Unité de mesure de phaseur RES670 2.1 CEI Guide de … · Relion® série 670 Unité de mesure de phaseur RES670 2.1 CEI Guide de l'acheteur

Relion® série 670

Unité de mesure de phaseur RES670 2.1 CEIGuide de l'acheteur

Sommaire

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

2. Fonctions disponibles.....................................................8

3. Protection d'impédance............................................... 17

4. Système de mesure de zone large................................18

5. Protection de courant...................................................18

6. Protection de tension................................................... 19

7. Protection de fréquence............................................... 20

8. Protection multifonction................................................21

9. Surveillance du système secondaire (BT)...................... 21

10. Contrôle-commande................................................... 21

11. Logique.......................................................................22

12. Surveillance.................................................................24

13. Mesures...................................................................... 26

14. Interface homme-machine (IHM)..................................27

15. Fonctions de base du DEI........................................... 27

16. Communication interne du poste ................................27

17. Communication éloignée............................................. 28

18. Description du matériel................................................28

19. Schémas de raccordement......................................... 31

20. Données techniques....................................................32

21. Code pour passer des commandes pour DEIpersonnalisé................................................................76

22. Code pour passer des commandes pour DEI pré-configuré..................................................................... 85

23. Passer des commandes pour les accessoires............. 90

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Unité de mesure de phaseur RES670 2.1 CEI 1MRK 511 367-BFR A

Version du produit: 2.1

2 ABB

1. ApplicationRES670 est une unité de mesure de phaseur (PMU) qui fournitles tensions et courants CA sous la forme de phaseurs pourtous les niveaux de tension des réseaux électriques. Lesphaseurs sont fournis en tant que parties réelles et imaginairesou sous la forme d'amplitude et d'angle de phase. La référencepour l'angle de phase est le système de positionnement parsatellite (GPS) NavStar, qui fournit également des données dedate et d'heure de haute précision. Les données mesuréesdans chaque PMU sont synchronisées dans le temps via lesrécepteurs GPS – avec une précision d'une microseconde – ettransmises aux concentrateurs de données de phaseur (toutesles 100 millisecondes par exemple). L'horodatage précis desmesures effectuées à divers emplacements géographiquespermet de dériver les grandeurs synchronisées des phaseurs(synchrophaseurs). En fonction des synchrophaseurs, uncertain nombre d'applications est disponible pour le systèmeélectrique.

Les PMU sont installées au niveau du poste et peuvent êtreconnectées directement aux transformateurs de courant et detension dans les postes. Chaque RES670 peut avoir sa propreantenne et son système GPS à des fins de synchronisationd'horloge ou peut recevoir le signal IRIG-B d'une horloge GPSexterne. Il est également possible d'avoir une connexion GPS etIRIG-B directe pour fournir une redondance de synchronisationd'horloge à la PMU. RES670 diffuse ses données desynchrophaseur conformément aux normes IEEE C37.118et/ou IEEE 1344 pour la circulation des données desynchrophaseur et avec des taux de rapport sélectionnablespar l'utilisateur. RES670 prend en charge les taux de rapport de10, 25, 50, 100 et 200 trames par seconde pour le système50 Hz (ou 10, 12, 15, 30, 60, 120 et 240 trames par secondepour le système 60 Hz). Chaque RES670 peut communiquersimultanément ses données de synchrophaseur à un maximumde huit clients indépendants via TCP et/ou six canaux UDPindépendants (diffusion individuelle/multiple). Des informationssupplémentaires sont disponibles dans le manuel d'applicationRES670 à la section Système de mesure de zone large.

En plus de la norme de communication synchrophaseur (IEEE1344, IEEE C37.118), RES670 est également conforme à lanorme CEI 61850-8-1 pour l'intégration aux systèmes decontrôle-commande de poste et l'échange de messagesGOOSE, lorsque c'est nécessaire. RES670 peut communiquervia le protocole PRP CEI 62439-3 pour la communication parbus interne du poste pour IEEE C37.118 et CEI 61850-8-1,simultanément.

La Figure 1 montre un exemple d'architecture d'un système desurveillance de zone large (WAMS). Les PMU sont les blocs deconstruction d'un système WAMS. L"architecture d'unsystème WAMS comprend les composants principauxsuivants :

• PMU Unité de mesure de phaseur avec tous lesaccessoires pour la synchronisation d'horloge

• Infrastructure du réseau de communication TCP/IP et/ouUDP/IP

• PDC Concentrateur de données de phaseur avec lesapplications de zone large

Poste 1

Visualisation(Applications)

Interface versSCADA / EMS

Stockage données etArchivage selonévénements

Passerelle vers autres réseaux

IEC140000114-1-en.ai

Concentrateur de données de phaseurPDC

Poste 2 Poste 3 Poste N

Routeur Routeur Routeur Routeur

Réseau de communication TCP/IPProtocole PMU IEEE C37.118

PMU PMU PMU PMUPMU PMU

GPS GPS GPSGPS GPS GPS

IEC140000114 V1 FR

Figure 1. Architecture d'un système de surveillance de zone large —vue d'ensemble

Un système de surveillance de zone large collecte, stocke,transmet et permet d'analyser les données critiques des pointsprincipaux des réseaux électriques et sur de grandes zonesgéographiques. L'architecture du système WAMS peut offrirune solution évolutive, des petites installations pour la collectede données et la visualisation de base (PDC) jusqu'aux grandssystèmes avec surveillance intelligente à l'aide d'applicationsde zone large. Les applications de surveillance de zone largesont conçues pour détecter des conditions anormales etévaluer les perturbations sur une grande zone afin de préserverl'intégrité du système et maintenir des performancesélectriques acceptables.

Le système WAMS est configuré de façon à acquérir lesdonnées de synchrophaseur de plusieurs PMU. En fonction desdonnées collectées dans les PDC, le système WAMS peutprésenter l'état du réseau à l'opérateur du système électriqueet fournir la surveillance du système électrique à partir demesures en temps réel et des résultats des applications enligne. En outre, les données disponibles dans les PDCpermettent l'analyse hors ligne du système électrique pour uneévaluation post-perturbation. Il est possible de communiquerles mesures de la PMU et les résultats des applicationsavancées aux systèmes SCADA/EMS de façon à améliorer lasurveillance du système, en fournissant à l'opérateur uneindication claire sur la façon dont le système risque de sedégrader, lui permettant ainsi de réagir à temps.


Version du produit: 2.1 Publié: septembre 2016Révision: A

ABB 3

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

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

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

Description de la configuration A20La configuration du DEI est illustrée à la figure 2.

La configuration A20 du RES670 s'applique aux installations àjeu de barres simple et disjoncteur unique classiques surveillantjusqu'à trois cellules. La configuration A20 du RES670 estfournie dans un boîtier pour montage en rack (19") 1/2, 3/4 etcomplet (1/1). Pour cette application, 12 entrées analogiquesétant utilisées, un seul module transformateur (TRM) avec 12entrées analogiques (9I+3U) est disponible dans laconfiguration standard A20. Comme indiqué dans la figure 2, laconfiguration A20 du RES670 en tant que PMU mesure unetension triphasée du jeu de barres et trois courants triphasésdes cellules 1 à 3. Deux instances de la fonction de rapportPMU sont disponibles dans la configuration A20, ce qui signifiedeux flux de données IEEE C37.118/1344 indépendants. Dansla configuration standard A20, chaque instance de la PMU, enplus des données d'écart de fréquence et de taux de variationde fréquence, présente 16 synchrophaseurs via IEEEC37.118/1344, c'est-à-dire quatre synchrophaseurs triphaséset 12 synchrophaseurs monophasés dans chaque flux dedonnées correspondant aux mesures de courant et de tensionCA.

En outre, chaque flux de données comprend 8 canaux derapport analogiques et 8 canaux de rapport binaires via IEEEC37.118/1344 dans la configuration standard. Le nombre decanaux de rapport analogiques et binaires peut être étendu, surdemande, jusqu'à 24 canaux maximum par instance de la PMU(sur chaque flux de données). Cette extension est possible lorsde la commande de la configuration A20 du RES670. Dans laconfiguration A20 standard, les canaux de rapport analogiquessont utilisés pour le rapport des mesures P et Q de chaquecellule via IEEE C37.118/1344.

En plus des canaux de rapport binaires, 4 bits dedéclenchement (FREQTRIG, DFDTTRIG, OCTRIG et UVTRIG)sont disponibles pour chaque instance de la PMU ; ces bitssont utilisés pour indiquer les déclenchements existants defonction de protection via IEEE C37.118/1344.

La principale fonction du RES670 est le rapport desynchrophaseur ou la fonctionnalité PMU. De plus, cetteconfiguration comprend également des fonctions de protectionde secours générales, principalement conçues à des finsd'alarme. Les fonctions de protection disponibles dans laconfiguration A20 standard sont les suivantes : maximum etminimum de tension, maximum et minimum de fréquence ettaux de variation de fréquence.

Les fonctions de mesure pour S, P, Q, I, U, PF, f sontdisponibles pour l'affichage local sur l'IHM locale et l'affichageà distance via IEEE C37.118/1344 et/ou via CEI 61850. Lesparamètres d'étalonnage sur la fonction de mesure permettentun étalonnage sur site de très haute précision.

Comme indiqué dans la figure 2, des fonctions en optionpeuvent être ajoutées sur demande, par exemple la protectioncontre les défauts de terre (EF4 PTOC), la protection àmaximum de courant (OC4 PTOC), la protection à maximum/minimum de puissance (GUPPDUP, GOPPDOP), etc. Labibliothèque de fonctions de la configuration A20 du RES670comprend également des fonctions supplémentaires nonconfigurées. Il est à noter que la configuration A20 du RES670doit être reconfigurée si des fonctions supplémentaires sontutilisées.



4 ABB

SA PTUF

81U f<

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

V MMXU

MET U

RES670 A20 – Unité de mesure de phaseur, 3 cellules, jeu de barres simple, 12AI (9I+3U)

DRP RDRE

DFR/SER DR

WA1_VT

CCS SPVC

87 INd/I

OOS PPAM

78 Ucos

Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions

Fonctions en option

SDE PSDE

67N IN>

Q CBAY

3 Control

S SIMG

63

S SIML

71

WA1

CV MMXN

MET P/Q

SA PFRC

81 df/dt

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MSQI

MET Usqi

CV MMXN

MET P/Q

CV MMXN

MET P/Q

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

PMU REP

PMU REP

BAY01_CT

BAY03_CT

BAY02_CT

IEEE Std 1344

IEEE Std C37.118

Données phaseur

IEEE Std 1344

IEEE Std C37.118

ETP MMTR

MET W/Varh

SMP PTRC

94 1? 0VN MMXU

MET UN

CV GAPC

2(I>/U<)

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

FUF SPVC

U>/I<

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

ZM RPSB

68 Zpsb

IEC140000122-1-en.vsdIEC140000122 V1 FR

Figure 2. Schéma de configuration pour la configuration A20



ABB 5

Description de la configuration B20La configuration du DEI est illustrée à la figure 3.

La configuration B20 du RES670 s'applique aux installations àjeu de barres double et disjoncteur unique classiquessurveillant jusqu'à six cellules. La configuration B20 du RES670est fournie dans un boîtier pour montage en rack (19") ¾ etcomplet (1/1). Pour cette application, 24 entrées analogiquesétant utilisées, deux modules transformateur (TRM) avec 12entrées analogiques (9I+3U) par TRM sont disponibles dans laconfiguration standard B20. Comme indiqué dans la figure 3, laconfiguration B20 du RES670 en tant que PMU mesure deuxtensions triphasées des jeux de barres et six courants triphasésdes cellules 1 à 6. Deux instances de la fonction de rapportPMU sont disponibles dans la configuration B20, ce qui signifiedeux flux de données IEEE C37.118/1344 indépendants.Chaque instance de la PMU présente des données d'écart defréquence et de taux de variation de fréquence. Dans laconfiguration standard B20, en plus des données defréquence, la première instance de la PMU (premier flux dedonnées) présente 32 synchrophaseurs via IEEEC37.118/1344, c'est-à-dire huit synchrophaseurs triphasés et24 synchrophaseurs monophasés correspondant aux mesuresde courant et de tension CA. La seconde instance de la PMU(second flux de données) présente 16 synchrophaseurs viaIEEE C37.118/1344, c'est-à-dire quatre synchrophaseurstriphasés et 12 synchrophaseurs monophasés correspondantaux mesures de courant et de tension CA. Le nombre decanaux de rapport de synchrophaseur sur la seconde instancede la PMU peut être étendu sur demande jusqu'à 32 canaux.Cette extension est possible lors de la commande de laconfiguration B20 du RES670.

En outre, chaque flux de données comprend 16 canaux derapport analogiques et 16 canaux de rapport binaires via IEEEC37.118/1344 dans la configuration standard. Le nombre decanaux de rapport analogiques et binaires peut être étendu, sur

demande, jusqu'à 24 canaux maximum par instance de la PMU(sur chaque flux de données). Cette extension est possible lorsde la commande de la configuration B20 du RES670. Dans laconfiguration B20 standard, les canaux de rapport analogiquessont utilisés pour le rapport des mesures P et Q de chaquecellule via IEEE C37.118/1344.

En plus des canaux de rapport binaires, 4 bits dedéclenchement (FREQTRIG, DFDTTRIG, OCTRIG et UVTRIG)sont disponibles pour chaque instance de la PMU ; ces bitssont utilisés pour indiquer les déclenchements existants defonction de protection via IEEE C37.118/1344.

La principale fonction du RES670 est le rapport desynchrophaseur ou la fonctionnalité PMU. De plus, cetteconfiguration comprend également des fonctions de protectionde secours générales, principalement conçues à des finsd'alarme. Les fonctions de protection disponibles dans laconfiguration B20 standard sont Maximum de tension,Minimum de tension, Maximum de fréquence, Minimum defréquence et Taux de variation de fréquence.

Les fonctions de mesure pour S, P, Q, I, U, PF, f sontdisponibles pour l'affichage local sur l'IHM locale et l'affichageà distance via IEEE C37.118/1344 et/ou via CEI 61850. Lesparamètres d'étalonnage sur la fonction de mesure permettentun étalonnage sur site de très haute précision.

Comme indiqué dans la figure 3, des fonctions en optionpeuvent être ajoutées sur demande, par exemple la protectioncontre les défauts de terre (EF4 PTOC), la protection àmaximum de courant (OC4 PTOC), la protection à maximum/minimum de puissance (GUPPDUP, GOPPDOP), etc. Labibliothèque de fonctions de la configuration B20 du RES670comprend également des fonctions supplémentaires nonconfigurées. Il est à noter que la configuration B20 du RES670doit être reconfigurée si des fonctions supplémentaires sontutilisées.



6 ABB

SA PTUF

81U f<

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81O f>

SA PTOF

81 f>

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MSQI

MET Usqi

V MMXU

MET U

RES670 B20 – Unité de mesure de phaseur, 6 cellules, double jeu de barres, 24AI (9I+3U, 9I+3U)

DRP RDRE

DFR/SER DR

WA1_VT

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

CCS SPVC

87 INd/I

OOS PPAM

78 Ucos

Autres fonctions disponibles dans la bibliothèque de fonctions

Fonctions en option

SDE PSDE

67N IN>

Q CBAY

3 Control

S SIMG

63

S SIML

71

WA1

WA2

CV MMXN

MET P/Q

SA PFRC

81 df/dt

SA PFRC

81 df/dt

WA2_VT

UV2 PTUV

27 2(3U<)

OV2 PTOV

59 2(3U>)

V MMXU

MET U

V MSQI

MET Usqi

CV MMXN

MET P/Q

CV MMXN

MET P/Q

CV MMXN

MET P/Q

CV MMXN

MET P/Q

CV MMXN

MET P/Q

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MMXU

MET I

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

C MSQI

MET Isqi

Sélection de tension de

jeu de barres

PMU REP

PMU REP

BAY01_CT

BAY04_CT

BAY05_CT

BAY06_CT

BAY03_CT

BAY02_CT

IEEE Std 1344

IEEE Std C37.118

Données phaseur

IEEE Std 1344

IEEE Std C37.118

ETP MMTR

MET W/Varh

SMP PTRC

94 1? 0VN MMXU

MET UN

CV GAPC

2(I>/U<)

EF4 PTOC

51N_67N 4(IN>)

FUF SPVC

U>/I<

GOP PDOP

32 P>

GUP PDUP

37 P<

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)

OC4 PTOC

51_67 4(3I>)

ZM RPSB

68 Zpsb

IEC140000123-1-en.vsdIEC140000123 V1 FR

Figure 3. Schéma de configuration pour la configuration B20



ABB 7

2. Fonctions disponibles

Fonctions de mesure de zone large

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Unité de mesure dephaseur

Unité de mesure dephaseur

RES670(personnalisé)

RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

PMUCONF Paramètres de configuration pour le protocole IEEE1344 etC37.118

1 1 1

PMUREPORT Rapport de protocole via IEEE1344 et C37.118 1-2 2 2

PHASORREPORT1 Rapport de protocole de données de phaseur via IEEE 1344 etC37.118, phaseurs 1-8

1-2 2 2


0-2 2 2


0-2 1B,1-P11


0-2 1B,1-P11

ANALOGREPORT1 Rapport de protocole de données analogiques via IEEE 1344et C37.118, données analogiques 1-8

0-2 2 2


0-2 1-P12/2-P13

2


0-2 1-P12/2-P13

1-P14/2-P15

BINARYREPORT1 Rapport de protocole de données binaires via IEEE 1344 etC37.118, données binaires 1-8

0-2 2 2


0-2 1-P16/2-P17

2


0-2 1-P16/2-P17

1-P18/2-P19

PMUSTATUS Diagnostic pour protocole C37.118 2011 et IEEE1344 1 1 1



8 ABB

Fonctions de protection de secours

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Unité de mesure pour phaseur


RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

Protection d'impédance

ZMRPSB 68 Détection des oscillations de puissance 0-1 1-B23 1-B23

OOSPPAM 78 Protection contre les ruptures de synchronisme 0-2 2-B23 2-B23

Protection de courant

OC4PTOC 51_671) Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils 0-6 3-C26 6-C27

EF4PTOC 51N67N2)

Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils 0-6 3–C26 6–C27

NS4PTOC 46I2 Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatreseuils

0-6 3-C26 6-C27

SDEPSDE 67N Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité decourant résiduel et de puissance homopolaire

0-6 3-C26 6-C27

LCPTTR 26 Protection de surcharge thermique, une constante de temps,Celsius

0-6

LFPTTR 26 Protection de surcharge thermique, une constante de temps,Fahrenheit

0-6

GUPPDUP 37 Protection directionnelle à minimum de puissance 0-4 3C-18 4C-25

GOPPDOP 32 Protection directionnelle à maximum de puissance 0-4 3C-18 4C-25

Protection de tension

UV2PTUV 27 Protection à minimum de tension à deux seuils 0-4 1 2

OV2PTOV 59 Protection à maximum de tension à deux seuils 0-4 1 2

Protection de fréquence

SAPTUF 81 Protection à minimum de fréquence 0-6 1 2

SAPTOF 81 Protection à maximum de fréquence 0-6 1 2

SAPFRC 81 Protection de taux de variation de fréquence 0-6 1 2

FTAQFVR 81A Protection d’accumulation de la durée du temps de fréquence 0-4

Protection à multi-utilités

CVGAPC Protection générale de courant et de tension 0-8 4–F01 6–F02

SMAIHPAC Filtre multifonction 0-6

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



ABB 9

Fonctions de contrôle-commande et de surveillance

CEI 61850 ANSI Description de la fonction Unité demesure pour

phaseur

Unité de mesurepour phaseur

RES670

RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

Contrôle-commande

QCBAY Contrôle-commande d’appareillages de coupure 1 1 1

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

LOCREMCTRL Commande IHML de PSTO 1 1 1

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

15 15 15

VSGAPC Commutateur de sélection miniature 20 20 20

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

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

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

SINGLECMD Commande simple, 16 signaux 4

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

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

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

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

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

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

Surveillance dusystèmesecondaire

CCSSPVC 87 Surveillance de circuit de courant 0-5 3–G01 5–G02

FUFSPVC Supervision fusion fusible 0-4 1–G01 2–G02

Logique

SMPPTRC 94 Logique de déclenchement 6 6 6

TMAGAPC Logique pour matrice de déclenchement 12 12 12

ALMCALH Logique pour alarme de groupe 5 5 5

WRNCALH Logique pour avertissement de groupe 5 5 5

INDCALH Logique pour indication de groupe 5 5 5

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

Blocs logiques configurables de base (voir Tableau 1) 40-280 40-280

40-280



10 ABB


phaseur


RES670

RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

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

Blocs logiques configurables Q/T (voir Tableau 2) 0-1

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

Ensemble de logique d'extension (voir Tableau 3) 0-1

FXDSIGN Bloc fonctionnel de signaux fixes 1 1 1

B16I Conversion binaire 16 bits en nombre entier 18 18 18

BTIGAPC Conversion binaire 16 bits en nombre entier avec représentation de nœudlogique

16 16 16

IB16 Conversion nombre entier en binaire 16 bits 18 18 18

ITBGAPC Conversion du nombre entier en jeu de 16 signaux binaires avecreprésentation de nœud logique

16 16 16

TEIGAPC Intégrateur de temps écoulé avec transgression des limites et supervision desdébordements

12 12 12

INTCOMP Comparateur pour entrées Nombre entier 12 12 12

REALCOMP Comparateur pour entrées Nombre réel 12 12 12

Surveillance

CVMMXN,VMMXU, CMSQI,VMSQI, VNMMXU

Mesures 6 6 6

CMMXU Mesures 10 10 10

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

1 1 1

EVENT Fonction d'événement 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR-A4RADR,B1RBDR-B8RBDR

Rapport de perturbographie 1 1 1

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

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

16 16 16



ABB 11


phaseur


RES670

RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

MVGAPC Fonction de communication générique pour valeur mesurée 24 24 24

BINSTATREP Rapport d'état des signaux logiques 3 3 3

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

SSIMG 63 Surveillance du milieu gazeux 21 21 21

SSIML 71 Surveillance du milieu liquide 3 3 3

SSCBR Surveillance disjoncteur 0-18 9-M17 18-M16

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

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

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

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

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

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

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

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

L4UFCNT Compteur d'événements avec supervision des limites 30 30

TEILGAPC Compteur heures de fonctionnement 9 9 9

Mesures

PCFCNT Logique de compteur d’impulsions 16 16 16

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

Tableau 1. Nombre total d'instances pour les blocs logiques configurables de base

Bloc logique configurable de base Nombre total d'instances

AND 280

GATE 40

INV 420

LLD 40

OR 280

PULSETIMER 40

RSMEMORY 40

SRMEMORY 40

TIMERSET 60

XOR 40



12 ABB

Tableau 2. Nombre total d'instances pour les blocs logiques configurables Q/T

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

ANDQT 120

INDCOMBSPQT 20

INDEXTSPQT 20

INVALIDQT 22

INVERTERQT 120

ORQT 120

PULSETIMERQT 40

RSMEMORYQT 40

SRMEMORYQT 40

TIMERSETQT 40

XORQT 40

Tableau 3. Nombre total d'instances pour l'ensemble logique étendu

Bloc logique configurable étendu Nombre total d'instances

AND 180

GATE 49

INV 180

LLD 49

OR 180

PULSETIMER 59

SLGAPC 74

SRMEMORY 110

TIMERSET 49

VSGAPC 130

XOR 49



ABB 13

Communication



RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

Communication interne du poste

LONSPA, SPA Protocole de communication SPA 1 1 1

ADE Protocole de communication LON 1 1 1

HORZCOMM Variables de réseau via LON 1 1 1

PROTOCOL Sélection du fonctionnement entre SPA et CEI 60870-5-103 pour SLM 1 1 1

RS485PROT Sélection du mode de fonctionnement pour RS485 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1

DNPGEN Protocole général de communication DNP3.0 1 1 1

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

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

CH1TCP, CH2TCP,CH3TCP, CH4TCP

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

CHSEROPT DNP3.0 pour protocole de communication TCP/IP et EIA-485 1 1 1

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 pour protocole de communication série 1 1 1

DNPFREC Enregistrement des incidents DNP3.0 pour protocole decommunication TCP/IP et EIA-485

1 1 1

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

GOOSEINTLKRCV Communication horizontale via GOOSE pour l'interverrouillage 59 59 59

GOOSEBINRCV Réception binaire GOOSE 16 16 16

GOOSEDPRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur double point 64 64 64

GOOSEINTRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur entière 32 32 32

GOOSEMVRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur à mesurer 60 60 60

GOOSESPRCV Bloc fonctionnel GOOSE pour la réception de valeur point unique 64 64 64

MULTICMDRCV,MULTICMDSND

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

FRONT, LANABI,LANAB, LANCDI,LANCD

Configuration Ethernet des liaisons 1 1 1

GATEWAY Configuration Ethernet liaison 1 1 1 1

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

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

AGSAL Composant générique pour application de sécurité 1 1 1

LD0LLN0 CEI 61850 LD0 LLN0 1 1 1

SYSLLN0 CEI 61850 SYS LLN0 1 1 1



14 ABB



RE

S67

0 (A

20)

RE

S67

0 (B

20)

LPHD Informations sur le dispositif physique 1 1 1

PCMACCS Protocole de configuration du DEI 1 1 1

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

1 1 1

FSTACCSFSTACCSNA

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

1 1 1

ACTIVLOG Paramètres de consignation des activités 1 1 1

ALTRK Suivi service 1 1 1

SINGLELCCH Etat liaison port Ethernet simple 1 1 1

PRPSTATUS Etat liaison port Ethernet double 1 1 1

Communication de bus de processus CEI 61850-9-2 1)

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

Communication éloignée

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

Transmission de données analogiques depuis LDCM 1 1 1

Réception d'états binaires depuis LDCM de l’autre extrémité 6/3/3 6/3/3 6/3/3

1) Uniquement incluse pour les produits 9-2LE



ABB 15

Fonctions de base du DEI

Tableau 4. Fonctions de base du DEI

CEI 61850 ou nom de lafonction

Description

INTERRSIGSELFSUPEVLST Autosurveillance avec liste d'événements internes

TIMESYNCHGEN Module de synchronisation d'horloge

SYNCHCAN,SYNCHCMPPS,SYNCHPPS, SNTP,SYNCHCMPPS

Synchronisation d'horloge

TIMEZONE Synchronisation d'horloge

DSTBEGIN,DSTENABLE, DSTEND

Module de synchronisation de l'horloge GPS

IRIG-B Synchronisation d'horloge

SETGRPS Nombre de groupes de réglage

ACTVGRP Groupes de réglage des paramètres

TESTMODE Fonctionnalité du mode test

CHNGLCK Fonction de changement de verrouillage

SMBI Matrice des signaux pour les entrées binaires

SMBO Matrice des signaux pour les sorties binaires

SMMI Matrice des signaux pour les entrées mA

SMAI1 - SMAI12 Matrice des signaux pour les entrées analogiques

ATHSTAT État d'autorisation

ATHCHCK Vérification d'autorisation

AUTHMAN Gestion des autorisations

FTPACCS Accès FTP avec mot de passe

SPACOMMMAP Affectation de communication SPA

SPATD Date et heure via protocole SPA

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

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

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

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

GBASVAL Valeurs de base globales pour les réglages

PRIMVAL Valeurs primaires du système

ALTMS Surveillance de l'horloge maître

ALTIM Gestion de l'horloge

MSTSER DNP3.0 pour protocole de communication série

PRODINF Informations produit

RUNTIME Comp. exécution DEI

CAMCONFIG Gestion centrale des comptes - configuration



16 ABB

Tableau 4. Fonctions de base du DEI, suite


Description

CAMSTATUS Gestion centrale des comptes - état

TOOLINF Composant Informations outils

SAFEFILECOPY Fonction Copie sécurisée de fichiers

Tableau 5. Fonctions de l'IHM locale


ANSI Description

LHMICTRL Signaux de l'IHM locale

LANGUAGE Langue homme-machine locale

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

FNKEYTY1–FNKEYTY5FNKEYMD1–FNKEYMD5

Fonction de réglage des paramètres pour l'IHM dans PCM600

LEDGEN Partie d'indication LED générale pour IHML

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

GRP1_LED1–GRP1_LED15GRP2_LED1–GRP2_LED15GRP3_LED1–GRP3_LED15

Base du module indication LED CP HW

3. Protection d'impédance

Détection des oscillations de puissance ZMRPSBDes oscillations de puissance peuvent se produire après ladéconnexion de fortes charges ou le déclenchement descentrales de production de tailles importantes.

La fonction de détection des oscillations de puissanceZMRPSB permet de détecter les oscillations de puissance etd'activer le blocage de toutes les zones de protection dedistance. L'occurrence de courants de défaut de terre lorsd'une oscillation de puissance inhibe la fonction ZMRPSB afinde permettre l'élimination du défaut.

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

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

La fonction OOSPPAM détecte les conditions de glissement depôle et déclenche l'alternateur aussi rapidement que possible,c'est-à-dire après le premier glissement si le centred'oscillation se trouve en zone 1, qui inclut normalementl'alternateur et son transformateur élévateur. Si le centred'oscillation se trouve plus loin dans l'installation électrique,c'est-à-dire en zone 2, plusieurs glissements de pôle sontnormalement admis avant le déclenchement de l'ensemblealternateur-transformateur. Un réglage de paramètre estdisponible pour tenir compte du temps d'ouverture dudisjoncteur. Si l'installation électrique compte plusieurs relaisde protection contre les ruptures de synchronisme, celui quiaura son centre d'oscillation dans la zone 1 sera le premier àfonctionner.

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



ABB 17

4. Système de mesure de zone large

Paramètres de configuration pour le protocole IEEE1344 etC37.118 PMUCONFRES670 prend en charge les normes de synchrophaseur IEEEsuivantes :• IEEE 1344-1995 (mesures et communication de données)• IEEE C37.118-2005 (mesures et communication de

données)• IEEE C37.118.1–2011 et C37.118.1a-2014 (mesures)• IEEE C37.118.2-2011 (communication de données)

PMUCONF contient les paramètres de configuration de la PMUpour les protocoles IEEE C37.118 et IEEE 1344. Sont inclustous les paramètres et réglages requis pour établir et définir uncertain nombre de connexions TCP et/ou UDP avec un ouplusieurs clients PDC (client synchrophaseur). Sont inclus lesnuméros de port, les adresses IP TCP/UDP et les réglagesspécifiques pour les protocoles IEEE C37.118 et IEEE 1344.

Rapport de protocole via IEEE 1344 et C37.118 PMUREPORTLe bloc de rapport de mesure de phaseur convertit les calculsde phaseur au format de trame synchrophaseur IEEE C37.118et/ou IEEE 1344. Le bloc PMUREPORT contient les paramètrespour le taux de rapport et la classe de performances de la PMU,le code IDCODE et l'ID PMU globale, le format des donnéesdiffusées via le protocole, le type des synchrophaseursrapportés ainsi que les réglages pour le rapport des signauxanalogiques et binaires.

Le message généré par le bloc fonctionnel PMUREPORT estdéfini conformément aux normes IEEE C37.118 et/ou IEEE1344.

Il existe des réglages pour le type de phaseur (direct, inverse ouhomopolaire en cas de phaseur triphasé et L1, L2 ou L3 en casde phaseur monophasé), la classe de service de la PMU(protection ou mesure), la représentation des phaseurs (polaireou rectangulaire) et les types de données pour les données dephaseur, les données analogiques et les données defréquence.

Les données de synchrophaseur peuvent être rapportées pourun maximum de 8 clients via TCP et/ou 6 clients UDP pour latransmission multiple ou individuelle des données de phaseurdu RES670. Des informations supplémentaires relatives à lastructure de la communication synchrophaseur et à laconfiguration TCP/UDP sont disponibles dans le manueld'application à la section Configuration du protocole dediffusion de données de mesure de phaseur C37.118.

Une fonctionnalité multiple de la PMU peut être configurée dansle RES670, qui peut diffuser les mêmes données ou desdonnées différentes avec des taux de rapport différents ou desclasses de performance (service) différentes.

5. Protection de courant

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

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

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

Un blocage par harmonique 2 peut être défini pour la fonction etpeut être utilisé pour bloquer individuellement chaque seuil.

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

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

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

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

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

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

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

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

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



18 ABB

Protection à maximum de courant inverse à quatre seuilsNS4PTOCLa protection à maximum de courant inverse à quatre seuils(NS4PTOC) possède une caractéristique à temps inverse ou àtemps défini réglable séparément pour chaque seuil.

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

La fonction directionnelle est polarisée par la tension.

La fonction NS4PTOC peut être configurée en directionnel ounon directionnel indépendamment pour chaque seuil.

La fonction NS4PTOC peut être utilisée comme protectionprincipale contre les défauts asymétriques, les courts-circuitsphase-phase, les courts-circuits biphasés-terre et les défautsde terre monophasés.

La fonction NS4PTOC peut également être utilisée commesolution de remplacement, par exemple au cas où la protectionprincipale serait hors service suite à un défaut decommunication ou en raison d'un transformateur de tensiondéfaillant.

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

Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité decourant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDEDans les réseaux à neutre isolé ou avec une mise à la terre parhaute impédance, le courant de défaut de terre est beaucoupplus faible que les courants de court-circuit. Par ailleurs,l'amplitude du courant de défaut est pratiquementindépendante de la position de celui-ci sur le réseau. Laprotection peut être sélectionnée pour utiliser soit le courantrésiduel, soit la composante de puissance résiduelle3U0·3I0·cos j, pour la grandeur de fonctionnement avecmaintien de la capacité de court-circuit. Un seuil nondirectionnel 3I0 et un seuil de déclenchement à maximum detension 3U0 sont également disponibles.

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

Protection contre les surcharges thermiques, une constante detemps LCPTTR/LFPTTRL'utilisation grandissante du réseau électrique au plus près deses limites thermiques entraîne la nécessité de protéger leslignes électriques contre les surcharges thermiques.

Une surcharge thermique ne sera la plupart du temps pasdétectée par les autres fonctions de protection. L'introductionde la protection contre les surcharges thermiques peut

permettre au circuit protégé de fonctionner au plus près deslimites thermiques.

La protection de mesure du courant triphasé dispose d'une

caractéristique I2t à constante de temps réglable et mémoirethermique. La température est affichée en degrés Celsius ouFahrenheit en fonction de la fonction utilisée : LCPTTR (Celsius)ou LFPTTR (Fahrenheit).

Un niveau d'alarme permet un avertissement avant, laissant letemps aux opérateurs de prendre les mesures nécessairesavant le déclenchement de la ligne.

Sont affichés le délai estimé de déclenchement avant opérationet le délai estimé de réenclenchement après opération.

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

• détection d'un flux de puissance active inversé• détection d'un flux de puissance réactive important

Chaque fonction comprend deux seuils avec destemporisations définies.

6. Protection de tension

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

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

La fonction UV2PTUV possède un coefficient de retombéeélevé pour permettre un retour de la tension aux conditionsnormales de service du système.

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

La fonction de protection à maximum de tension à deux seuils(OV2PTOV) peut être utilisée pour détecter les extrémités de



ABB 19

lignes ouvertes, normalement associées à une fonction demaximum de puissance réactive directionnelle afin desuperviser la tension du système. Lorsqu'elle est déclenchée, lafonction entraîne une alarme : connecter les réactances oudéconnecter les batteries de condensateurs.

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

La fonction OV2PTOV possède un coefficient de retombéeélevé pour permettre des réglages près de la tension du servicedu système.

7. Protection de fréquence

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

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

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

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

Protection à maximum de fréquence SAPTOFLa protection à maximum de fréquence SAPTOF s'applique àtoutes les situations où une détection fiable de l'augmentationde la fréquence fondamentale du système électrique estnécessaire.

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

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

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

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

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

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

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

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



20 ABB

8. Protection multifonction

Protection générale de courant et de tension CVGAPCLa protection générale de courant et de tension (CVGAPC) peutêtre utilisée comme protection de courant inverse pour ladétection des conditions asymétriques telles qu'une phaseouverte ou un défaut asymétrique.

La fonction CVGAPC peut également être utilisée pouraméliorer la sélection de phase pour les défauts de terre àrésistance élevée, hors de la portée de la protection dedistance, pour une ligne de transport. Trois fonctions sontutilisées, qui mesurent le courant neutre et chacune destensions des trois phases. Cela permet une indépendance descourants de charge et cette sélection de phase sera utiliséeconjointement avec la détection du défaut de terre depuis lafonction de protection directionnelle contre les défauts de terre.

9. Surveillance du système secondaire (BT)

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

La fonction de surveillance du circuit de courant (CCSRDIF)compare le courant résiduel d'un jeu triphasé de noyaux de TCavec le courant de point neutre sur une entrée séparée, prélevésur un autre jeu de noyaux du TC.

La détection d'une différence indique un défaut dans le circuitet est utilisée en tant qu'alarme ou pour bloquer les fonctionsde protection susceptibles de provoquer des déclenchementsintempestifs.

Surveillance fusion fusible FUFSPVCL'objectif de la fonction de surveillance fusion fusible FUFSPVCest de bloquer les fonctions de mesure de la tension lors desdéfaillances des circuits secondaires entre le transformateur detension et le DEI, afin d'éviter tout fonctionnement intempestif.

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

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

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

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

Un critère basé sur les mesures de delta de courant et detension peut être ajouté à la surveillance de fusion fusible afinde détecter une fusion fusible triphasée, qui en pratique estplutôt associée à une commutation de transformateur detension pendant les manœuvres du poste.

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

10. Contrôle-commande

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

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

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

Commutateur miniature de sélection VSGAPCLe bloc fonctionnel Commutateur miniature de sélectionVSGAPC est une fonction polyvalente utilisée pour de



ABB 21

nombreuses applications comme commutateur à usagegénéral.

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

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

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

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

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

11. Logique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

Bloc fonctionnel Signaux fixesLa fonction de signaux fixes FXDSIGN génère 9 signauxprédéfinis (fixes) qui peuvent être utilisés dans la configuration

d'un DEI, soit pour forcer les entrées non utilisées dans lesautres blocs fonctionnels, à un(e) certain(e) niveau/valeur, soitpour créer une certaine logique. Les types de signaux booléen,entier, à virgule flottante et chaîne sont disponibles.

Un bloc fonctionnel FXDSIGN est inclus dans tous les DEI.

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

Les principales fonctions de TEIGAPC

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

• Supervision des conditions de transgression des limites etdépassements.

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

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

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

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

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

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

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

La fonctionnalité ITBGAPC ne peut recevoir que des valeurs àdistance sur le CEI 61850 lorsque le bouton poussoir R/L (ÀDistance/Local) sur le devant de l'IHM indique que le mode decontrôle pour l'opérateur est dans la position R (Remote - à



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distance, avec le LED adjacent au R allumé), et que le signalcorrespondant est connecté au bloc fonctionnel d'entrée PSTOITBGAPC. L'entrée BLOCK gèlera la sortie à la dernière valeurreçue et bloque les nouvelles valeurs de nombre entier àrecevoir et à convertir en sorties codées binaires.

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

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

12. Surveillance

Mesures CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQILes fonctions de mesure sont utilisées pour obtenir desinformations en ligne à partir du DEI. Ces valeurs de servicepermettent l'affichage d'informations en ligne sur l'IHM locale etsur le système de contrôle-commande du poste concernant :

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

• les valeurs analogiques mesurées à partir des unités decombinaison

• les phaseurs primaires• les courants et tensions directs, inverses et homopolaires• mA, courants d'entrée• les compteurs d'impulsions

Surveillance des signaux d'entrée mACette fonction sert principalement à mesurer et de traiter dessignaux issus de différents convertisseurs de mesure. Denombreux dispositifs utilisés pour piloter les processusaffichent divers paramètres, tels que la fréquence, latempérature et la tension cc des batteries, sous forme devaleurs à courant faible, généralement dans la plage 4-20 mAou 0-20 mA.

Des seuils d'alarme peuvent être réglés et utilisés pour générerpar exemple des signaux de déclenchement ou d'alarme.

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

Rapport de perturbographie DRPRDRELa collecte d'informations complètes et fiables sur lesperturbations du circuit primaire et/ou secondaire ainsi que la

consignation en continu des événements se font avec lafonctionnalité Rapport de perturbographie.

La fonction Rapport de perturbographie DRPRDRE, toujoursincluse dans le DEI, acquiert les données échantillonnées detous les signaux binaires et signaux d'entrée analogiquessélectionnés connectés au bloc fonctionnel, avec un maximumde 40 signaux analogiques et 96 signaux binaires.

La fonctionnalité de rapport de perturbographie est un nomcommun pour plusieurs fonctions :

• Liste des événements• Indications• Enregistreur d'événements• Enregistreur des valeurs de déclenchement• Perturbographe

La fonction Rapport de pertubographie se caractérise par unegrande flexibilité en ce qui concerne la configuration, lesconditions de démarrage, les temps d'enregistrement et lagrande capacité de stockage.

Une perturbation est définie comme l'activation d'une entréedans les blocs fonctionnels AnRADR ou BnRBDR, qui sontréglés pour déclencher le perturbographe. Tous les signauxconnectés, du début du temps avant défaut jusqu'à la fin dutemps après défaut, seront inclus dans l'enregistrement.

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La perturbographie acquiert les données échantillonnéesprovenant de tous les signaux binaires et analogiquessélectionnés, connectés à la fonction perturbographie(maximum 40 signaux analogiques et 128 signaux binaires). Lessignaux binaires sont les mêmes que ceux disponibles avec lafonction d'enregistreur d'événements.

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

Les informations de perturbographie pour 100 perturbationsmaximum sont enregistrées dans le DEI et l'IHM locale estutilisée pour visualiser la liste des enregistrements.

Fonction EVENT (Événements)Lorsqu'on utilise un système d'automatisation de poste avecune communication LON ou SPA, les événements horodatéspeuvent être envoyés lors d'un changement ou cycliquementdu DEI au calculateur du poste. Ces événements sont créés àpartir de tout signal disponible dans le DEI qui est raccordé à lafonction Événements (EVENT). Le bloc fonctionnel Événementssert à la communication LON et SPA.

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

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

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

Bloc d'extension des valeurs de mesure RANGE_XPLes fonctions de mesure du courant et de la tension (CVMMXN,CMMXU, VMMXU et VNMMXU), les fonctions de mesure descomposantes symétriques de courant et de tension (CMSQI etVMSQI) et les fonctions génériques d'E/S de communicationCEI 61850 (MVGAPC) sont livrées avec une fonctionnalité desupervision de mesure. Toutes les valeurs mesurées peuventêtre supervisées avec quatre limites réglables, à savoir, unelimite très basse, une limite basse, une limite haute et une limitetrès haute. Le bloc d'extension des valeurs de mesure(RANGE_XP ou PLAGE_XP) a été intégré afin de rendrepossible la "traduction" du signal de sortie du nombre entierprovenant des fonctions de mesure en 5 signaux binaires: en



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dessous de la limite très basse, en dessous de la limite basse,normal, au-dessus de la limite haute ou au dessus de la limitetrès haute. Les signaux de sortie peuvent être utilisés commeconditions dans la logique configurable ou pour les alarmes.

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

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

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

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

L'indication du dépassement figure sur chaque compteur.

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

Les principales fonctions de TEILGAPC sont :

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

• Supervision des conditions de transgression des limites etdépassements

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

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

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

13. Mesures

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

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

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

Les valeurs maximales de demande de puissance active etréactive sont calculées pour l'intervalle de temps défini tEnergy.Elles sont mises à jour toutes les minutes via canaux de sortie.Les valeurs maximales de demande de puissance active etréactive sont calculées pour les deux sens, aval et amont. Ellespeuvent être réinitialisées avec l'entrée RSTDMD .



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14. Interface homme-machine (IHM)

IHM locale

IEC13000239-2-en.vsd

IEC13000239 V2 FR

Figure 4. Interface homme-machine locale

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

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

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

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

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

15. Fonctions de base du DEI

Synchronisation d'horlogeLe sélecteur de source de synchronisation d'horloge permet desélectionner une source commune de temps absolu pour leDEI. Pour le RES670 en tant qu'unité de mesure de phaseur(PMU), une synchronisation d'horloge précise est essentiellepour permettre la comparaison des phaseurs mesurés endifférents emplacements d'un système de surveillance de zonelarge (WAMS). Pour un DEI faisant partie d'un système deprotection, une synchronisation d'horloge est nécessaire pour

comparer les événements et les données de perturbation entretous les DEI d'un système de contrôle-commande de poste.Une source commune doit être utilisée pour le DEI et l'unité defusion lorsque le protocole de communication de bus deprocessus CEI 61850-9-2LE est utilisé.

GPS et IRIG-B (IRIG-B 00X optique est recommandé), avecprise en charge IEEE1344, sont les seules sources desynchronisation d'horloge acceptables pour les applications demesure de synchrophaseur et la prise en charge RES670.

16. Communication interne du poste

Protocoles de communicationChaque DEI est pourvu d'une interface de communicationpermettant sa connexion à un ou plusieurs systèmes decontrôle-commande de poste ou des équipements de poste,soit par le bus interne du poste (Substation Automation, SA)soit par le bus de surveillance de poste (Substation Monitoring,SM).

Les protocoles de communication disponibles sont :

• Protocole de communication CEI 61850-8-1• Protocole de communication CEI 61850-9-2LE• Protocole de communication LON• Protocole de communication SPA ou CEI 60870-5-103• Protocole de communication DNP3.0• Protocole de communication C37.118

Plusieurs protocoles peuvent être combinés dans le même DEI.

Protocole de communication CEI 61850-8-1Un réglage dans le PCM600 permet de choisir entre l'édition 1et l'édition 2 de CEI 61850. Le DEI est équipé à l'arrière de portsEthernet optiques doubles pour les communications internesdu poste CEI 61850-8-1. La communication CEI 61850-8-1 estégalement possible via le port Ethernet électrique situé enfaçade.Le protocole CEI 61850-8-1 entre les dispositifsélectroniques intelligents (DEI) de différents constructeurspermet d’échanger des informations et simplifie l'ingénierie dusystème. La communication d'un DEI vers un autre DEI viamessagerie GOOSE et la communication client-serveur surMMS sont pris en charge. Le chargement de fichier deperturbographie (COMTRADE) peut être effectué via MMS ouFTP.

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



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Protocole de communication LONLes postes existants avec LON pour le bus au niveau postefourni par ABB peuvent être étendus par l'usage de l'interfaceLON optique. Cela permet une fonctionnalité SA complètecomprenant une messagerie d'égal à égal et une coopérationentre les DEI.

Protocole de communication SPAUne simple porte en verre ou en plastique est fournie pour leprotocole SPA ABB. Elle permet d'étendre les systèmesd'automatisation de poste électrique simples mais estprincipalement utilisée pour les système de surveillance deposte électrique SMS.

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

Protocole de communication DNP3.0Une porte électrique RS485 et une porte Ethernet optique sontdisponibles pour la communication DNP3.0. Unecommunication DNP3.0 de niveau 2 avec événements nonsollicités, synchronisation de l'horloge et rapports deperturbation est fournie pour la communication vers les RTU,les passerelles ou les systèmes IHM.

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

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

17. Communication éloignée

Transfert des signaux analogiques et binaires à l'extrémitéopposéeTrois signaux analogiques et huit signaux binaires peuvent êtreéchangés entre deux DEI. Cette fonctionnalité estprincipalement utilisée pour la protection différentielle de ligne.Cependant elle peut également être utilisée dans d'autres

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

Transfert de signaux binaires à distance, 192 signauxSi le canal de communication est utilisé pour le transfert designaux binaires uniquement, un maximum de 192 signauxbinaires peuvent être échangés entre deux DEI. Par exemple,cette fonctionnalité peut être utilisée pour envoyer desinformations telles que l'état de l'appareil de coupure principalou des signaux d'interdéclenchement au DEI distant. Un DEIpeut communiquer avec un maximum de 4 DEI éloignés.

Le module de communication des données (LDCM) est utilisépour la communication entre les DEI situés à des distances < ouentre le DEI et un convertisseur optique-électrique avecinterface G.703 ou G.703E1 situé à une distance < 3 km/1,9miles. Le module LDCM échange des données avec un autremodule LDCM. Le format standard IEEE/ANSI C37.94 estutilisé.

18. Description du matériel

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

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

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

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

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



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nécessitant un temps de fonctionnement réduit. Huit entréesbinaires à isolation optique permettent l'entrée desinformations binaires requises.

Module d'entrées mA MIMLe module d'entrées milli-ampère est utilisé comme interfacepour les signaux de transducteur dans la plage –20 à +20 mA,issus par exemple de la position des transducteurs de position,de température ou de pression de l'OLTC (Régleur en charge).Le module dispose de six canaux indépendants à isolationgalvanique.

Module Ethernet optique OEMLe module Ethernet rapide optique est utilisé pour lacommunication rapide et sans interférence des données desynchrophaseur via les protocoles IEEE C37.118 et/ou IEEE1344. Il est également utilisé pour connecter un DEI aux bus decommunication (tels que le bus de poste) qui utilisent leprotocole CEI 61850-8-1 (ports A et B à l'arrière de l'OEM). Lebus de processus utilise le protocole CEI 61850-9-2LE (ports Cet D à l'arrière de l'OEM). Le module dispose d'un ou de deuxports optiques avec connecteurs ST.

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

Module de synchronisation de l'horloge GPS GTMCe module inclut un récepteur GPS utilisé pour lasynchronisation d'horloge. Le GPS dispose d'un connecteurSMA pour le raccordement d'une antenne. Il inclut égalementune sortie à connecteur PPS ST optique.

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

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

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

Par ailleurs, des connecteurs de type cosse annulaire ou àcompression peuvent également être commandés.

Configuration et dimensionsDimensions

CB

D

E

A

IEC08000163-2-en.vsd

IEC08000163 V2 EN

Figure 5. Boîtier avec cache arrière



ABB 29

xx08000165.vsd

JG

F

K

H

IEC08000165 V1 EN

Figure 6. Boîtier avec cache arrière et avec kit de montage pourchâssis de 19"

IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN

Figure 7. Un DEI de taille 1/2 x 19” côte à côte avec RHGS6.

Dimension duboîtier (mm)/(pouces)

A B C D E F G H J K

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

223,7/8,81

242,1/9,53

255,8/10,07

205,7/8,10

190,5/7,50

203,7/8,02

- 228,6/9,00

-

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

336,0/13,23

242,1/9,53

255,8/10,07

318,0/12,52

190,5/7,50

316,0/12,4

- 228,6/9,00

-

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

448,3/17,65

242,1/9,53

255,8/10,07

430,3/16,86

190,5/7,50

428,3/16,86

465,1/18,31

228,6/9,00

482,6/19,00

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

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

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



• Kit pour montage mural

Voir Commande pour obtenir des détails sur les solutions demontage disponibles.



30 ABB

19. Schémas de raccordement

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

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

Schémas de raccordement pour les produits personnalisés

Schéma de raccordement, série 670 2.11MRK002801-AF

Schémas de raccordement pour les produits configurés

Schéma de raccordement, RES670 2.1, A201MRK002803-NA

Schéma de raccordement, RES670 2.1, B201MRK002803-NB

Schémas de raccordement pour les produits personnalisés

Schéma de raccordement, série 670 2.1 1MRK002802-AF



ABB 31

http://www.abb.com/substationautomation

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

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

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

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

20. Données techniques

Généralités

Définitions

Valeur deréférence :

Valeur spécifiée d'un facteur d'influence auquel se réfèrent les caractéristiques de l'équipement

Plage nominale : Plage de valeurs d'une grandeur (facteur) d'influence à l'intérieur de laquelle, sous conditions spécifiques, l'équipement satisfaitla demande spécifique

Plage de fonction‐nement :

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

Grandeurs d'entrée, valeurs nominales et limitesEntrées analogiques

Tableau 6. TRM - Grandeurs analogiques, valeurs nominales et limites pour les modules des transformateurs de protection

Grandeur Valeur nominale Plage nominale

Courant Ir = 1 ou 5 A (0.2-40) × Ir

Plage de fonctionnement (0-100) x Ir

Surcharge admise 4 × Ir cont.100 × Ir pendant 1 s *)

Charge < 150 mVA à Ir = 5 A< 20 mVA à Ir = 1 A

Tension c.a. Ur = 110 V 0,5-288 V

Plage de fonctionnement (0–340) V

Surcharge admise 420 V cont.450 V 10 s

Charge < 20 mVA à 110 V

Fréquence fr = 50/60 Hz ±5%

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



32 ABB

Tableau 7. TRM - Grandeurs analogiques, valeurs nominales et limites pour les modules des transformateurs de mesure


Courant Ir = 1 ou 5 A (0-1.8) × Irà Ir = 1 A(0-1.6) × Irà Ir = 5 A

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

Charge < 350 mVA à Ir = 5 A< 200 mVA à Ir = 1 A

Tension c.a. Ur = 110 V 0,5-288 V

Plage de fonctionnement (0–340) V

Surcharge admise 420 V cont.450 V 10 s

Charge < 20 mVA à 110 V

Fréquence fr = 50/60 Hz ±5%

Tableau 8. MIM - Module d'entrées mA

Grandeur : Valeur nominale : Plage nominale :

Résistance d'entrée Rin = 194 Ohm -

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

-

Puissance consomméechaque carte mAchaque entrée mA

£ 2 W£ 0,1 W

-

Tableau 9. OEM - Module optique pour Internet

Grandeur Valeur nominale

Nombre de canaux 1 ou 2 (port A, B pour CEI 61850-8-1 / IEEE C37.118 et port C, D pour CEI 61850-9-2LE / IEEEC37.118)

Norme IEEE 802.3u 100BASE-FX

Type de fibre Fibre multimode 62,5/125 mm

Longueur d'onde 1300 nm

Connecteur optique Type ST

Vitesse de communication Ethernet rapide 100 Mbit/s

Tension c.c. auxiliaire

Tableau 10. PSM - Module d'alimentation


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

EL ±20%EL ±20%

Puissance consommée Généralement 50 W -

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



ABB 33

Entrées et sorties binaires

Tableau 11. BIM - Module d'entrées binaires


Entrées binaires 16 -

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

RL ±20%RL ±20%RL ±20%RL ±20%

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

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

-

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

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

Filtre anti-rebonds Réglable 1–20ms

176 canaux d'entrées binaires maximumpeuvent être activés simultanément avec

des facteurs influents dans la plagenominale.

Tableau 12. BIM - Module d'entrées binaires avec capacités améliorées de comptage d'impulsions


Entrées binaires 16 -

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

RL ±20%RL ±20%RL ±20%RL ±20%

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

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

-

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

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

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

Filtre anti-rebonds Réglable 1-20 ms

176 canaux d'entrées binaires maximumpeuvent être activés simultanément avec

des facteurs influents dans la plagenominale.



34 ABB

Tableau 13. Module de sorties statiques SOM (norme de référence : CEI 61810-2) : Sorties binaires statiques

Fonction ou grandeur Déclenchement de sortie statique binaire

Tension nominale 48 - 60 V c.c. 110 - 250 V c.c.

Nombre de sorties 6 6

Impédance en position ouverte ~300 kΩ ~810 kΩ

Tension d'essai à travers un contact ouvert, 1 min Aucune séparation galvanique Aucune séparation galvanique

Capacité de supporter en permanence le courant :

En permanence 5A 5A

1,0 s 10A 10A

Pouvoir de fermeture pour une charge capacitiveavec une capacitance maximum de 0,2 μF :

0,2 s 30A 30A

1,0 s 10A 10A

Pouvoir de coupure pour c.c. avec L/R ≤ 40 ms 48V / 1A 110V / 0,4A

60V / 0,75A 125V / 0,35A

220V / 0,2A

250V / 0,15A

Temps de fonctionnement <1ms <1ms

Tableau 14. Données du module de sorties statiques SOM (norme de référence : CEI 61810-2) : Sorties à relais électromécaniques

Fonction ou grandeur Relais de déclenchement et de signalisation

Tension maxi. du système 250V CA/CC

Nombre de sorties 6

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

Capacité de supporter en permanence le courant :

En permanence 8A

1,0 s 10A

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

0,2 s 30A

1,0 s 10A

Pouvoir de coupure pour c.c. avec L/R ≤ 40 ms 48V / 1A

110V / 0,4A

125V / 0,35A

220V / 0,2A

250V / 0,15A



ABB 35

Tableau 15. BOM - Données des contacts du module de sorties binaires (norme de référence : CEI 61810-2)

Fonction ou grandeur Relais de déclenchement et designalisation

Sorties binaires 24

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

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

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

8 A10 A12 A

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

30 A10 A

Pouvoir de coupure pour c.a., cos j>0.4 250 V/8.0 A

Pouvoir de coupure pour c.c. avec L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

Facteurs d'influence

Tableau 16. Influence de la température et de l'humidité

Paramètre Valeur de référence Plage nominale Influence

Température ambiante, valeur defonctionnement

+20°C -10 °C à +55°C 0.02% / °C

Humidité relativePlage de fonctionnement

10 %-90 %0 %-95 %

10 %-90 % -

Température de stockage - -40 °C à +70 °C -

Tableau 17. Influence de la tension d'alimentation auxiliaire c.c. sur les fonctionnalités pendant l'exploitation

Dépendance Valeur deréférence

Dans plagenominale

Influence

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

maxi. 2%Redressement àdouble alternance

15 % de EL 0.01% / %

Dépendance en tension auxiliaire, valeurde fonctionnement

± 20 % de EL 0.01% / %

Interruption de la tension auxiliaire c.c

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

Intervalled'interruption0–50 ms

Pas de redémarrage

0–∞ s Comportement correct en cas de coupure

Temps deredémarrage

<300 s



36 ABB

Tableau 18. Influence de la fréquence (étalon de référence : CEI 60255–1)

Dépendance Dans plage nominale Influence

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

± 1,0% / Hz

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

Essais de type conformément aux normes

Tableau 19. Compatibilité électromagnétique

Essai Valeurs d'essai de type Normes de référence

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

Essai d'immunité à l'onde oscillatoire amortie lente 100 kHz 2,5 kV CEI 61000-4-18, classe III

Essai d'immunité à l'onde sinusoïdale amortie, 100 kHz 2-4 kV CEI 61000-4-12, classe IV

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

IEEE/ANSI C37.90.1

Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte

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

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

Décharge électrostatiqueApplication directeApplication indirecte

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

IEEE/ANSI C37.90.1

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

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

CEI 60255-26, Zone A

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

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

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

CEI 61000-4-8, classe V

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

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

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

CEI 60255-26

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

IEEE/ANSI C37.90.2

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

Émission rayonnée 30-5000 MHz CEI 60255-26

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

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

Tableau 20. Isolement

Essai Valeurs d'essai de type Norme de référence

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

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

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



ABB 37

Tableau 21. Essais d'environnement

Essai Valeur d'essai de type Norme de référence

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

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

Essai de fonctionnement avec chaleursèche

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

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

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

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

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

CEI 60068-2-30

Tableau 22. Conformité CE

Essai Selon

Immunité EN 60255–26

Emissivité EN 60255–26

Directive basse tension EN 60255-27

Tableau 23. Essais mécaniques

Essai Valeurs d'essai de type Normes de référence

Essai de réponse aux vibrations Classe II CEI 60255-21-1

Essai d'endurance aux vibrations Classe I CEI 60255-21-1

Essai de réponse aux chocs Classe I CEI 60255-21-2

Essai de résistance aux chocs Classe I CEI 60255-21-2

Essai de secousses Classe I CEI 60255-21-2

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



38 ABB

Protection d'impédance

Tableau 24. Détection des oscillations de puissance ZMRPSB

Fonction Plage ou valeur Précision

Portée réactive (0.10-3000.00) W/phase

± 2,0% de précision statiqueConditions :Plage de tensions : (0,1-1,1) x UrPlage de courants : (0,5-30) x IrAngle : à 0 degré et 85 degrésPortée résistive (0,10–1000,00) W/boucle

Temps de fonctionnement de ladétection des pompages

(0,000-60,000) s ± 0,2% ou ±10 ms, en fonction de la plus grande valeur

Temps de fonctionnement de larécupération du deuxièmepompage


Courant de fonctionnementminimal

(5-30) % de IBase ±1.0% de Ir

Tableau 25. Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAM


Portée de l'impédance (0,00 - 1000,00) % de Zbase ±2.0% de Ur/(√3 ⋅ Ir)

Angle de démarrage rotor (90,0 - 130,0) degrés ±5.0 degrés

Angle de déclenchement rotor (15,0 - 90,0) degrés ±5.0 degrés

Compteurs de déclenchementsZone 1 et Zone 2

(1 - 20) -



ABB 39

Système de mesure de zone largeRES670 est conforme aux exigences de mesure desynchrophaseur de IEEE C37.118.1-2011, y compris lamodification (IEEE C37.118.1a-2014) pour les classes deperformances P et M. RES670 est également conforme auxexigences de transfert de données de synchrophaseur de IEEEC37.118.2-2011. Il existe deux types de noyaux detransformateur de courant dans RES670 : les noyaux deprotection et les noyaux de mesure. Grâce aux noyaux demesure, RES670 est conforme à toutes les exigences demesure de synchrophaseur. En cas d'utilisation du noyau deprotection, pour l'essai en régime établi "amplitude signal-

courant" (indiqué dans le Tableau 3 de la norme IEEEC37.118.1-2011), la conformité à la norme est limitée à la plagede courant entre 50 % et 200 % du courant nominal pour lesclasses P et M de la norme. En effet, les noyaux de protectionne sont pas conçus pour des mesures précises avec desniveaux de courant bas.

La conformité à la norme IEEE C37.118.1-2011 (y compris IEEEC37.118.1a-2014) est limitée aux taux de rapport jusqu'à 60trames par seconde, qui est une exigence de la norme. Cecisignifie 10, 25 et 50 trames par seconde pour une fréquence de50 Hz et 10, 12, 15, 20, 30 et 60 trames par seconde pour unefréquence de 60 Hz.



40 ABB

Protection de courant

Tableau 26. Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC

Fonction Plage de réglage Précision

Courant de fonctionnement, seuil 1- 4

(5-2500) % de lBase ±1.0% de Ir à I ≤ Ir±1,0 % de I à I > Ir

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

Courant de fonctionnementminimum, seuil 1 - 4


Angle caractéristique du relais(RCA)

(40.0-65.0) degrés ±2.0 degrés

Angle de fonctionnement du relais(ROA)

(40.0-89.0) degrés ±2.0 degrés

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

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

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

Temps de fonctionnementminimum pour courbes inverses,seuil 1 - 4

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

Caractéristiques à temps inverse,voir tableau 113, tableau 114 ettableau 115

16 types de courbes Voir tableau 113, tableau 114 ettableau 115

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

Min. = 15 ms -

Max. = 30 ms

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

Min. = 15 ms -

Max. = 30 ms

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

Min. = 5 msMax. = 20 ms

-

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


-

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

Marge de durée d'impulsion 15 ms typiquement -



ABB 41

Tableau 27. Protection à maximum de courant résiduel EF4PTOC - Données techniques


Courant de fonctionnement,seuil 1 - 4


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

Angle caractéristique du relais(RCA)(RCA)

(-180 à 180) degrés ±2.0 degrés

Courant de fonctionnement pourlibération directionnelle

(1-100) % de lBase Pour RCA ± 60 degrés :±2.5% de Ir à I ≤ Ir±2,5% de I à I > Ir

Temporisation indépendante de 0à 2 x Iréglage, seuils 1 - 4

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

Temps de fonctionnementminimum pour courbes inverses,seuil 1 - 4

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

Caractéristiques à temps inverse,voir tableau 113, tableau 114 ettableau 115

16 types de courbe Voir tableau 113, tableau 114 ettableau 115

Blocage par harmonique de rang2

(5-100) % de composante fondamentale ±2.0% de Ir

Tension de polarisation minimum (1–100) % de UBase ±0.5 % de Ur

Courant de polarisation minimal (2-100) % de IBase ±1.0% de Ir

Part réelle de la source Z utiliséepour la polarisation du courant

(0.50-1000.00) W/phase -

Part imaginaire de la source Zutilisée pour la polarisation ducourant

(0.50-3000.00) W/phase -

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


-

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


-

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


-

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


-





42 ABB

Tableau 28. Protection à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC


Courant de fonctionnement,seuil 1 - 4

(1-2500) % de lBase ±1.0% de Ir à I £ Ir±1,0 % de I à I > Ir

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

Temporisation indépendante de0 à 2 x Iréglage, seuils 1 - 4

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

Temps de fonctionnementminimum pour courbesinverses, seuil 1 - 4


Caractéristiques à tempsinverse, voir tableau 113,tableau 114 et tableau 115

16 types de courbe Voir tableau 113, tableau 114 ettableau 115

Courant de fonctionnementminimum, seuils 1 - 4

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

Angle caractéristique du relais(RCA)


Courant de fonctionnementpour libération directionnelle

(1-100) % de IBase Pour RCA ± 60 degrés :±2.5% de Ir à I ≤ Ir±2,5% de I à I > Ir

Tension de polarisationminimum

(1–100) % de UBase ±0.5 % de Ur

Courant de polarisation minimal (2-100) % de IBase ±1.0% de Ir

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

(0.50-1000.00) W/phase -

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

(0.50-3000.00) W/phase -

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


-

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


-

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


-

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


-



Dépassement transitoire <10 % à τ = 100 ms -



ABB 43

Tableau 29. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE


Seuil de fonctionnement pourle maximum de courantrésiduel 3I0·cosj

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

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

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

Seuil de fonctionnement pour3I0 et j maximum de courantrésiduel

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

Seuil de fonctionnement pourmaximum de courant nondirectionnel


Seuil de fonctionnement pourmaximum de tensionrésiduelle non directionnel

(1,00-200,00) % de UBase ±0.5 % de Ur à U £ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Courant de relâchementrésiduel pour tous modesdirectionnels


Tension de relâchementrésiduelle pour tous modesdirectionnels

(1,00-300,00) % de UBase ±0.5 % de Ur à U £ Ur± 0,5% de U à U > Ur

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

Min. = 40 ms

Max. = 65 ms

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

Min. = 40 ms

Max. = 65 ms

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

Min. = 110 ms

Max. = 160 ms

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

Min. = 20 ms

Max. = 60 ms

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

(0,000 – 60,000) s ±0,2 % ou ± 75 ms, en fonction de laplus grande valeur

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


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




44 ABB

Tableau 29. Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courant résiduel et de puissance homopolaire SDEPSDE, suite


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

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

Angle de caractéristique durelais (RCADir)


Angle de fonctionnement durelais (ROADir)

(0 à 90) degrés ±2.0 degrés

Tableau 30. Protection contre les surcharges thermiques, une constante de temps LCPTTR/LFPTTR


Courant de référence (2-400) % de IBase ±1.0% de Ir

Température de référence (0-300) °C, (0 - 600) °F ±1,0 °C, ±2,0 °F

Temps de fonctionnement :

2 2

2 2 2

ln p

Trip Amb

p ref

ref

I It

T TI I I

T

t-

=-

- - ×

é ùê úê úê úê úë û

EQUATION13000039 V2 EN (Équation 1)

TDécl.= température de fonctionnement assignéeTAmb = température ambianteTref = échauffement par rapport à la températureambiante à IrefIref = courant à charge de référenceI = courant réel mesuréIp = courant de charge avant surcharge

Constante de temps t = (1–1000) minutes

CEI 60255-149, ±5,0 % ou ±200 ms, en fonction de la plusgrande valeur

Température d'alarme (0-200)°C, (0-400)°F ±2,0 °C, ±4,0 °F

Température de fonctionnement (0-300) °C, (0-600) °F ±2,0 °C, ±4,0 °F

Température du seuil de réinitialisation (0-300) °C, (0-600) °F ±2,0 °C, ±4,0 °F

Tableau 31. Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP


Niveau de puissancepour Seuil 1 et Seuil 2

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

1.732r r rS U I= × ×

Angle caractéristiquepour Seuil 1 et Seuil 2

(-180.0-180.0) degrés ±2.0 degrés

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

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



ABB 45

Tableau 32. Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP


Niveau de puissancepour Seuil 1 et Seuil 2

(0.0–500.0) % de SBase

±1,0% de Sr à S ≤ Sr± 1,0 % de S à S > Sr

Angle caractéristiquepour Seuil 1 et Seuil 2

(-180.0-180.0) degrés ±2.0 degrés

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

Min. = 10 ms

Max. = 25 ms

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

Min. = 35 ms

Max. = 55 ms

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

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



46 ABB

Protection de tension

Tableau 33. Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV


Tension de fonctionnement, seuils bas et haut (1,0-100,0) % de UBase ±0.5 % de Ur

Hystérésis absolue (0,0-50,0) % de UBase ±0.5 % de Ur

Niveau de blocage interne, seuils 1 et 2 (1-50) % de UBase ±0.5 % de Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils 1 et 2, voirtableau 117

- Voir tableau 117

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

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

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

(0,000-60,000) s ±0,5% or ±40 ms, en fonction de laplus grande valeur

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

-

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

-

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

-

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

-

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




ABB 47

Tableau 34. Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV


Tension de fonctionnement, seuil 1 et 2 (1,0-200,0) % de UBase ±0.5% de Ur à U ≤ Ur±0.5% de U à U > Ur

Hystérésis absolue (0,0-50,0) % de UBase ±0.5% de Ur à U ≤ Ur±0.5% de U à U > Ur

Caractéristiques à temps inverse pour seuils 1 et 2, voirtableau 116

- Voir tableau 116

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

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

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

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

Temps de fonctionnement minimum, caractéristiques à tempsinverse

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

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

-

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

-

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

-

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

-

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




48 ABB

Protection de fréquence

Tableau 35. Protection à minimum de fréquence SAPTUF


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage, àtension triphasée symétrique

(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

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

Min. = 80 ms

-Max. = 95 ms

fn = 60 HzMin. = 65 ms

Max. = 80 ms

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

Min. = 15 msMax. = 30 ms -

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

(0,000-60,000)s ± 0,2% ou ±100 ms, en fonction de la plus grande valeur

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

(0,000-60,000)s ± 0,2% ou ±120 ms, en fonction de la plus grande valeur

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

± 1,0% ou ±120 ms, en fonction de la plus grande valeur

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 FR (Équation 2)

U=Umesuré

Tableau 36. Protection à maximum de fréquence SAPTOF


Valeur de fonctionnement, fonction de démarrage à tension triphaséesymétrique

(35,00-90,00) Hz ± 2,0 mHz

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

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

-

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

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

-

Temps de fonctionnement, fonction à temps défini de fréglage -0,02 Hz àfréglage +0.02 Hz

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

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

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



ABB 49

Tableau 37. Protection de taux de variation de fréquence SAPFRC


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

Valeur de fonctionnement, fréquence d'activation de la restauration (45,00-65,00) Hz ± 2,0 mHz

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

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

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

Tableau 38. Protection d'accumulation de fréquence FTAQFVR


Valeur de fonctionnement, limite supérieure defréquence à tension triphasée symétrique

(35,00 – 90,00) Hz ± 2,0 mHz

Valeur de fonctionnement, limite inférieure defréquence à tension triphasée symétrique

(30,00 – 85,00) Hz ± 2,0 mHz

Valeur de fonctionnement, limite de haute etbasse tension pour la vérification de limite debande de tensions

(0,0 – 200,0) % de UBase ±0.5 % de Ur à U ≤ Ur± 0,5% de U à U > Ur

Valeur de fonctionnement, seuil de courant dedémarrage

(5,0 – 100,0) % de IBase ±1.0% de Ir ou 0.01 A à I≤Ir

Temporisation indépendante pour la limite detemps continue de fréglage+0,02 Hz àfréglage-0,02 Hz

(0,0 – 6000,0) s ± 0,2% ou ±200 ms, en fonction de la plusgrande valeur

Temporisation indépendante pour la limite detemps cumulée de fréglage+0,02 Hz àfréglage-0,02 Hz

(10,0 – 90000,0) s ± 0,2% ou ±200 ms, en fonction de la plusgrande valeur



50 ABB

Protection multifonction

Tableau 39. Protection générale de courant et de tension CVGAPC


Entrée de courant de mesure phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Entrée de tension de mesure phase1, phase2, phase3, PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq, MaxPh, MinPh,UnbalancePh, phase1-phase2, phase2-phase3, phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

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

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

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


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


Maximum de courant (non directionnel) :

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

-

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

-


-


-

Minimum de courant :


-


-

Maximum de courant :

Caractéristiques à temps inverse, voir tableau 113, tableau 114 ettableau 115

16 types de courbe Voir tableau 113, 114 et tableau115


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


Niveau de tension où la mémoire de tension prend le relais (0,0 - 5,0) % de UBase ±0.5 % de Ur

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

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



ABB 51

Tableau 39. Protection générale de courant et de tension CVGAPC , suite


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


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


Maximum de tension :

Temps de démarrage de 0,8 à 1,2 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, de 1,2 à 0,8 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Minimum de tension :

Temps de démarrage de 1,2 à 0,8 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-

Temps de réinitialisation, de 1,2 à 0,8 x Uréglage Min. = 15 msMax. = 30 ms

-


Caractéristiques inverses, voir tableau 116 4 types de courbe Voir tableau 116


Caractéristiques inverses, voir tableau 117 3 types de courbe Voir tableau 117

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

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

Fonction directionnelle Réglable : NonDir, aval et amont -

Angle caractéristique du relais (RCA) (-180 à +180) degrés ±2.0 degrés

Angle de fonctionnement du relais (1 à 90) degrés ±2.0 degrés

Coefficient de retombée, maximum de courant > 95 % -

Coefficient de retombée, minimum de courant < 105% -

Coefficient de retombée, maximum de tension > 95 % -

Coefficient de retombée, minimum de tension < 105% -




Minimum de courant :

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



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



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




52 ABB

Tableau 40. Protection contre les défauts de terrebasée sur la Protection générale de courant et de tension (CVGAPC) et RXTTE4

Fonction Plage ou valeur

Pour les machines avec :

• tension nominale d’excitationjusqu'à

350 V c.c.

• excitateur statique avec tensiond'alimentation nominale jusqu'à

700 V 50/60 Hz

Tension d'alimentation 120 ou230 V

50/60 Hz

Valeur de résistance de défaut deterre de fonctionnement

Environ 1–20 kΩ

Influence des harmoniques dansla tension d'excitation CC.

Influence négligeable de 50 V,150 Hz ou 50 V, 300 Hz

Capacitance de fuite autorisée (1–5) μF

Résistance de mise à la terre del'arbre admissible

Maximum 200 Ω

Résistance de protection 220 Ω, 100 W, plate(la hauteur est de 160 mm(6,2 pouces) et la largeur de135 mm (5,31 pouces))



ABB 53

Surveillance du système secondaire (BT)

Tableau 41. Surveillance du circuit de courant CCSSPVC


Courant de fonctionnement (10-200) % de IBase ±10.0% de Ir à I ≤ Ir±10,0% de I à I > Ir

Coefficient de retombée, courantde fonctionnement

>90%

Courant de blocage (20-500) % de IBase ±5.0% de Ir à I ≤ Ir±5,0% de I à I > Ir

Coefficient de retombée, courantde blocage

>90% à (50-500) % de IBase

Tableau 42. Supervision fusion fusible FUFSPVC


Tension de fonctionnement, homopolaire (1-100) % de UBase ±0.5 % de Ur

Courant de fonctionnement, homopolaire (1-100) % de IBase ±0.5% de Ir

Tension de fonctionnement, composanteinverse

(1-100) % de UBase ±0.5 % de Ur

Courant de fonctionnement, inverse (1-100) % de IBase ±0.5% de Ir

Niveau de changement de la tension defonctionnement

(1-100) % de UBase ±10.0% de Ur

Niveau de changement du courant defonctionnement

(1-100) % de IBase ±10.0% de Ir

Tension de phase, de fonctionnement (1-100) % de UBase ±0.5 % de Ur

Courant de fonctionnement de phase (1-100) % de IBase ±0.5% de Ir

Tension de fonctionnement de phase de lignemorte

(1-100) % de UBase ±0.5 % de Ur

Courant de fonctionnement de phase de lignemorte

(1-100) % de IBase ±0.5% de Ir

Temps de fonctionnement, démarrage, 1 ph,de 1 à 0 x Ur


-

Temps de réinitialisation, démarrage, 1 ph,de 0 à 1 x Ur


-



54 ABB

Logique

Tableau 43. Logique de déclenchement, sortie triphasée commune SMPPTRC


Action de déclenchement 3-ph, 1/3-ph, 1/2/3-ph -

Durée minimum de l'impulsion dedéclenchement


Temps de déclenchementtriphasé


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

Tableau 44. Nombre d'instances SMPPTRC

Fonction Quantité avec durée du cycle

3 ms 8 ms 100 ms

SMPPTRC 6 - -

Tableau 45. Nombre d'instances TMAGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TMAGAPC 6 6 -

Tableau 46. Nombre d'instances ALMCALH


3 ms 8 ms 100 ms

ALMCALH - - 5

Tableau 47. Nombre d'instances WRNCALH


3 ms 8 ms 100 ms

WRNCALH - - 5

Tableau 48. Nombre d'instances INDCALH


3 ms 8 ms 100 ms

INDCALH - 5 -

Tableau 49. Nombre d'instances AND

Bloc logique Quantité avec durée du cycle

3 ms 8 ms 100 ms

AND 60 60 160



ABB 55

Tableau 50. Nombre d'instances GATE


3 ms 8 ms 100 ms

GATE 10 10 20

Tableau 51. Nombre d'instances INV


3 ms 8 ms 100 ms

INV 90 90 240

Tableau 52. Nombre d'instances LLD


3 ms 8 ms 100 ms

LLD 10 10 20

Tableau 53. Nombre d'instances OR


3 ms 8 ms 100 ms

OR 60 60 160

Tableau 54. Nombre d'instances PULSETIMER

Bloc logique Quantité avec durée du cycle Plage ou valeur Précision

3 ms 8 ms 100 ms

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

Tableau 55. Nombre d'instances RSMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORY 10 10 20

Tableau 56. Nombre d'instances SRMEMORY


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORY 10 10 20

Tableau 57. Nombre d'instances TIMERSET


3 ms 8 ms 100 ms

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



56 ABB

Tableau 58. Nombre d'instances XOR


3 ms 8 ms 100 ms

XOR 10 10 20

Tableau 59. Nombre d'instances ANDQT


3 ms 8 ms 100 ms

ANDQT - 20 100

Tableau 60. Nombre d'instances INDCOMBSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDCOMBSPQT - 10 10

Tableau 61. Nombre d'instances INDEXTSPQT


3 ms 8 ms 100 ms

INDEXTSPQT - 10 10

Tableau 62. Nombre d'instances INVALIDQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVALIDQT - 6 6

Tableau 63. Nombre d'instances INVERTERQT


3 ms 8 ms 100 ms

INVERTERQT - 20 100

Tableau 64. Nombre d'instances ORQT


3 ms 8 ms 100 ms

ORQT - 20 100

Tableau 65. Nombre d'instances PULSETIMERQT


3 ms 8 ms 100 ms

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



ABB 57

Tableau 66. Nombre d'instances RSMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

RSMEMORYQT - 10 30

Tableau 67. Nombre d'instances SRMEMORYQT


3 ms 8 ms 100 ms

SRMEMORYQT - 10 30

Tableau 68. Nombre d'instances TIMERSETQT


3 ms 8 ms 100 ms

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

Tableau 69. Nombre d'instances XORQT


3 ms 8 ms 100 ms

XORQT - 10 30

Tableau 70. Nombre d'instances dans l'ensemble de logique d'extension


3 ms 8 ms 100 ms

AND 40 40 100

GATE - - 49

INV 40 40 100

LLD - - 49

OR 40 40 100

PULSETIMER 5 5 49

SLGAPC 10 10 54

SRMEMORY - - 110

TIMERSET - - 49

VSGAPC 10 10 110

XOR - - 49

Tableau 71. Nombre d'instances B16I


3 ms 8 ms 100 ms

B16I 6 4 8



58 ABB

Tableau 72. Nombre d'instances BTIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

BTIGAPC 4 4 8

Tableau 73. Nombre d'instances IB16


3 ms 8 ms 100 ms

IB16 6 4 8

Tableau 74. Nombre d'instances ITBGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

ITBGAPC 4 4 8

Tableau 75. Intégrateur du temps écoulé avec supervision de la transgression des limites et des débordements TEIGAPC

Fonction Temps de cycle (ms) Plage ou valeur Précision

Intégration du délai écoulé 3 0 ~ 999 999,9 s ± 0,2% ou ±20 ms, en fonction de laplus grande valeur

8 0 ~ 999 999,9 s ± 0,2% ou ±100 ms, en fonction de laplus grande valeur

100 0 ~ 999 999,9 s ± 0,2% ou ±250 ms, en fonction de laplus grande valeur

Tableau 76. Nombre d'instances TEIGAPC


3 ms 8 ms 100 ms

TEIGAPC 4 4 4

Tableau 77. Compteur heures de fonctionnement TEILGAPC


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

Délai pour supervision des avertissements,tWarning

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

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



ABB 59

Surveillance

Tableau 78. Mesures CVMMXN


Fréquence (0.95-1.05) x fr ±2.0 mHz

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

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

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

±0.5% de Sr à S ≤0.5 x Sr

±0.5% de S à S > 0.5 x Sr

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ< 0.7

±0.2% de P

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

±0.5% de Sr à S ≤0.5 x Sr

±0.5% de S à S > 0.5 x Sr

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ircos φ> 0.7

±0.2% de Q

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

±0.5% de Sr à S ≤0.5 x Sr

±0.5% de S à S >0.5 x Sr

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ir

±0.2% de S

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

<0.02

(100 à 220) V(0,5-2,0) x Ir

<0.01

Tableau 79. Mesure du courant de phase CMMXU


Courant à charge symétrique (0.1-4.0) × Ir ±0.3% de Ir à I ≤ 0,5 × Ir± 0,3 % de I à I > 0.5 × Ir

Déphasage à charge symétrique (0.1-4.0) × Ir ±1.0 degré à 0.1 × Ir < I ≤ 0.5 × Ir±0.5 degré à 0.5 × Ir < I ≤ 4.0 × Ir

Tableau 80. Mesure de la tension entre phases VMMXU


Tension (10 à 300) V ±0.5% de U à U ≤ 50 V±0.2% de U à U > 50 V

Déphasage (10 à 300) V ±0.5 degré à U ≤ 50 V±0.2 degré à U > 50 V



60 ABB

Tableau 81. Mesure de la tension phase-neutre VNMMXU


Tension (5 à 175) V ±0.5% de U à U ≤ 50 V±0.2% de U à U > 50 V


Tableau 82. Mesure des composantes symétriques de courant CMSQI


Composante directe, I1 -Réglages triphasés

(0.1-4.0) × Ir ±0.3% de Ir à I ≤ 0,5 × Ir±0.3% de I à I > 0.5 × Ir

Composante homopolaire, 3I0 -Réglages triphasés


Composante inverse, I2 -Réglages triphasés


Déphasage (0.1-4.0) × Ir ±1.0 degré à 0.1 × Ir < I ≤ 0.5 × Ir±0.5 degré à 0.5 × Ir < I ≤ 4.0 × Ir

Tableau 83. Mesure des composantes symétriques de tension VMSQI


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

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

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


Tableau 84. Surveillance des signaux d'entrée mA


Fonction de mesure mA ±5, ±10, ±20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0.1% de la valeur réglée ± 0.005 mA

Courant maxi. duconvertisseur vers entrée

(-20.00 à +20.00) mA

Courant mini. du convertisseurvers entrée

(-20.00 à +20.00) mA

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

Seuil d'avertissement pourentrée

(-20.00 à +20.00) mA

Hystérésis d'alarme pourentrée

(0.0-20.0) mA



ABB 61

Tableau 85. Compteur de limite L4UFCNT


Valeur du compteur 0-65535 -

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

-

Tableau 86. Rapport perturbographique DRPRDRE


Temps avant défaut (0.05–9.90) s -

Temps après défaut (0,1-10,0) s -

Temps limite (0.5–10.0) s -

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

Résolution de l'horodatage 1 ms Voir tableau 109

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

-

Nombre maximum d'entrées binaires 96 -

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

30 -

Nombre maximum d'indications dans un rapport perturbographique 96 -

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

150 -

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

-

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

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

-

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

-

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



62 ABB

Tableau 87. Fonction de surveillance du gaz d'isolation SSIMG


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

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

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

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

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

Temps de réinitialisation de l'alarme depression

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

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

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

Temps de réinitialisation de l'alarme detempérature


Temporisation de verrouillage de latempérature


Tableau 88. Fonction de surveillance du liquide d'isolation SSIML


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

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

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

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

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

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

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

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

Temps de réinitialisation de l'alarme detempérature


Temporisation de verrouillage de latempérature




ABB 63

Tableau 89. Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR


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

(0 – 200) ms ±3 ms

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

Temporisation indépendante pour alarme dutemps d'armement du ressort

(0,00 – 60,00) s ± 0,2% ou ±30 ms, en fonction de la plus grandevaleur

Temporisation indépendante pour alarme depression du gaz


Temporisation indépendante pour verrouillagede la pression du gaz


Temps de mouvement du contact disjoncteur,ouverture et fermeture

±3 ms

Durée de vie restante du disjoncteur ±2 fonctionnements

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

Tableau 90. Liste d'événements

Fonction Valeur

Capacité de la mémoiretampon

Nombre maximum d'événements danscette liste

1000

Résolution 1 ms

Précision En fonction de la synchronisation de l'horloge

Tableau 91. Indications

Fonction Valeur


Nombre maximum d'indications présentées pour une seule perturbation 96

Nombre maximum de perturbations enregistrées 100

Tableau 92. Enregistreur d'événements

Fonction Valeur


Nombre maximum d'événements dans le rapport de perturbation 150

Nombre maximum de rapports de perturbation 100

Résolution 1 ms

Précision En fonction de lasynchroni-sation del'horloge

Tableau 93. Enregistreur des valeurs de déclenchement

Fonction Valeur


Nombre maximum d'entrées analogiques 30

Nombre maximum de rapports de perturbographie 100



64 ABB

Tableau 94. Perturbographe

Fonction Valeur

Capacité tampon Nombre maximum d'entrées analogiques 40

Nombre maximum d'entrées binaires 96

Nombre maximum de rapports perturbographiques 100

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

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

Tableau 95. Compteur de limite L4UFCNT


Valeur du compteur 0-65535 -

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

-



ABB 65

Mesures

Tableau 96. Logique du compteur d'impulsions PCFCNT

Fonction Plage de réglage Précision

Fréquence d'entrée Voir le module d'entrées binaires (BIM) -

Durée de cycle pour rapport dela valeur du compteur

(1-3600) s -

Tableau 97. Mesure d'énergie ETPMMTR


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

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



66 ABB

Communication interne du poste

Tableau 98. Protocoles de communication

Fonction Valeur

Protocole CEI 61850-8-1

Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX


Vitesse de communication des DEI 9600 ou 19200 Bd

Protocole DNP3.0

Vitesse de communication des DEI 300–19200 Bd

Protocole TCP/IP, Ethernet

Vitesse de communication des DEI 100 Mbit/s

Tableau 99. Protocole de communication CEI 61850-9-2

Fonction Valeur


Vitesse de communication des DEI 100BASE-FX

Tableau 100. Module galvanique de communication RS485

Quantité Plage ou valeur

Vitesse de communication 2400–19200 bauds

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

Tableau 101. CEI 62439-3 Édition 1 et Édition 2, protocole de redondance parallèle

Fonction Valeur

Vitesse de communication 100 Base-FX



ABB 67

MatérielDEI

Tableau 102. Boîtier

Matériau Tôle d'acier

Plaque frontale Profilé en tôle d'acier avec découpe pour l'IHM

Traitement de surface Acier Aluzink pré-conditionné

Finition Gris clair (RAL 7035)

Tableau 103. Niveau de protection contre l'eau et les poussières selon CEI 60529

Face avant IP40 (IP54 avec bande d'étanchéité)

Côtés, sommet et fond IP20

Côté arrière IP20 avec type compression à visIP10 avec bornes à cosse annulaire

Tableau 104. Poids

Taille du boîtier Poids

6U, 1/2 x 19" £ 10 kg/22 lb

6U, 3/4 x 19" £ 15 kg/33 lb

6U, 1/1 x 19" £ 18 kg/40 lb

Sécurité électrique

Tableau 105. Sécurité électrique suivant CEI 60255-27

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

Catégorie maximumtension

III

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

Système de connexion

Tableau 106. Connecteurs de circuit TC et TP

Type de connecteur Tension et courant nominaux Surface maximum duconducteur

Type de compression à vis 250 V c.a., 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

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

Tableau 107. Connecteurs d'alimentation auxiliaire et d'E/S binaires

Type de connecteur Tension nominale Surface maximum duconducteur

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

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



68 ABB

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

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



ABB 69

Fonctions de base du DEI

Tableau 108. Autosurveillance avec liste d'événements internes

Donnée Valeur

Méthode d'enregistrement En permanence, activé par événement

Taille de la liste 40 événements, premier entré premier sortie

Tableau 109. Synchronisation d'horloge, horodatage

Fonction Valeur

Précision de l'horodatage des données de synchrophaseur ± 1 µs

Tableau 110. Module de synchronisation de l'horloge GPS (GTM)


Récepteur – ±1 µs relatif UTC

Temps par rapport à la référence temporelle fiable avecantenne dans la nouvelle position ou après une perte depuissance d'une durée supérieure à 1 mois

<30 minutes –

Temps par rapport à la référence temporelle fiable aprèsune perte de puissance d'une durée supérieure à 48heures

<15 minutes –

Temps par rapport à la référence temporelle fiable aprèsune perte de puissance d'une durée supérieure à 48heures

<5 minutes –

Tableau 111. GPS – Antenne et câble

Fonction Valeur

Atténuation max du câble d'antenne 26 db @ 1,6 GHz

Impédance du câble d'antenne 50 ohm

Protection contre la foudre Doit être fournie en externe

Connecteur du câble d'antenne SMA côté récepteurTNC côté antenne

Précision +/-1μs



70 ABB

Tableau 112. IRIG-B

Quantité Valeur nominale

Nombre de canaux IRIG-B 1

Nombre de canaux optiques 1

Connecteur électrique :

Connecteur électrique IRIG-B BNC

Modulation d’impulsion en durée 5 Vpp

Modulation d'amplitude– bas niveau– haut niveau

1-3 Vpp3 x bas niveau, maxi 9 Vpp

Formats pris en charge IRIG-B 00x, IRIG-B 12x

Précision +/-10 μs pour IRIG-B 00x et +/-100 μs pour IRIG-B 12x

Impédance d'entrée 100 kOhm

Connecteur optique :

Connecteur optique IRIG-B Type ST

Type de fibre Fibre multimode 62,5/125 μm

Formats pris en charge IRIG-B 00x

Précision +/- 1μs



ABB 71

Caractéristique à temps inverse

Tableau 113. Caractéristiques à temps inverse ANSI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 FR

Caractéristique de réinitialisation :

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imesuré/Iréglage

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

ANSI/IEEE C37.112,± 2,0 % ou ± 40 ms, enfonction de la plusgrande valeur

Extrêmement inverse ANSI A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1

Très inverse ANSI A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

Normalement inverse ANSI A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

Modérément inverse ANSI A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

Extrêmement inverse longue durée ANSI A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

Très inverse longue durée ANSI A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46

Inverse longue durée ANSI A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6



72 ABB

Tableau 114. Caractéristiques à temps inverse CEI


Caractéristique de fonctionnement :

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I




CEI 60255-151, ±2,0%ou ±40 ms, en fonctionde la plus grande valeur

Normalement inverse CEI A=0,14, P=0,02

Très inverse CEI A=13,5, P=1,0

Inverse CEI A=0,14, P=0,02

Extrêmement inverse CEI A=80,0, P=2,0

Inverse de courte durée CEI A=0,05, P=0,04

Inverse de longue durée CEI A=120, P=1,0

Caractéristique programmableCaractéristique de fonctionnement :

( )= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I C


Caractéristique de réinitialisation :

( )= ×

-PR

TRt k

I CR



k = (0,05-999) par pas de 0,01A=(0,005-200,000) par pas de 0,001B=(0,00-20,00) par pas de 0,01C=(0,1-10,0) par pas de 0,1P=(0,005-3,000) par pas de 0,001TR=(0,005-100,000) par pas de 0,001CR=(0,1-10,0) par pas de 0,1PR=(0,005-3,000) par pas de 0,001

Tableau 115. Caractéristiques à temps inverse de type RI et RD


Caractéristique inverse de type RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 FR



CEI 60255-151, ±2,0%ou ±40 ms, en fonctionde la plus grande valeur

Caractéristique inverse logarithmique detype RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink





ABB 73

Tableau 116. Caractéristique à temps inverse pour la protection à maximum de tension


Courbe de type A :

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = UréglageU = Umesuré

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 ± 5,0% ou ±45 ms, enfonction de la plusgrande valeur

Courbe de type B :

2.0

480

32 0.5

=⋅

− >⋅ −

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1437-SMALL V2 EN

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

Courbe de type C :

3.0

480

32 0.5

=⋅

⋅ −− >

0.035+

>

tk

U U

UEQUATION1438-SMALL V2 EN

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

Courbe programmable :

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) par pas de 0,01A = (0,005-200,000) par pas de 0,001B = (0,50-100,00) par pas de 0,01C = (0,0-1,0) par pas de 0,1D = (0,000-60,000) par pas de 0,001P = (0,000-3,000) par pas de 0,001



74 ABB

Tableau 117. Caractéristique à temps inverse pour la protection à minimum de tension


Courbe de type A :

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = UréglageU = Umesuré

k = (0,05-1,10) par pas de 0,01 ± 5,0% ou ±45 ms, enfonction de la plus grandevaleur

Courbe de type B :

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U



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

Courbe programmable :

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U



k = (0,05-1,10) par pas de 0,01A = (0,005-200,000) par pas de 0,001B = (0,50-100,00) par pas de 0,01C = (0,0-1,0) par pas de 0,1D = (0,000-60,000) par pas de 0,001P = (0,000-3,000) par pas de 0,001



ABB 75

21. Code pour passer des commandes pour DEI personnalisé

Tableau 118. Instructions générales

Marche à suivreLire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour passer les commandes sans problème.Reportez-vous au tableau des fonctions disponibles pour les fonctions d'application intégrées.Le PCM600 peut être utilisé pour apporter des modifications et/ou des ajouts à la configuration d'usine du modèle pré-configuré.

Tableau 119. Exemple de code de commande

Pour obtenir le code de commande complet, combiner les codes des tableaux de sélection, comme dans l'exemple ci-dessous.La quantité voulue pour chaque tableau doit être sélectionnée ; si aucune sélection n'est possible, le code est 0.Exemple de code complet : RES670*2.1-F00X00 - A00000000000000 - B000000000000000100020000 - C06000666660000004400000000 - D22000000 - E66600 - F6- S0 - G220 - H00000000000 - K00000000 - L11 - M080 - P0111001100110 - B1X0 - AC - MB - B - A3X0 - D1AN1 - FSXX - XD

Définition du produit - Protection différentielle -RES670* 2,1 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protection d'impédance -B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protection de courant -C 0 00 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Protection de tension - Protection de fréquence - Protection à multi-utilités

- Calcul général -

D 0 0 0 0 0 0 - E - F - S -

Surveillance du systèmesecondaire

- Contrôle-commande -

G 0 - H 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

Schéma de téléprotection - Logique - Surveillance -K 0 0 0 0 0 0 0 0 - L - M 0 -

Communication interne du poste -P -

Langue - Boîtier etmontage

- Connexion etalimentation

- IHM

- Entréeanalogique

- Entrée/sortie binaire -

B1 - - - - - -

Communication série à l’extrémité éloignée - Unité de communication série pour communication interne du poste - X

Tableau 120. Définition du produit

RES670* 2,1 X00

Tableau 121. Définition du produit pour passer des commandes

Produit RES670*Version logicielle 2,1Autres configurations possiblesUnité de mesure de phaseur RES670 F00Unité de mesure de phaseur RES670 61850-9-2LE N00Sélection : Configuration ACTPas de configuration ACT téléchargée X00



76 ABB

Tableau 122. Protection différentielle

Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 123. Protection d'impédance

Position

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 124. Fonctions d'impédance

Fonction ID fonction N° de commande Position

Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Détection des oscillations de puissance ZMRPSB 1MRK005907-UA 16 0-1 Protection contre les ruptures de synchronisme OOSPPAM 1MRK005908-GA 20 0-2

Tableau 125. Protection de courant

Position

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

C 0 00 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 126. Fonctions de courant


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection à maximum de courant de phase à quatre seuils OC4PTOC 1MRK005910-BB 2 0-6 Protection à maximum de courant résiduel à quatre seuils EF4PTOC 1MRK005910-EC 5 0-6 Protection directionnelle à maximum de courant inverse à quatre seuils NS4PTOC 1MRK005910-FB 6 0-6 Protection directionnelle sensible de maximum d'intensité de courantrésiduel et de puissance homopolaire

SDEPSDE 1MRK005910-GA 7 0-6

Protection de surcharge thermique, une constante de temps, Celsius LCPTTR 1MRK005911-BA 8 0-6 Protection de surcharge thermique, une constante de temps, Fahrenheit LFPTTR 1MRK005911-AA 9 0-6 Protection directionnelle à minimum de puissance GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-4 Protection directionnelle à maximum de puissance GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-4

Tableau 127. Protection de tension

Position 1 2 3 4 5 6 7 8

D 0 0 0 0 0 0

Tableau 128. Fonctions de tension


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection à minimum de tension à deux seuils UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-4 Protection à maximum de tension à deux seuils OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-4

Tableau 129. Protection de fréquence

Position 1 2 3 4

E



ABB 77

Tableau 130. Fonctions de fréquence

Fonction ID fonction N° de commande position

Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection à minimum de fréquence SAPTUF 1MRK005914-AA 1 0-6 Protection à maximum de fréquence SAPTOF 1MRK005914-BA 2 0-6 Protection de taux de variation de fréquence SAPFRC 1MRK005914-CA 3 0-6 Protection d’accumulation de la durée du temps de fréquence FTAQFVR 1MRK005914-DB 4 00-04

Tableau 131. Protection à multi-utilités

Position 1

F

Tableau 132. Fonction à multi-utilités


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Protection générale de courant et de tension CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-8

Tableau 133. Calcul général

Position 1

S

Tableau 134. Fonctions de calcul général


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Filtre multifonction SMAIHPAC 1MRK005915-KA 1 0-6

Tableau 135. Surveillance du système secondaire

Position 1 2 3

G 0

Tableau 136. Fonctions de surveillance du système secondaire


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Surveillance de circuit de courant CCSSPVC 1MRK005916-AA 1 0-5 Supervision fusion fusible FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-4

Tableau 137. Contrôle-commande

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

H 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 138. Schéma de téléprotection

Position 1 2 3 4 5 6 7 8

K 0 0 0 0 0 0 0 0

Tableau 139. Logique

Position 1 2

L



78 ABB

Tableau 140. Fonctions logiques


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

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

Tableau 141. Surveillance

Position 1 2

M 0

Tableau 142. fonctions de surveillance


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Surveillance de l'état du disjoncteur SSCBR 1MRK005924-HA 1 00-18

Tableau 143. Communication interne du poste

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

P



ABB 79

Tableau 144. Fonctions de communication interne du poste


Qtédisponible

Qtésélectionnée

Notes etrègles

Communication de bus de processus CEI 61850-9-2 1MRK005930-TA 1 0 si F00estsélectionné, 6 si N00estsélectionné

Remarque :Qtépersonnalisée RES670= 0, QtéRES67061850-9-2 =6

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 PRP 1MRK002924-YB 2 0-1 Remarque :non valablepourRES67061850-9-2LE lorsque laquantité doitêtre 0.Remarque :nécessiteOEM2 canaux.

Rapport de protocole via IEEE 1344 et C37.118 PMUREPORT 1MRK005928-VP 3 1-2 Remarque :La qté dePHASORREPORT1doit êtreégale à laqté dePMUREPORT

Rapport de protocole de Données de Phaseur via IEEE 1344 etC37.118_Canaux 1-8

PHASORREPORT1 1MRK005928-VC 4 1-2


PHASORREPORT2 1MRK005928-VD 5 0-2 Remarque :La qté dePHASORREPORT,ANALOGREPORT etBINARYREPORT doitêtre égaleouinférieure àPMUREPORT


PHASORREPORT3 1MRK005928-VE 6 0-2


PHASORREPORT4 1MRK005928-VF 7 0-2

Rapport de protocole de Données Analogiques via IEEE 1344 etC37.118_Canaux 1-8

ANALOGREPORT1 1MRK005928-VG 8 0-2


ANALOGREPORT2 1MRK005928-VH 9 0-2


ANALOGREPORT3 1MRK005928-VK 10 0-2

Rapport de protocole de Données Binaires via IEEE 1344 etC37.118_Canaux 1-8

BINARYREPORT1 1MRK005928-VL 11 0-2


BINARYREPORT2 1MRK005928-VM 12 0-2


BINARYREPORT3 1MRK005928-VN 13 0-2

Tableau 145. Sélection de langue

Première langue de dialogue de l'IHM locale Sélection Notes et règles

Langue de l'IHM, Anglais CEI B1 Langue supplémentaire de l'IHM Pas de langue supplémentaire de l'IHM X0 Langue de l'IHM, Anglais (Etats-Unis) A12 Sélectionné

Tableau 146. Sélection du boîtier

Boîtier Sélection Notes et règles

Boîtier 1/2 x 19" A Rack 3/4 x 19", 1 encoche TRM B Boîtier 3/4 x 19", 2 encoches TRM C Boîtier 1/1 x 19", 1 encoche TRM D Boîtier 1/1 x 19", 2 encoches TRM E Sélectionné



80 ABB

Tableau 147. Sélection du montage

Détails de montage en façade avec protection IP40 Sélection Notes et règles

Pas de kit de montage inclus X Kit de montage rack 19" pour boîtier 1/2 x 19" de 2xRHGS6 ou RHGS12 A Kit de montage rack 19" pour boîtier 3/4 x 19" ou 3xRHGS6 B Kit de montage rack 19" pour boîtier 1/1 x 19" C Kit pour montage mural D Remarque : Montage mural non

recommandé pour les modules decommunication avec connexionfibre (SLM, OEM, LDCM)

Kit pour montage encastré E Kit pour montage encastré + joint de fixation IP54 F Sélectionné

Tableau 148. Type de connexion pour modules d’alimentation auxiliaire

Sélection Notes et règles

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

Tableau 149. Type de connexion pour modules d'entrées/sorties


Bornes à compression P Bornes à cosse annulaire R Sélectionné

Tableau 150. Sélection de l'Interface Homme-Machine (IHM)

Interface matérielle Homme-Machine Sélection Notes et règles

Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier CEI B Taille moyenne - afficheur graphique, symboles clavier ANSI C Sélectionné



ABB 81

Tableau 151. Sélection de système analogique

Système analogique Sélection Notes et règles

Pas de premier TRM inclus X0 Bornes à compression A Remarque : Seul le même type de

TRM (compression ou cosseannulaire) dans la même borne. Bornes à cosse annulaire B

Premier TRM 12I 1A, 50/60Hz 1 Premier TRM 12I 5A, 50/60Hz 2 Premier TRM 9I+3U 1A, 100/220V, 50/60Hz 3 Premier TRM 9I+3U 5A, 100/220V, 50/60Hz 4 Premier TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V, 50/60Hz 5 Premier TRM 6I+6U 1A, 100/220V, 50/60Hz 6 Premier TRM 6I+6U 5A, 100/220V, 50/60Hz 7 Premier TRM 3IM, 1A + 4IP, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 17 Premier TRM 3IM, 5A + 4IP, 5A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 18 Pas de second TRM inclus X0 Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B Second TRM 12I 1A, 50/60Hz 1 Second TRM 12I 5A, 50/60Hz 2 Second TRM 9I+3U 1A, 100/220V, 50/60Hz 3 Second TRM 9I+3U 5A, 100/220V, 50/60Hz 4 Second TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V, 50/60Hz 5 Second TRM 6I+6U 1A, 100/220V, 50/60Hz 6 Second TRM 6I+6U 5A, 100/220V, 50/60Hz 7 Second TRM 3IM, 1A + 4IP, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 17 Second TRM 3IM, 5A + 4IP, 5A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 18 Sélectionné

Tableau 152. Quantité maximale de modules d'entrée/sortie

Remarque : Pour la commande de modules d'entrée/sortie, tenir compte des quantités maximales indiquées dans le tableau ci-dessous.

Tailles de boîtier BIM IOM BOM/SOM

MIM Maximum par boîtier

Boîtier 1/1 x 19”, un (1)TRM

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

Boîtier 1/1 x 19”, deux (2)TRM

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


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

Boîtier 3/4 x 19”, deux (2)TRM

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


3 3 3 1 3 cartes



82 ABB

Tableau 153. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires

Modules d'entrées/sortiesbinaires


Position de l'encoche(vue arrière) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Remarque ! Max. 3 positions dans

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

Boîtier 1/2 avec 1 TRM █ █ █ Boîtier 3/4 avec 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ Boîtier 3/4 avec 2 TRM █ █ █ █ █ Boîtier 1/1 avec 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Boîtier 1/1 avec 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Pas de carte dans

l'encocheX X X X X X X X X X X X X X

Module de sortiesbinaires, 24 relais desortie (BOM)

A A A A A A A A A A A A A A

BIM 16 entrées, RL24-30V c.c., 50 mA

B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1


C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1

BIM 16 entrées,RL110-125 V c.c., 50 mA

D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1


E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1

BIM 16 entrées, 220-250VDC, 120mA

E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2

BIMp 16 entrées,RL24-30 V c.c., 30 mA,pour le comptaged'impulsions

F F F F F F F F F F F F F F


G G G G G G G G G G G G G G


H H H H H H H H H H H H H H

BIM 16 entrées,RL220-250 V c.c., 30 mApour le comptaged'impulsions

K K K K K K K K K K K K K K

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL24-30 V c.c.,50 mA

L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1


M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1


N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1


P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1

IOM 8 entrées, 10+2relais de sorties, 220-250V c.c., 120mA

P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2

IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 24-30 V c.c.,30 mA

U U U U U U U U U U U U U U

IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 48-60 V c.c.,30 mA

V V V V V V V V V V V V V V

IOM avec 8 entrées MOV,10+2 sorties, 110-125 Vc.c., 30 mA

W W W W W W W W W W W W W W



ABB 83

Tableau 153. Sélection de modules d'entrées/sorties binaires, suiteModules d'entrées/sortiesbinaires



Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Module d'entrée mA MIM6 canaux

R R R R R R R R R R R R R R

Module de sortiesstatiques SOM, 12sorties, 48-60 V c.c.

T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Remarque : Le module SOM nedoit pas être placé dans lespositions suivantes : Boîtier 1/2encoche X51, boîtier 3/4 1 TRMencoche X101, boîtier 3/4 2 TRMencoche X71, boîtier 1/1 1 TRMencoche X161, boîtier 1/1 2 TRMencoche X131


T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Sélectionné.

Tableau 154. Sélection de la communication série d’extrémité éloignée

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


Position de l'encoche (vue arrière)X3

12

X313

X302

X303

X322

X323

Encoches disponibles dans boîtier 1/2, 3/4 et 1/1 avec 1 TRM █ █ █ █ Encoches disponibles dans boîtier 3/4 et 1/1 avec 2 TRM █ █ █ █ █ █ Carte de communication d’extrémité éloignée non incluse X X X X X X Module de synchronisation d'horloge IRIG-B F F F F F F Remarque : Seul un module

d'horloge IRIG-B ou GPS doit êtrecommandé.

Module galvanique de communication RS485 G G G G G G Module d'horloge GPS S S S S Remarque : Seul un module

d'horloge IRIG-B ou GPS doit êtrecommandé.

Sélectionné

Tableau 155. Sélection de l'unité de communication série pour communication interne du poste

Unité de communication série pour communication interne du poste Sélection Notes et règles

Position de l'encoche (vue arrière)

X301

X311

Pas de carte de communication incluse X X Module Ethernet optique, 1 canaux (verre) D Module Ethernet optique, 2

canaux (verre) à commander pourN00. Module Ethernet optique, 2 canaux (verre) E

Sélectionné. X



84 ABB

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

Marche à suivreLire attentivement et observer scrupuleusement la marche à suivre pour passer les commandes sans problème.Reportez-vous au tableau des fonctions disponibles pour les fonctions d'application intégrées.Le PCM600 peut être utilisé pour apporter des modifications et/ou des ajouts à la configuration d'usine du DEI pré-configuré.

Pour connaître l'intégralité du code de commande, associer les codes des tableaux, comme dans l'exemple ci-dessous.Code d'exemple : RES670*2.1-A20-B23C18C26F01G01M16P03-B1X0-B-B-MA-B3X0-AD1XXXXXX-FSXX-XD. Utilisation du code de chaque position N° 1-13 précisésous la forme RES670*1-2 2-3 3 3 3 3-4-5-6-7 8-9-10 10 10-11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11-12 12 12 12 12 12-13

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -RES670* 2,1 - - - - - . - -

10 - 11 - 12 - 13 - - -

Po

sitio

n

LOGICIEL #1 Notes et règles

Numéro de version N° de version 2,1

Sélection pour la position N° 1.

Autres configurations possibles #2 Notes et règles

3 cellules, jeu de barres simple A20 6 cellules, double jeu de barres B20 Configuration ACT Configuration standard ABB X00 Sélection pour la position N° 2.



ABB 85

Options logicielles #3 Notes et règles

Aucune option X00 Il n'est pas nécessaire de remplirtous les champs du bon decommande

Protection contre les oscillations de puissance et lesruptures de synchronisme - PMU

B23

Protection directionnelle de puissance - 3 cellules C18 Remarque : Uniquement dansA20

Protection directionnelle de puissance - 4 cellules C25 Remarque : Uniquement dansB20

Protection de courant - PMU - 3 cellules C26 Remarque : Uniquement dansA20

Protection de courant - PMU - 6 cellules C27 Remarque : Uniquement dansB20

Protection générale de courant et de tension F01 Remarque : Uniquement dansA20

Protection générale de courant et de tension —transformateur

F02 Remarque : Uniquement dansB20

Supervision du second système, simple jeu de barres G01 Remarque : Uniquement dansA20

Supervision du second système, double jeu de barres G02 Remarque : Uniquement dansB20

Surveillance d'état de disjoncteur - 18 disj. M16 Remarque : Uniquement dansB20

Surveillance d'état de disjoncteur - 9 disj. M17 Remarque : Uniquement dansA20

Protocole de redondance parallèle CEI 62439-3 P03 Remarque : nécessite OEM2 canaux.

Rapport de protocole de données de phaseur via IEEE1344 et C37.118, canaux 17-32, PMU2

P11 Remarque : Uniquement dansB20

Rapport de protocole de données analogiques via IEEE1344 et C37.118, canaux 9-24, PMU1

P12 Remarque : Uniquement dansA20. Une seule à sélectionner.

Rapport de protocole de données analogiques via IEEE1344 et C37.118, canaux 9-24, PMU1 et PMU2

P13

Rapport de protocole de données analogiques via IEEE1344 et C37.118, canaux 17-24, PMU1

P14 Remarque : Uniquement dansB20. Une seule à sélectionner.

Rapport de protocole de données analogiques via IEEE1344 et C37.118, canaux 17-24, PMU1 et PMU2

P15

Rapport de protocole de données binaires via IEEE1344 et C37.118, canaux 9-24, PMU1

P16 Remarque : Uniquement dansA20. Une seule à sélectionner.

Rapport de protocole de données binaires via IEEE1344 et C37.118, canaux 9-24, PMU1 et PMU2

P17

Rapport de protocole de données binaires via IEEE1344 et C37.118, canaux 17-24, PMU1

P18 Remarque : Uniquement dansB20. Une seule à sélectionner.

Rapport de protocole de données binaires via IEEE1344 et C37.118, canaux 17-24, PMU1 et PMU2

P19

Sélection pour la position N° 3

Première langue de dialogue de l'IHM locale #4 Notes et règles

Langue de l'IHM, Anglais CEI B1 Langue de dialogue supplémentaire de l'IHM locale Pas de langue supplémentaire de l'IHM X0 Langue de l'IHM, Anglais (Etats-Unis) A12 Sélection pour la position N° 4. B1

Boîtier #5 Notes et règles

Boîtier 1/2 x 19" A Remarque : Uniquement dans A20 Boîtier 3/4 x 19", 1 emplacement TRM B Remarque : Uniquement dans A20 Boîtier 3/4 x 19", 2 emplacements TRM C Remarque : Uniquement dans B20 Boîtier 1/1 x 19", 1 emplacement TRM D Remarque : Uniquement dans A20 Boîtier 1/1 x 19", 2 emplacement TRM E Remarque : Uniquement dans B20 Sélection pour la position N° 5.



86 ABB

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

Pas de kit de montage inclus X Kit de montage rack 19" pour boîtier 1/2 x 19" de 2xRHGS6 ou RHGS12 A Remarque : Uniquement dans A20 Kit de montage rack 19" pour boîtier 3/4 x 19" ou 3xRHGS6 B Kit de montage rack 19" pour boîtier 1/1 x 19" C Kit pour montage mural D Remarque : Montage mural non

recommandé pour les modules decommunication avec connexionfibre (SLM, OEM, LDCM)

Kit pour montage encastré E Kit pour montage encastré + joint de fixation IP54 F Sélection pour la position N° 6.

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

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

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

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

Interface matérielle Homme-Machine #9 Notes et règles

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

Type de connexion pour les modules analogiques #10 Notes et règles

Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B Système analogique Premier TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Premier TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Pas de second TRM inclus X0 Remarque : B20 doit inclure un

second TRM Bornes à compression A Bornes à cosse annulaire B Second TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Remarque : Uniquement dans

B20 Second TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Remarque : Uniquement dans

B20 Sélection pour la position N° 10.



ABB 87

Module d'entrées/sortiesbinaires, cartes mA et desynchronisation d'horloge

#11 Notes et règles

Pour le comptage d'impulsions, par exemple la mesure de kWh, le BIM avec capacité avancée de comptage d'impulsions doit être utilisé.Remarque : 1 BIM et 1 BOM inclus dans A20 et B20

Position de l'encoche(vue arrière) X3

1

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Remarque : Max. 3 positions dans

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

Boîtier 1/2 avec 1 TRM █ █ █ Remarque : Uniquement dans A20Boîtier 3/4 avec 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ Remarque : Uniquement dans A20Boîtier 3/4 avec 2 TRM █ █ █ █ █ Remarque : Uniquement dans B20Boîtier 1/1 avec 1 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Remarque : Uniquement dans A20Boîtier 1/1 avec 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Remarque : Uniquement dans B20 Pas de carte dans

l'encocheX X X X X X X X X X X X X X

Module de sortiesbinaires, 24 relais desortie (BOM)

A A A A A A A A A A A A A Remarque : Maximum : 4 cartes(BOM+SOM+MIM).


B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1


C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1


D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1


E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1

BIM 16 entrées, 220-250VDC, 120mA

E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2


F F F F F F F F F F F F


G G G G G G G G G G G G


H H H H H H H H H H H H

BIM 16 entrées,RL220-250 V c.c., 30 mApour le comptaged'impulsions

K K K K K K K K K K K K


L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1


M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL110-125 Vc.c., 50 mA

N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1

IOM 8 entrées, 10+2sorties, RL220-250 Vc.c., 50 mA

P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1

IOM 8 entrées, 10+2relais de sorties, 220-250V c.c., 120mA

P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2


U U U U U U U U U U U U


V V V V V V V V V V V V


W W W W W W W W W W W W



88 ABB

Module d'entrées/sortiesbinaires, cartes mA et desynchronisation d'horloge


Pour le comptage d'impulsions, par exemple la mesure de kWh, le BIM avec capacité avancée de comptage d'impulsions doit être utilisé.Remarque : 1 BIM et 1 BOM inclus dans A20 et B20


Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y

Module d'entrée mA MIM6 canaux

R R R R R R R R R R R R Remarque : maximum 1 MIM dansboîtier 1/2.


T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Remarque : Le module SOM nedoit pas être placé dans lespositions suivantes : Boîtier 1/2encoche X51, boîtier 3/4 1 TRMencoche X101, boîtier 3/4 2 TRMencoche X71, boîtier 1/1 1 TRMencoche X161, boîtier 1/1 2 TRMencoche X131


T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2


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


Position de l'encoche (vue arrière)X3

12

X313

X302

X303

X322

X323

Encoches disponibles dans boîtier 1/2 avec 1 TRM █ █ █ █ Encoches disponibles dans boîtier 3/4 et 1/1 avec 1 TRM █ █ █ █ Encoches disponibles dans boîtier 3/4 et 1/1 avec 2 encoches TRM █ █ █ █ █ █ Carte de communication d’extrémité éloignée non incluse X X X X X X Module de synchronisation d'horloge IRIG-B F F F F F F Remarque : Seul un module

d'horloge IRIG-B ou GPS doit êtrecommandé

Module galvanique de communication RS485 G G G G G G Module horaire GPS S S S S Remarque : Seul un module

d'horloge IRIG-B ou GPS doit êtrecommandé


Unité de communication série pour communication interne du poste #13 Notes et règles

Position de l'encoche (vue arrière)

X301

X311

Première carte de communication non incluse X Deuxième carte de communication non incluse X Module Ethernet optique, 1 canaux (verre) D Remarque : Module Ethernet

optique toujours inclus, un doit êtrecommandé Module Ethernet optique, 2 canaux (verre) E

Sélection pour la position N° 13. X



ABB 89

23. Passer des commandes pour les accessoires

AccessoiresAntenne GPS et accessoires de montage

Antenne GPS, y compris kits de montage Quantité : 1MRK 001 640-AA

Câble pour antenne, 20 m (environ 65 pieds) Quantité : 1MRK 001 665-AA

Câble pour antenne, 40 m (environ 131 pieds) Quantité : 1MRK 001 665-BA

Dispositif d'essaiLe système d'essai COMBITEST prévu pour être utilisé avec lesDEI est décrit dans 1MRK 512 001-BEN et 1MRK 001024-CA.Reportez-vous au site Web :www.abb.com/substationautomation pour obtenir desinformations détaillées.

1 TRM Jeu de barres unique/2 TRM Jeu de barres double avec6 cellules avec neutre interne sur les circuits de courant (N° decommande RK926 315–AN).

1 TRM Jeu de barres unique/2 TRM Jeu de barres double avec6 cellules avec neutre externe sur les circuits de courant (N° decommande RK926 315–DB).

1 TRM/2 TRM avec neutre interne sur les circuits de courant (N°de commande RK926 315–AM).

1 TRM/2 TRM avec neutre externe sur les circuits de courant (N° de commande RK926 315–DC).

Les dispositifs d'essai de type RTXP 24 sont commandésséparément. Se reporter à la section Documents associés pourles références des documents correspondants.

Le boîtier RHGS 6 ou RHGS 12 avec RTXP 24 monté etinterrupteur marche/arrêt pour l'alimentation C.C. sontcommandés séparément. Se reporter à la section Documentsassociés pour les références des documents correspondants.

Panneau de protection

Panneau de protection arrière pour RHGS6, 6U, 1/4 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AE

Panneau arrière de protection pour boîtier, 6U, 1/2 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AC

Panneau arrière de protection pour boîtier, 6U, 3/4 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AB

Panneau arrière de protection pour boîtier, 6U, 1/1 x 19” Qté : 1MRK 002 420-AA

Combiflex

Commutateur à clé pour réglages

Commutateur à clé pour verrouillage des réglages au moyen de l'IHM à cristaux liquides Quantité : 1MRK 000 611-A

Remarque : Pour connecter le commutateur à clé, il convient d'utiliser des fils avec une douille Combiflex de 10A à une extrémité.

Kit de montage Numéro decommande

Kit pour montage juxtaposé Quantité : 1MRK 002 420-Z



90 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Outils de configuration et de surveillance

Câble de connexion avant entre l'IHM à cristaux liquides et l'ordinateur Qté : 1MRK 001 665-CA

Papier spécial pour étiquette LED format A 4, 1 paquet Qté : 1MRK 002 038-CA

Papier spécial pour étiquette LED format A 4, 1 paquet Qté : 1MRK 002 038-DA

Manuels

Remarque : Un (1) CD de raccordement du DEI, contenant la documentation utilisateur (manuel del'utilisateur, manuel technique, manuel d'installation, manuel et de mise en service, manuel d'application etguide de démarrage), les packages de connectivité et un modèle d'étiquette pour LED, est fourni avecchaque DEI.

Règle : Préciser le nombre de CD de raccordement du DEI supplémentaires requis. Quantité : 1MRK 002 290-AD



ABB 91

Documentation utilisateur

Règle : Préciser le nombre de manuels imprimés requis

Manuel d'application CEI Quantité : 1MRK 511 364-UEN

ANSI Quantité : 1MRK 511 316-UUS

Manuel technique CEI Quantité : 1MRK 511 365-UEN


Manuel de mise en service CEI Quantité : 1MRK 511 366-UEN


Manuel de protocole de communication, CEI 61850 Edition 1

CEI Quantité : 1MRK 511 349-UEN

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

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

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

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

Manuel de protocole decommunication, DNP


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

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


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




92 ABB

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


Recommandations de cyber-sécurité CEI Quantité : 1MRK 511 356-UEN

Informations de référence

À des fins de référence et de statistiques, nous vous remercions de nous fournir les données d'application suivantes :

Pays : Utilisateur final :

Nom de poste : Seuil de tension : kV

Documents associés

Documents associés au RES670 Numéros des documents

Manuel d'application CEI :1MRK 511 364-UENANSI :1MRK 511 364-UUS

Manuel de mise en service CEI :1MRK 511 366-UENANSI :1MRK 511 366-UUS

Guide de l'acheteur 1MRK 511 367-BEN

Manuel technique CEI :1MRK 511 365-UENANSI :1MRK 511 365-UUS

Certificat d'essai de type CEI :1MRK 511 367-TENANSI :1MRK 511 367-TUS

Manuels série 670 Numéros des documents

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

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

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

Manuel de protocole decommunication, DNP3

1MRK 511 348-UUS

Manuel de protocole decommunication, CEI 60870-5-103

1MRK 511 351-UEN

Manuel de protocole decommunication, CEI 61850Edition 1

1MRK 511 349-UEN

Manuel de protocole decommunication, CEI 61850Edition 2

1MRK 511 350-UEN

Manuel de protocole decommunication, LON

1MRK 511 352-UEN

Manuel de protocole decommunication, SPA

1MRK 511 353-UEN

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

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

Recommandations dedéploiement de cyber-sécurité

1MRK 511 356-UEN

Accessoires de connexion etd'installation

1MRK 513 003-BEN

Appareillage de test, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN



ABB 93

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Pour plus d'informations, contacter :

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SuèdeTéléphone +46 (0) 21 32 50 00

www.abb.com/substationautomation

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