquence nominale injecté à partir d'un déphasage

aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de déclenchement maximal = 2,5 x In, Seuil de déclenchement : multiples compris entre 1,5 et 20


32 ABB

Tableau 34. Protection non directionnelle de terre (EFxPTOC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement EFLPTOC 0.010...5.000 x In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Facteur multiplicateur de temps EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10


EFLPTOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

EFHPTOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Temps constant



ABB 33

Tableau 35. Protection directionnelle de terre (DEFxPDEF)



DEFLPDEF Courant :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x InTension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x Un

Déphasage :±2°

DEFHPDEF Courant :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.1…10 x In)±5.0 % de la valeur de consigne(avec des courants dans la plage 10…40 x In)Tension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x Un

Déphasage :±2°



DEFHPDEFIDéfaut = 2 x Seuil de déclenchement

42 ms

44 ms

46 ms

DEFLPDEFIDéfaut = 2 x Seuil de déclenchement

61 ms 64 ms 66 ms






Suppression des harmoniques RMS : Pas de suppressionDFT : -50 dB à f = n x fn, où n = 2, 3, 4, 5,…Crête à crête : Pas de suppression

1) Définir Durée de temporisation du déclenchement = 0,06 s, Type de courbe de déclenchement = temps constant CEI, Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avantdéfaut = 0,0 x In, fn = 50 Hz, courant de défaut de terre avec fréquence nominale injecté à partir d'un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures

2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de déclenchement maximal = 2,5 x In, Seuil de déclenchement : multiples compris entre 1,5 et 20


34 ABB

Tableau 36. Protection directionnelle de terre (DEFxPDEF) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement DEFLPDEF 0,010...5,000 x In 0.005

DEFHPDEF 0,10...40,00 x In 0.01

Mode directionnel DEFLPDEF et DEFHPDEF 1=Non directionnel2=Direct3=Inverse

Facteur multiplicateur de temps DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01


DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10


DEFLPDEF Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19

DEFHPDEF Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 3, 5, 15, 17

Mode de fonctionnement DEFLPDEF et DEFHPDEF 1=Déphasage2=IoSin3=IoCos4=Déphasage 805=Déphasage 88

1) Pour obtenir des informations supplémentaires, se reporter au tableau des caractéristiques de déclenchement

Tableau 37. Protection à maximum de courant inverse (NSPTOC)



±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In

Temps de réponse déclenchement1)2)


IDéfaut = 2 x Seuil dedéclenchementIDéfaut = 10 x Seuil dedéclenchement

22 ms14 ms

24 ms16 ms

25 ms17 ms





Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5.0 % de la valeur théorique ou ±20 ms 3)


1) Courant inverse avant défaut = 0.0, fn = 50 Hz, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures

2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de déclenchement maximal = 2.5 x In, Seuil de déclenchement : multiples compris entre 1.5 et 20


ABB 35

Tableau 38. Protection à maximum de courant inverse (NSPTOC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement NSPTOC 0.01...5.00 x In 0.01

Facteur multiplicateur de temps NSPTOC 0.05...15.00 0.01


NSPTOC 40...200000 ms 10


NSPTOC Temps constant ou inverseType de courbe : 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 17, 18, 19


Tableau 39. Protection à maximum de tension résiduelle (ROVPTOV)


Précision de déclenchement Suivant la fréquence de la tension mesurée : fn ±2 Hz

±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 x Un



UDéfaut = 1,1 x Seuil dedéclenchement

55 ms 56 ms 58 ms






1) Tension résiduelle avant défaut = 0.0 x Un, fn = 50 Hz, tension résiduelle avec fréquence nominale injectée avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de

1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal

Tableau 40. Protection à maximum de tension résiduelle (ROVPTOV) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement ROVPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


ROVPTOV 40...300000 ms 1


36 ABB

Tableau 41. Protection triphasée à minimum de tension (PHPTUV)



±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x Un



UDéfaut = 0.9 x Seuil dedéclenchement

62 ms 64 ms 66 ms


Taux de réinitialisation En fonction de l'hystérésis relative



Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5.0 % de la valeur théorique ou ±20 ms3)


1) Seuil de déclenchement = 1.0 x Un, tension avant défaut = 1.1 x Un, fn = 50 Hz, minimum de tension entre phases avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire,

résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Minimum Seuil de déclenchement = 0.50, Seuil de déclenchement multiples compris entre 0,90 et 0,20

Tableau 42. Protection triphasée à minimum de tension (PHPTUV) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement PHPTUV 0,05...1,20 x Un 0.01

Facteur multiplicateur de temps PHPTUV 0.05...15.00 0.01


PHPTUV 60...300000 ms 10


PHPTUV Temps constant ou inverseType de courbe : 5, 15, 21, 22, 23



ABB 37

Tableau 43. Protection triphasée à maximum de tension (PHPTOV)






UDéfaut = 1.1 x Seuil dedéclenchement

22 ms 24 ms 26 ms





Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5.0 % de la valeur théorique ou ±20 ms3)


1) Seuil de déclenchement = 1.0 x Un, tension avant défaut = 0.9 x Un, fn = 50 Hz, maximum de tension entre phases avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire,

résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de déclenchement maximal = 1.20 x Un, Seuil de déclenchement : multiples compris entre 1.10 et 2.00

Tableau 44. Protection triphasée à maximum de tension (PHPTOV) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement PHPTOV 0,05...1,60 x Un 0.01

Facteur multiplicateur de temps PHPTOV 0.05...15.00 0.01


PHPTOV 40...300000 ms 10


PHPTOV Temps constant ou inverseType de courbe : 5, 15, 17, 18, 19, 20



38 ABB

Tableau 45. Protection à minimum de tension directe (PSPTUV)






UDéfaut = 0.99 x Seuil dedéclenchementUDéfaut = 0.9 x Seuil dedéclenchement

51 ms43 ms

53 ms45 ms

54 ms46 ms






1) Seuil de déclenchement = 1.0 x Un, tension directe avant défaut = 1.1 x Un, fn = 50 Hz, minimum de tension directe avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire,

résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal

Tableau 46. Protection à minimum de tension directe (PSPTUV) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement PSPTUV 0.010...1.200 x Un 0.001


PSPTUV 40...120000 ms 10

Valeur blocage tension PSPTUV 0.01...1.0 x Un 0.01

Tableau 47. Protection à maximum de tension inverse (NSPTOV)



±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × Un



UDéfaut = 1.1 × Seuil dedéclenchementUDéfaut = 2.0 × Seuil dedéclenchement

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms





Suppression des harmoniques DFT : -50 dB à f = n × fn, où n = 2, 3, 4, 5,…

1) Tension inverse avant défaut = 0.0 × Un, fn = 50 Hz, maximum de tension inverse avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition

statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal


ABB 39

Tableau 48. Protection à maximum de tension inverse (NSPTOV) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement NSPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


NSPTOV 40...120000 ms 1

Tableau 49. Protection contre la surexcitation (OEPVPH)


Précision de mesure Suivant la fréquence de la tension mesurée : Fn ±2 Hz

±2,5 % de la valeur de consigne ou 0,01 x Ub/f

Temps de réponse déclenchement 1)2) Variation de fréquence Valeur standard : 200 ms (±20 ms)

Variation de tension Valeur standard : 100 ms (±20 ms)

Temps de réinitialisation <60 ms


Temps de retard <45 ms

Précision du temps de déclenchement en mode temps constant ±1,0 % de la valeur de consigne ou ±20 ms

Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5,0 % de la valeur théorique ou ±50 ms

1) Résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures.2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal

Tableau 50. Protection contre la surexcitation (OEPVPH) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement OEPVPH 100...200 % 1

Facteur multiplicateur de temps OEPVPH 0.1...100.0 0.1


OEPVPH 200...200000 ms 10

Temps de refroidissement OEPVPH 5...10000 s 1

Type de courbe de déclenchement OEPVPH Temps constant ou inverseType de courbe : 5, 15, 17, 18, 19, 20

Tableau 51. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps (T2PTTR)



Mesure du courant : ±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.01...4.00 x In)

Précision du temps de déclenchement1) ±2.0 % de la valeur théorique ou ±0.50 s

1) Courant de surcharge > 1.2 x température de fonctionnement


40 ABB

Tableau 52. Protection contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps (T2PTTR) - Paramètres principaux


Echauffement T2PTTR 0.0...200.0oC 0.1

Température maximale T2PTTR 0.0...200.0oC 0.1

Température de fonctionnement T2PTTR 80.0...120.0 % 0.1

Facteur de pondération p T2PTTR 0.00...1.00 0.01

Constante de temps - Courte durée T2PTTR 6...60000 s 1

Référence de courant T2PTTR 0.05...4.00 x In 0.01

Fonctionnement T2PTTR ArrêtMarche

-

Tableau 53. Protection à minimum de courant de phase (PHPTUC)


Précision de mesure Suivant la fréquence du courant mesuré : Fn ±2 Hz

±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 x In

Temps de réponse déclenchement Valeur standard : <55 ms





Tableau 54. Protection à minimum de courant de phase (PHPTUC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement PHPTUC 0,01...1,00 x In 0.01


PHPTUC 50...200000 ms 10

Valeur de blocage du courant PHPTUC 0,00...0,50 x In 0.01

Tableau 55. Protection différentielle pour transformateurs à deux enroulements (TR2PTDF)


Précision de mesure A la fréquence f = fn

±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × In

Temps de réponse1)2) Seuil bas polariséSeuil haut instantané

Valeur standard = 35 ms (±5 ms)Valeur standard = 17 ms (±5 ms)





1) Courant différentiel avant défaut = 0,0 × In, fn = 50 Hz Courant différentiel injecté = 2,0 × seuil de fonctionnement de consigne

2) Inclut le temps de réponse de la valeur du contact de sortie de signal et fn = 50 Hz


ABB 41

Tableau 56. Protection différentielle stabilisée pour transformateurs à deux enroulements (TR2PTDF) - Paramètres principaux


Type de retenue TR2PTDF H2 + H5 + forme d'ondeForme d'ondeH2 + forme d'ondeH5 + forme d'onde

-

Seuil haut TR2PTDF 500...3000 % 10

Seuil bas TR2PTDF 5...50 % 1

Pente zone 2 TR2PTDF 10...50 % 1

Fin zone 2 TR2PTDF 100...500 % 1

Seuil H2 TR2PTDF 7...20 % 1

Seuil H5 TR2PTDF 10...50 % 1

Fonctionnement TR2PTDF OffOn

-

Type enroul. 1 TR2PTDF YYNDZZN

-

Type enroul. 2 TR2PTDF YYNDZZN

-

Suppression Io TR2PTDF Non suppriméEnroulement 1Enroulement 2Enroulements 1 et 2

-

Tableau 57. Protection différentielle numérique stabilisée contre les défauts de terre à faible impédance (LREFPNDF)


Précision de mesure Suivant la fréquence du courant mesuré : fn ±2 Hz




IDéfaut = 2,0 × Seuil 38 ms 40 ms 43 ms






1) Courant avant défaut = 0,0, fn = 50 Hz, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures

2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal


42 ABB

Tableau 58. Protection différentielle numérique stabilisée contre les défauts de terre à faible impédance (LREFPNDF) - Paramètres principaux


Seuil LREFPNDF 5...50 % 1

Type de retenue LREFPNDF AucuneHarmonique rang 2

-

Seuil H2 LREFPNDF 10...50 % 1

Temporisation min LREFPNDF 40...300000 ms 1

Fonctionnement LREFPNDF OffOn

-

Tableau 59. Protection différentielle à haute impédance contre les défauts de terre (HREFPDIF)


Précision de mesure A la fréquence f = fn

±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × In


IDéfaut = 2,0 × SeuilIDéfaut = 10,0 × Seuil

Valeur standard = 22 ms (±5 ms)Valeur standard = 15 ms (±5 ms)





1) Courant avant défaut = 0,0 × In, fn = 50 Hz

2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal

Tableau 60. Protection différentielle contre les défauts de terre à haute impédance (HREFPDIF) - Paramètres principaux


Seuil HREFPDIF 1.0...50.0 % 0.1

Temporisation min HREFPDIF 40...300000 ms 1

Fonctionnement HREFPDIF OffOn

-

Tableau 61. Protection de défaillance disjoncteur (CCBRBRF)




Précision du temps de déclenchement ±1.0 % de la valeur de consigne ou ±20 ms



ABB 43

Tableau 62. Protection de défaillance disjoncteur (CCBRBRF) - Paramètres principaux


Valeur de courant (courantnominal de phase enfonctionnement)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Valeur du courant résiduel(courant résiduel enfonctionnement)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Mode défaillance disjoncteur(mode de fonctionnement)

CCBRBRF 1=Courant2=Etat disjoncteur3=Les deux

-

Mode déclenchement défaillancedisjoncteur

CCBRBRF 1=Inactif2=Sans vérification3=Vérification courant

-

Temps de redéclenchement CCBRBRF 0...60000 ms 10

Temporisation défaillancedisjoncteur

CCBRBRF 0...60000 ms 10

Temporisation défaut disjoncteur CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tableau 63. Protection contre les arcs (ARCSARC)


Précision de déclenchement ±3 % de la valeur de consigne ou ±0.01 x In

Temps de réponsedéclenchement


Mode de fonctionnement ="Lumière+courant"1)2)

12 ms3)

7 ms4)14 ms3)

8 ms4)16 ms3)

11 ms4)

Mode de fonctionnement ="Lumière uniquement"2)

9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

6 ms4)

Temps de réinitialisation < 40 ms3)

< 55 ms4)

Taux de réinitialisation Valeur standard : 0.96

1) Valeur départ phase = 1.0 x In, courant avant défaut = 2.0 x Valeur départ phase, fn = 50 Hz, défaut avec fréquence nominale, résultats basés sur la répartition statistique de 200

mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie à pouvoir de coupure élevé3) Sortie de puissance normale4) Sortie ultra rapide

Tableau 64. Protection contre les arcs (ARCSARC) - Paramètres principaux


Valeur courant d'appel de phaseen fonctionnement

ARCSARC 0,50...40,00 x In 0.01

Valeur courant résiduel de terre àla mise sous tension du départ

ARCSARC 0,05...8,00 x In 0.01

Mode de fonctionnement ARCSARC 1=Lumière+courant2=Lumière uniquement3=Contrôle par entrée TOR


44 ABB

Tableau 65. Protection analogique multifonction (MAPGAPC)


Précision de déclenchement ±1.0 % de la valeur de consigne ou ±20 ms

Tableau 66. Protection analogique multifonction (MAPGAPC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement MAPGAPC -10000.0...10000.0 0.1


MAPGAPC 0...200000 ms 100

Mode de fonctionnement MAPGAPC MaximumMinimum

-

Tableau 67. Caractéristiques de déclenchement

Paramètre Plage de valeurs

Type de courbe de déclenchement 1=ANSI Extrêmement inverse2=ANSI Très inverse3=ANSI Normalement inverse4=ANSI Modérément inverse5=ANSI Temps défini6=Extrêmement inverse long7=Très inverse long8=Inverse long9=CEI Normalement inverse10=CEI Très inverse11=CEI Inverse12=CEI Extrêmement inverse13=CEI inverse court14=CEI inverse long15=CEI Temps défini17=Programmable18=Type RI19=Type RD

Type de courbe de déclenchement (protection de tension) 5=ANSI Temps constant15=CEI Temps constant17=Inverse Courbe A18=Inverse Courbe B19=Inverse Courbe C20=Programmable21=Inverse Courbe A22=Inverse Courbe B23=Programmable


ABB 45

Fonctions de contrôle

Tableau 68. Contrôle de synchronisme (SECRSYN)



Tension : ±3.0 % de la valeur de consigne ou ±0.01 x Un

Fréquence : ±10 mHzDéphasage : ±3°


Taux de réinitialisation Valeur standard : 0.96



46 ABB

Tableau 69. Contrôle synchronisme et mise sous tension (SECRSYN) - Paramètres principaux


Live dead mode (mode de misesous tension amont et aval)

SECRSYN -1=Inactif1=Les deux hors tension2=Ligne sous tension, Jeu debarres hors tension3=Ligne hors tension, Jeu debarres sous tension4=Jeu de barres hors tension,Ligne hors ou sous tension5=Ligne hors tension, Jeu debarres hors ou sous tension6=Ligne ou jeu de barres soustension/hors tension7=Un seul côté sous tension

Difference voltage (Différence detension)

SECRSYN 0,01...0,50 x Un 0.01

Difference frequency (Différencede fréquence)

SECRSYN 0,001...0,100 x Fn 0.001

Difference angle (Différenced'angle de phase)

SECRSYN 5...90 deg 1

Synchrocheck mode (Modecontrôle de synchronisme)

SECRSYN 1=Inactif2=Synchrone3=Asynchrone

Control mode (Mode de contrôle) SECRSYN 1=Continu2=Commande

Dead line value (seuil bas tension) SECRSYN 0,1...0,8 x Un 0.1

Live line value (seuil haut tension) SECRSYN 0,2...1,0 x Un 0.1

Close pulse (durée de l'ordre defermeture)

SECRSYN 200...60000 ms 10

Max energizing V (Tension maxipour la fermeture du disjoncteur)

SECRSYN 0,50...1,15 x Un 0.01

Phase shift (Décalage de phase) SECRSYN -180...180 deg 1

Minimum Syn time (Duréeminimale de synchro)

SECRSYN 0...60000 ms 10

Maximum Syn time (Duréemaximale de synchro)

SECRSYN 100...6000000 ms 10

Energizing time (Délai de misesous tension)

SECRSYN 100...60000 ms 10

Closing time of CB (Délai defermeture disjoncteur)

SECRSYN 40...250 ms 10


ABB 47

Tableau 70. Contrôle régleur avec régulateur de tension (OLATCC)


Précision de fonctionnement1) Suivant la fréquence du courant mesuré : fn ±2 Hz

Différence de potentiel Ud = ± 0.5 % de la valeur mesurée ou ± 0.005 xUn (avec des tensions mesurées < 2.0 x Un)Valeur de fonctionnement = ± 1.5 % de Ud pour Us = 1.0 x Un

Précision du temps de réponse en mode temps constant2) + 4.0 % / - 0 % de la valeur de consigne

Précision du temps de réponse en mode temps inverse2) + 8.5 % / - 0 % de la valeur de consigne(avec valeur théorique B de l'ordre de 1.1…5.0)Noter également le temps de réponse minimum défini (temporisation àtemps dépendant) 1 s.

Taux de réinitialisation pour le fonctionnement du contrôleTaux de réinitialisation pour les inhibitions analogiques (sauf pour leblocage retour montée de tension)

Valeur standard : 0.80 (1.20)Valeur standard : 0.96 (1.04)

1) Valeurs par défaut utilisées2) Tension avant déviation = Tension médiane de bande définie.


48 ABB

Tableau 71. Contrôle régleur en charge avec régulateur de tension (OLATCC) - Paramètres principaux


Tension médiane de la plage detension

OLATCC 0.000...2.000 x Un 0.001

Temps de réponse 1 OLATCC 1000...300000 ms 100

Temps de réponse 2 OLATCC 1000...300000 ms 100

Hausse de tension - Perte en ligne OLATCC 0.0...25.0 % 0.1

Réaction tension - Perte en ligne OLATCC 0.0...25.0 % 0.1

Angle de phase charge OLATCC -89...89 deg 1

Facteur de stabilité OLATCC 0.0...70.0 % 0.1

Mode parallèle auto OLATCC Maître autoSuiveur autoNRP (principe de réactancenégative)MCC (réduction du courant decirculation)

-

Mode de fonctionnement OLATCC ManuelAuto - 1 seul transfoAuto - Transfo en parallèleContrôle entrée

-

Caractéristiques de temporisation OLATCC Temps inverseTemps constant

-

Durée impulsion LCT OLATCC 500...10000 ms 100

Tension largeur de bande OLATCC 1.20...18.00 % Un 0.01

Blocage Manuel Personnalisé OLATCC 1=Personnalisation désactivée2=Maximum de courant3=Minimum de tension4=Maximum de courant, Minimumde tension5=Externe6=Maximum de courant, Externe7=Minimum de tension, Externe8=Maximum de courant, Minimumde tension, Externe

-

Limite courant de charge OLATCC 0.10...5.00 x In 0.01

Blocage baisse de tension OLATCC 0.10...1.20 x Un 0.01

Retour hausse tension OLATCC 0.80...2.40 x In 0.01

Limite courant circulation OLATCC 0.10...5.00 x In 0.01

Cran de réglage - Blocage baisse OLATCC -36...36 -

Cran de réglage - Blocage hausse OLATCC -36...36 -

Limite compensation perte en ligne OLATCC 0.00...2.00 x Un 0.01

Activation compensation perte enligne

OLATCC FauxVrai

-

Temps de réponse suiveur OLATTC 6...20 s -


ABB 49

Tableau 72. Délestage (LSHDPFRQ)


Précision de déclenchement f< ±10 mHz

df/dt ±100 mHz/s (dans la plage |df/dt| < 5 Hz/s)± 2.0 % de la valeur de consigne (dans laplage 5 Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Temps de réponse déclenchement f< < 80 ms

df/dt < 120 ms


Précision du temps de déclenchement ±1.0 % de la valeur de consigne ou ±30 ms

Tableau 73. Délestage (LSHDPFRQ) - Paramètres principaux


Mode Délestage LSHDPFRQ Fréq<Fréq< ET df/dtFréq< OU df/dt

-

Mode Relestage LSHDPFRQ DésactivéAutoManuel

-

Seuil délestage Fréq LSHDPFRQ 0.800...1.200 x Fn 0.001

Seuil délestage df/dt LSHDPFRQ -0.200...-0.005 x Fn 0.005

Temps de réponse Fréq LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

Temps de réponse df/dt LSHDPFRQ 120...200000 ms 10

Seuil relestage LSHDPFRQ 0.800...1.200 x Fn 0.001

Durée temporisation relestage LSHDPFRQ 80...200000 ms 10


50 ABB

Fonctions de mesure

Tableau 74. Mesure du courant triphasé (CMMXU)


Précision de mesure Suivant la fréquence du courant mesuré : fn ±2 Hz

±0.5 % ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.01...4.00 x In)

Suppression des harmoniques DFT : -50 dB à f = n x fn, où n = 2, 3, 4, 5,…RMS : Pas de suppression

Tableau 75. Composantes du courant (CSMSQI)


Précision de mesure Suivant la fréquence du courant mesuré : f/fn = ±2 Hz

±1.0 % ou ±0.002 x Inavec des courants dans la plage 0.01...4.00 x In


Tableau 76. Mesure du courant résiduel (RESCMMXU)



±0.5 % ou ±0.002 x Inavec des courants dans la plage 0.01...4.00 x In


Tableau 77. Mesure tension triphasée (VMMXU)


Précision de mesure Suivant la fréquence de la tension mesurée : fn ±2 HzAvec des tensions dans la plage 0.01…1.15 x Un

±0.5 % ou ±0.002 x Un


Tableau 78. Composantes de tension (VSMSQI)


Précision de mesure Suivant la fréquence de la tension mesurée : fn ±2 HzAvec des tensions dans la plage 0.01…1.15 x Un

±1.0 % ou ±0.002 x Un



ABB 51

Tableau 79. Mesure de la tension résiduelle (RESVMMXU)



±0.5 % ou ±0.002 x Un


Tableau 80. Energie et puissance triphasée (PEMMXU)


Précision de mesure Pour les trois courants dans la plage 0.10…1.20 x InPour les trois tensions dans la plage 0.50…1.15 x Un

A la fréquence fn ±1 HzPuissance active et énergie active avec un facteur de puissance > 0.71Puissance réactive et énergie réactive avec un facteur de puissance <0.71

±1.5 % pour la puissance (S, P et Q)±0.015 pour le facteur de puissance±1.5 % pour l'énergie


Tableau 81. Mesure de la fréquence (FMMXU)


Précision de mesure ±10 mHz(dans la plage 35 - 75 Hz)


52 ABB

Fonctions de surveillance

Tableau 82. Surveillance circuit de courant (CCRDIF)


Temps de réponse1) < 30 ms

1) Incluant le temps de réponse du contact de sortie

Tableau 83. Surveillance circuit de courant (CCRDIF) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement CCRDIF 0,05...0,20 x In 0.01

Seuil de courant maximal CCRDIF 1,00...5,00 x In 0.01

Tableau 84. Surveillance du circuit secondaire du TC (CTSRCTF)


Temps de réponse1) <30 ms

1) Incluant le temps de réponse du contact de sortie

Tableau 85. Surveillance du circuit secondaire du TC (CTSRCTF) - Paramètres principaux


Courant de fonctionnementminimum

CTSRCTF 0,01...0,50 x In 0.01

Seuil courant max CTSRCTF 1,00...5,00 x In 0.01

Courant Inv Max CTSRCTF 0,01...1,00 x In 0.01

Tableau 86. Surveillance défaut fusible (SEQRFUF)


Temps de réponse1) Fonction Inverse UDéfaut = 1.1 x Niv tension inverse < 33 ms

UDéfaut = 5.0 x Niv tension inverse < 18 ms

Fonction Delta ΔU = 1.1 x Variation tension < 30 ms

ΔU = 2.0 x Variation tension < 24 ms

1) Inclut le temps de réponse du contact de sortie de signal, fn = 50 Hz, tension de défaut avec fréquence nominale injectée avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition

statistique de 1000 mesures


ABB 53

17. IHM localeLe DEI prend en charge les informations de traitement et lasurveillance de l'état à partir de son IHM locale, via son écranet ses voyants LED d'indication/alarme. L'IHM locale permetégalement de contrôler les équipements connectés etasservis au DEI, via l'écran ou via des boutons-poussoirssitués au niveau de l'IHML.

L'affichage à cristaux liquides dispose d'une interfaceutilisateur en face avant avec menus de navigation et devisualisation. En outre, l'écran comprend un schéma unifilairesur deux pages, configurable par l'utilisateur, indiquant laposition des équipements principaux associés et les mesuresprincipales issues du processus. L'utilisateur peut modifier leschéma unifilaire par défaut à l'aide de l'éditeur graphique duPCM600.

L'IHM locale est également dotée de 11 voyants LEDprogrammables. Ces voyants LED peuvent être configuréspour signaler des alarmes et d'autres indications nécessairesau moyen de l'outil de configuration graphique PCM600. Lesvoyants LED utilisent deux couleurs contrôlables séparément,le rouge et le vert, permettant ainsi à un voyant LED de mieuxindiquer les divers états de l'objet surveillé.

Le DEI est également doté de 16 boutons-poussoirs manuelsconfigurables, librement configurables à l'aide de l'outil deconfiguration graphique PCM600. Ces boutons peuvent êtreconfigurés pour contrôler les fonctions internes du DEI, parexemple le changement de groupe de paramètres, ledéclenchement des enregistrements perturbographiques oule changement de mode de fonctionnement des fonctions, oupour contrôler les équipements externes du DEI, par exemplel'abaissement ou l'élévation du régleur de charge, via lessorties TOR du DEI. Ces boutons incluent également un petitvoyant LED d'indication pour chacun. Ces voyants LED,librement configurables, permettent d'indiquer l'activité desboutons ou peuvent donner une indication/alarmesupplémentaire, en plus des 11 voyants LED programmables.

L'IHM locale comprend un bouton-poussoir (L/R - Local/Remote) pour le fonctionnement local/à distance du DEI.Lorsque le DEI est en mode local, son fonctionnement n'estpossible qu'à partir de l'interface utilisateur locale en faceavant. Lorsque le DEI est en mode distant, il peut exécuterdes commandes envoyées à distance. Le DEI prend encharge la sélection à distance du mode local/distant via uneentrée TOR. Cette fonction facilite par exemple l'utilisation

d'un commutateur externe au niveau du poste pour s'assurerque tous les dispositifs électroniques intelligents sont enmode local pendant des travaux de maintenance et que lesdisjoncteurs ne peuvent pas être utilisés à distance à partirdu centre de contrôle du réseau.

GUID-7A40E6B7-F3B0-46CE-8EF1-AAAC3396347F V1 FR

Figure 8. Exemple de l'IHML

18. Modes d'installationA l'aide des accessoires de montage appropriés, le boîtierstandard du DEI série 620 peut faire l'objet d'un montageencastré, semi-encastré ou mural.

En outre, les DEI peuvent être montés dans toute armoirestandard 19" au moyen de panneaux de montage disposantde découpes pour un DEI. Le DEI peut également être montédans des armoires 19" au moyen de châssis 4U Combiflex.

Modes d'installation :

• Montage encastré• Montage semi-encastré• Montage en rack• Montage mural• Montage sur châssis 19"

Découpe des panneaux pour montage encastré :• Hauteur : 162 ± 1 mm• Largeur : 248 ± 1 mm


54 ABB

48

153

177

160

262,2246

GUID-89F4B43A-BC25-4891-8865-9A7FEDBB84B9 V1 FR

Figure 9. Montage encastré

98

280

160

177

246

103

GUID-1DF19886-E345-4B02-926C-4F8757A0AC3E V1 FR

Figure 10. Montage semi-encastré

48

482.6 (19")

160

246

177

153

GUID-D83E2F4A-9D9B-4400-A2DC-AFF08F0A2FCA V1 FR

Figure 11. Montage en rack

259

186

318

GUID-65A893DF-D304-41C7-9F65-DD33239174E5 V1 FR

Figure 12. Montage mural

19. Boîtier débrochable du DEIPour des raisons de sécurité, les boîtiers des dispositifsélectroniques intelligents dédiés à la mesure de courantdisposent de contacts permettant de court-circuiterautomatiquement les secondaires de circuit destransformateurs de courant en cas de débrochage. Le boîtierdu DEI dispose également d'un détrompeur interdisantl'insertion de blocs débrochables de DEI de mesure decourant pour un DEI de mesure de tension et vice versa (lesboîtiers sont associés à un type de bloc débrochable de DEI).


ABB 55

20. Sélection et informations de commandeLe DEI de protection est identifié à l'aide d'une étiquette surlaquelle figurent le numéro de série et le type du DEI.L'étiquette se trouve au-dessus de l'IHM, dans la partiesupérieure du bloc débrochable. Une étiquette sur laquellefigure la référence de commande se trouve sur le côté du

bloc débrochable et à l'intérieur du boîtier. La référence decommande est composée d'une chaîne de codes générés àpartir des modules matériel et logiciel du DEI.

Il convient d'utiliser les différents codes nécessaires pourgénérer la référence de commande des DEI complets.

# Description

1 DEI

DEI série 620 (avec boîtier) N

2 Norme

CEI B

CN C

3 Principale application

Protection et contrôle transformateur T

4 Application fonctionnelle

EXEMPLE DE CONFIGURATION N

5-6 Entrées et sorties analogiques

8I (I0 1/5 A) + 6U + 8BI + 13BO + 2RTD in + 1mA in AA

7-8 Carte en option

E/S en option 8BI+ 4BO AA

RTD en option 6 entrées RTD + 2 entrées mA AB

E/S rapides en option 8BI + 3HSO AC

Pas de carte en option NN

9 -

10

Modules de communication (série)

Série RS-485, avec une entrée pour IRIG-B + Ethernet 100Base-FX (1 x LC) AA

Série RS-485, avec une entrée pour IRIG-B + Ethernet 100Base-TX (1 x RJ-45) AB

Série RS-485, avec une entrée pour IRIG-B AN

Série bre de verre (ST) + connecteur série RS-485, connecteur RS-232/485 D-Sub 9 + entrée pour IRIG-B (combinaison impossible avec la protection contre les arcs)

BN

Série bre de verre (ST) + Ethernet 100Base-TX (1 x RJ-45) + connecteur série RS-485, connecteur RS-232/485 D-Sub 9 + entrée pour IRIG-B (combinaison impossible avec la protection contre les arcs)

BB

Série bre de verre (ST) + Ethernet 100Base-TX (3 x RJ-45) avec HSR/PRP BD

Série bre de verre (ST) + Ethernet 100Base-TX et -FX (2 x RJ-45 + 1 x LC) avec HSR/PRP BC

Série bre de verre (ST) + Ethernet 100Base-TX et -FX (1 x RJ-45 + 2 x LC) avec HSR/PRP BE

Ethernet 100Base-FX (1 x LC) NA

Ethernet 100Base-TX (1 x RJ-45) NB

Ethernet 100Base-TX et -FX (2 x RJ-45 + 1 x LC) avec HSR/PRP NC

Ethernet 100Base-TX (3 x RJ-45) avec HSR/PRP ND

Ethernet 100Base-TX et -FX (1 x RJ-45 + 2 x LC) avec HSR/PRP NE

Pas de module de communication NN

Lorsque la communication série est sélectionnée, choisissez un module de communication série avec Ethernet (par exemple “BC”) si un bus de service PCM600 ou l'IHM Web est nécessaire.

N B T N A A N N A B C 1 B N N 1 X F

GUID-87D41197-0C6A-407B-9ED4-F27D96CDB2D5 V1 FR


56 ABB

# Description

11 Protocoles de communication

CEI 61850 (pour les modules de communication Ethernet et les DEI sans module de communication) A

Modbus (pour les modules de communication Ethernet/série ou Ethernet + série) B

CEI 61850 + Modbus (pour les modules de communication Ethernet ou série + Ethernet) C

CEI 60870-5-103 (pour les modules de communication série ou Ethernet + série) D

DNP3 (pour les modules de communication Ethernet/série ou Ethernet + série) E

CEI 61850 + CEI 60870-5-103 (pour les modules de communication série + Ethernet) G

CEI 61850 + DNP3 (pour les modules de communication Ethernet ou série + Ethernet) H

12 Langue

Anglais 1

Anglais et chinois 2

13 Face avant

Grand écran avec schéma unilaire - CEI B

Grand écran avec schéma unilaire - CN D

14 Option 1

Protection contre les arcs (nécessite un module de communication, combinaison impossible avec les options module de communication BN ou BB) B

Aucune N

15 Option 2

Régulateur de tension automatique A

Aucune N

16 Alimentation

Alimentation 48-250 VCC, 100-240 VCA 1

Alimentation 24-60 VCC 2

17 -

18

Réservé

Version 2.0 XF

N B T N A A N N A B C 1 B N N 1 X F

GUID-8371B9C1-556F-46E4-8171-D6D3FF06ED29 V1 FR

Exemple de code: N B T N A A N N A B C 1 B N N 1 X F

Votre code commande

Numéro 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Code

GUID-4A128E8F-8129-4411-B56A-38A279E6C946 V1 FR

Figure 13. Code de commande pour DEI complets


ABB 57

21. Accessoires et informations de commande

Tableau 87. Câbles

Article Numéro de commande

Câble pour capteurs optiques pour la protection contre les arcs 1,5 m 1MRS120534-1.5



Tableau 88. Accessoires de montage

Article Numéro de commande

Kit pour montage semi-encastré 2RCA030573A0001

Kit de montage mural 2RCA030894A0001

Kit de montage en panneau 19" 2RCA031135A0001

22. OutilsLe DEI est livré préconfiguré et incluant la configurationd'exemple. Les paramètres par défaut peuvent être modifiésà partir de l'interface utilisateur en face avant, de l'interfaceutilisateur par navigateur Web (IHM Web) ou de l'outilPCM600 de façon combinée avec le package de connectivitédu DEI.

Le gestionnaire de DEI de protection et de contrôle PCM600dispose de fonctions étendues de configuration du DEI, tellesque la configuration des signaux du DEI, la configuration del'application, la configuration de l'affichage graphique, ycompris la configuration des schémas unifilaires, et laconfiguration de la communication CEI 61850, y compris lacommunication horizontale GOOSE.

Lorsque l'interface utilisateur par navigateur Web est utilisée,le DEI est accessible localement ou à distance à l'aide d'unnavigateur Web (IE 7.0, IE 8.0 ou IE 9.0). Pour des raisons de

sécurité, l'interface utilisateur par navigateur Web estdésactivée par défaut. L'interface peut être activée avecl'outil PCM600 ou à partir de l'interface utilisateur en faceavant. Il est possible de limiter l'interface à un accès enlecture seule au moyen du PCM600.

Le package de connectivité du DEI est un ensembled'informations propres au logiciel et au DEI grâce auquel il estpossible de connecter des produits et outils système pouvantinteragir avec le DEI. Les packages de connectivité réduisentles risques d'erreurs lors de l'intégration de systèmes ainsique les durées d'installation et de configuration. En outre, lespackages de connectivité des dispositifs électroniquesintelligents série 620 comprennent un outil flexible de mise àjour permettant d'ajouter une langue d'IHM locale au DEI.L'outil de mise à jour est activé à l'aide du PCM600. Il permetplusieurs mises à jour de la langue IHM ajoutée et représenteainsi un outil flexible pour les éventuelles mises à jour delangue à venir.

Tableau 89. Outils

Outils de configuration et de paramétrage Version

PCM600 2.5 ou supérieure

Interface utilisateur par navigateur Web IE 7.0, IE 8.0 ou IE 9.0

Package de connectivité du RET620 2.0


58 ABB

Tableau 90. Fonctions prises en charge

Fonction WebHMI PCM600

Paramétrage du DEI

Enregistrement des paramètres dans le DEI

Surveillance des signaux

Gestion perturbographe

Visualisation des voyants d'alarme

Gestion du contrôle d'accès

Configuration des signaux du DEI (diagramme des signaux) -

Configuration de la communication Modbus® (gestion dela communication) -

Configuration de la communication DNP3 (gestion de lacommunication) -

Configuration de la communication CEI 60870-5-103(gestion de la communication) -

Enregistrement des paramètres du DEI dans l'outil -

Analyse perturbographie -

Export/import des paramètres XRIO

Configuration de l'affichage graphique -

Configuration de l'application -

Configuration de la communication CEI 61850, GOOSE(configuration de la communication) -

Visualisation des diagrammes de phases -

Visualisation des événements

Enregistrement des données d'événement sur le PC del'utilisateur -

Contrôle en ligne - = Prise en charge


ABB 59

23. Schémas de raccordement

RET620

X13Capteur optique - entrée 1 1)



16

17

1918

X100

67

8910

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

1) Ordre sélectionnable - Option2) Le DEI est équipé d'un mécanisme de court- circuit automatique au niveau du connecteur TC lorsque le bloc débrochable est retiré

2)

X115

1

23

4567

89

1011

12

14IoB

IL1B

IL2B

IL3B

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

13

Uo60 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V U_SYN

U_AVR

2)

X120

1

23

4567

89

1011

12

14Io

IL1

IL2

IL3

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

13

U1

U2

U360 -

N

210V

60 -

N

210V

60 -

N

210V

X130

3456

78

RTD 1

RTD 2

mA 1mA1

2

RTD 1 GND

RTD 2 GND

X130

10

9

11

13

12

14

1617

SO2

SO1

SO3

L1L2L3

S2

S1

S2

S1P1

P2

P2

P1

L1L2L3

LV

HV

a

nN

A

da dn

S2

S1

P2

P1

Uab

Uab

S1

S2

P1

P2

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

Sens courant direct

GUID-B8E8FE37-C9B8-45A0-953F-A3D0464FE251 V2 FR

Figure 14. Raccordement pour la configuration A


60 ABB

Option 620 BIOX105

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X105

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

23SO4

24

SO1

SO2

GUID-5298DCA3-4597-44C2-850A-889384DF423B V1 FR

Figure 15. Module BIO0005 optionnel (emplacement X105)

X105

2

3

5

6

7BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 7

10

8

BI 11

4

9

X105

1516

19

23

20

24

HSO3

HSO2

HSO1

Option 620 BIO

GUID-D019E095-29EF-41B1-BDF4-D9D427201B88 V1 FR

Figure 16. Module de sorties ultra rapides BIO0007 optionnel (emplacement X105)

X105

1314

56

789

10RTD 1

1112

RTD 2

mA 1mA

mA 2mA

1516

RTD 3

2122

1718

RTD 4

1920

RTD 5

RTD 6

RTD/TERRE communRTD/TERRE commun

Option 620 RTD

GUID-987D427B-C5F7-4073-8D5F-D0C37BEAF5E5 V1 FR

Figure 17. Module RTD0003 optionnel (emplacement X105)


ABB 61

24. RéférencesLe portail www.abb.com/substationautomation contient desinformations sur le produit d'automatisation de distribution etles services associés.

Vous trouverez les informations appropriées les plus récentessur le DEI de protection RET620 sur la page produit

La zone de téléchargement située sur le côté droit de la pageweb propose la documentation produit la plus récente, par

exemple le manuel technique, le manuel d'installation, lemanuel d'utilisation, etc.

Les onglets Features (Caractéristiques) et Applicationcontiennent des informations relatives au produit dans unformat compact.


62 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://www.abb.com/product/db0003db004281/f0551a94a3cf0c23c1257b2b0029e493.aspx

25. Fonctions, codes et symboles

Tableau 91. RET620 - Fonctions, codes et symboles

Fonction CEI 61850 CEI 60617 IEC-ANSI

Protection

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil bas, instance 1 PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil bas, instance 2 PHLPTOC2 3I> (2) 51P-1 (2)

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil haut, instance 1 PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil haut, instance 2 PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2)

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil instantané, instance 1 PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil instantané, instance 2 PHIPTOC2 3I>>> (2) 50P/51P (2)

Protection triphasée à maximum de courantdirectionnelle, seuil bas, instance 1 DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1)

Protection triphasée à maximum de courantdirectionnelle, seuil haut, instance 1 DPHHPDOC1 3I>>->(1) 67-2 (1)

Protection non directionnelle de terre, seuil bas,instance 1 EFLPTOC1 Io> (1) 51N-1 (1)

Protection non directionnelle de terre, seuil bas,instance 2 EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2)

Protection non directionnelle de terre, seuil haut,instance 1 EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

Protection non directionnelle de terre, seuil haut,instance 2 EFHPTOC2 Io>> (2) 51N-2 (2)

Protection directionnelle de terre, seuil bas, instance 1 DEFLPDEF1 Io> -> (1) 67N-1 (1)

Protection directionnelle de terre, seuil bas, instance 2 DEFLPDEF2 Io> -> (2) 67N-1 (2)

Protection directionnelle de terre, seuil haut DEFHPDEF1 Io>> -> (1) 67N-2 (1)

Protection à maximum de courant inverse, instance 1 NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)

Protection à maximum de courant inverse, instance 2 NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Protection à maximum de tension résiduelle, instance 1 ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)



Protection triphasée à minimum de tension, instance 1 PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)



Protection triphasée à maximum de tension, instance 1 PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)



Protection à minimum de tension directe, instance 1 PSPTUV1 U1< (1) 47U+ (1)

Protection à minimum de tension directe, instance 2 PSPTUV2 U1< (2) 47U+ (2)


ABB 63

Tableau 91. RET620 - Fonctions, codes et symboles, suite


Protection à maximum de tension inverse, instance 1 NSPTOV1 U2> (1) 47O- (1)

Protection à maximum de tension inverse, instance 2 NSPTOV2 U2> (2) 47O- (2)

Protection de fréquence, instance 1 FRPFRQ1 f>/f<,df/dt (1) 81 (1)



Protection volts par hertz, instance 1 OEPVPH1 U/f> (1) 24 (1)

Protection volts par hertz, instance 2 OEPVPH2 U/f> (2) 24 (2)

Protection triphasée contre les surcharges thermiquespour les transformateurs de puissance, deuxconstantes de temps

T2PTTR1 3Ith>T (1) 49T (1)

Perte de phase (minimum de courant), instance 1 PHPTUC1 3I< (1) 37F (1)

Perte de phase (minimum de courant), instance 2 PHPTUC2 3I< (2) 37F (2)

Protection différentielle stabilisée et instantanée pourtransformateurs à deux enroulements TR2PTDF1 3dI>T (1) 87T (1)

Protection différentielle numérique stabilisée contre lesdéfauts de terre à faible impédance, instance 1 LREFPNDF1 dIoLo> (1) 87NL (1)

Protection différentielle numérique stabilisée contre lesdéfauts de terre à faible impédance, instance 2 LREFPNDF2 dIoLo> (2) 87NL (2)

Protection différentielle contre les défauts de terre àhaute impédance, instance 1 HREFPDIF1 dIoHi> (1) 87NH (1)

Protection différentielle contre les défauts de terre àhaute impédance, instance 2 HREFPDIF2 dIoHi> (2) 87NH (2)

Protection de défaillance disjoncteur, instance 1 CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

Protection de défaillance disjoncteur, instance 2 CCBRBRF2 3I>/Io>BF (2) 51BF/51NBF (2)

Détecteur de courant d'appel triphasé INRPHAR1 3I2f> (1) 68 (1)

Déclenchement principal, instance 1 TRPPTRC1 Déclenchement principal (1) 94/86 (1)

Déclenchement principal, instance 2 TRPPTRC2 Déclenchement principal (2) 94/86 (2)

Protection contre les arcs, instance 1 ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)



Protection analogique multifonction, instance 1 MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)











64 ABB





Contrôle

Contrôle disjoncteur, instance 1 CBXCBR1 I <-> O CB (1) I <-> O CB (1)

Contrôle disjoncteur, instance 2 CBXCBR2 I <-> O CB (2) I <-> O CB (2)

Contrôle sectionneur, instance 1 DCXSWI1 I <-> O DCC (1) I <-> O DCC (1)


Contrôle commutateur de terre, instance 1 ESXSWI1 I <-> O ESC (1) I <-> O ESC (1)



Contrôle commutateur de terre, instance 2 ESXSWI2 I <-> O ESC (2) I <-> O ESC (2)

Indication de position sectionneur, instance 1 DCSXSWI1 I <-> O DC (1) I <-> O DC (1)


Indication de position commutateur de terre, instance 1 ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)



Indication de position commutateur de terre, instance 2 ESSXSWI2 I <-> O ES (2) I <-> O ES (2)

Contrôle synchronisme et mise sous tension SECRSYN1 SYNC (1) 25 (1)

Indication de position du régleur en charge TPOSSLTC1 TPOSM (1) 84M (1)

Contrôle régleur avec régulateur de tension OLATCC1 COLTC (1) 90V (1)

Délestage et relestage, instance 1 LSHDPFRQ1 UFLS/R (1) 81LSH (1)






Surveillance d'état

Surveillance d'état du disjoncteur, instance 1 SSCBR1 CBCM (1) 52CM (1)

Surveillance d'état du disjoncteur, instance 2 SSCBR2 CBCM (2) 52CM (2)

Surveillance du circuit de déclenchement, instance 1 TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

Surveillance du circuit de déclenchement, instance 2 TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Surveillance du circuit courant, instance 1 CCRDIF1 MCS 3I (1) CSM 3I (1)

Surveillance du circuit courant, instance 2 CCRDIF2 MCS 3I (2) CSM 3I (2)

Surveillance de circuit courant avancée pourtransformateurs CTSRCTF1 MCS 3I, I2 (1) CSM 3I, I2 (1)

Supervision fusion fusible SEQRFUF1 FUSEF (1) 60 (1)

Mesure

Mesure du courant triphasé, instance 1 CMMXU1 3I (1) 3I (1)


ABB 65



Mesure du courant triphasé, instance 2 CMMXU2 3I(B) (1) 3I(B) (1)

Mesure du courant direct/inverse/homopolaire,instance 1 CSMSQI1 I1, I2, I0 (1) I1, I2, I0 (1)

Mesure du courant direct/inverse/homopolaire,instance 2 CSMSQI2 I1, I2, I0 (B) (1) I1, I2, I0 (B) (1)

Mesure du courant résiduel, instance 1 RESCMMXU1 Io (1) In (1)

Mesure du courant résiduel, instance 2 RESCMMXU2 Io(B) (1) In(B) (1)

Mesure de la tension triphasée VMMXU1 3U (1) 3V (1)

Mesure de la tension résiduelle RESVMMXU1 Uo (1) Vn (1)

Mesure de la tension directe/inverse/homopolaire VSMSQI1 U1, U2, U0 (1) V1, V2, V0 (1)

Mesure énergie et puissance triphasée PEMMXU1 P, E (1) P, E (1)

Mesure de la fréquence FMMXU1 f (1) f (1)

Autre

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs), instance 1 TPGAPC1 TP (1) TP (1)




Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolutionà la seconde), instance 1 TPSGAPC1 TPS(1) TPS(1)

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolutionà la seconde), instance 2 TPSGAPC2 TPS(2) TPS(2)

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolutionà la minute), instance 1 TPMGAPC1 TPM(1) TPM(1)

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolutionà la minute), instance 2 TPMGAPC2 TPM(2) TPM(2)

Temporisateur d'impulsion (8 pcs), instance 1 PTGAPC1 PT (1) PT (1)

Temporisateur d'impulsion (8 pcs), instance 2 PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Sans temporisation (8 pcs), instance 1 TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)




Avec temporisation (8 pcs), instance 1 TONGAPC1 TON (1) TON (1)




Réinitialisation du jeu (8 pcs), instance 1 SRGAPC1 SR (1) SR (1)




Déplacement (8 pcs), instance 1 MVGAPC1 MV (1) MV (1)


66 ABB






Points de contrôle génériques, instance 1 SPCGGIO1 SPCGGIO (1) SPCGGIO (1)



Points de contrôle génériques distants SPCRGGIO1 SPCRGGIO (1) SPCRGGIO (1)

Points de contrôle génériques locaux SPCLGGIO1 SPCLGGIO (1) SPCLGGIO (1)

Compteurs génériques haut/bas, instance 1 UDFCNT1 UDCNT (1) UDCNT (1)












Boutons programmables (16 boutons) FKEYGGIO1 FKEY (1) FKEY (1)

Fonctions de consignation

Perturbographe RDRE1 DR (1) DFR (1)

Enregistreur de défauts FLTMSTA1 FR (1) FR (1)

Enregistreur de séquence d'événements SER1 SER (1) SER (1)

Profil de charge LDPMSTA1 LOADPROF (1) LOADPROF (1)

26. Historique des révisions du document

Révision du document/date Version du produit Historique

A/2013-12-02 2.0 Traduction de la version anglaise B (1MRS757846)


ABB 67

68

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