Protection et contrôle de départ REF615€¦ · 1. Description Le REF615 est un relais de protection et de contrôle de départs conçu pour la protection, le contrôle, la mesure

Relion® série 615

Protection et contrôle de départREF615Guide de l'acheteur

Sommaire

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

2. Configurations standard................................................. 3

3. Fonctions de protection................................................21

4. Applications..................................................................21

5. Solutions ABB prises en charge................................... 30

6. Contrôle....................................................................... 31

7. Mesures....................................................................... 32

8. Qualité de l'énergie.......................................................32

9. Localisation de défaut...................................................32

10. Perturbographie.......................................................... 32

11. Journal des événements..............................................33

12. Données enregistrées..................................................33

13. Surveillance d'état ...................................................... 33

14. Surveillance du circuit de déclenchement.................... 33

15. Auto-surveillance.........................................................33

16. Surveillance fusion fusible............................................33

17. Surveillance du circuit courant.....................................33

18. Contrôle d'accès.........................................................33

19. Entrées et sorties........................................................ 34

20. Communication des postes.........................................36

21. Données techniques....................................................41

22. IHM locale................................................................... 81

23. Modes d'installation.................................................... 82

24. Boîtier de relais et bloc débrochable............................82

25. Sélection et informations de commande......................82

26. Accessoires pour la commande.................................. 83

27. Outils...........................................................................84

28. Cyber-sécurité.............................................................85

29. Schémas de raccordement......................................... 86

30. Certificats....................................................................92

31. Rapports d'inspection................................................. 92

32. Références..................................................................92

33. Fonctions, codes et symboles..................................... 93

34. Historique des révisions du document.........................98

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Marques déposées

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Protection et contrôle de départ 1MRS757308 DREF615 Version du produit: 5.0 FP1

2 ABB

1. DescriptionLe REF615 est un relais de protection et de contrôle de départsconçu pour la protection, le contrôle, la mesure et lasurveillance des réseaux de distribution publics et industriels, ycompris les réseaux de distribution radiaux, bouclés et maillésavec ou sans production d'énergie électrique distribuée. Le

REF615 fait partie de la gamme de produits Relion® d'ABB etde la série 615 des relais de protection et de contrôle. Les relaisde la série 615 se caractérisent par leur compacité et leurdébrochabilité.

De conception totalement innovante, la série 615 a été crééepour utiliser pleinement le potentiel de la norme CEI 61850 pourla communication et l'interopérabilité des dispositifsd'automatisation de postes électriques.

Le relais assure la protection principale des départs lignes etcâbles dans les réseaux de distribution. Le relais est égalementutilisé comme protection de secours dans les applicationsnécessitant un système de protection indépendant etredondant.

En fonction de la configuration standard choisie, le relais assurela protection des départs lignes et câbles aussi bien dans lesréseaux à neutre isolé, à neutre résistant, à neutre impédantqu'à neutre à la terre. Le relais peut être directement mis enservice dès que sa configuration standard est paramétrée avecles paramètres spécifiques de l'application.

Les relais de la série 615 prennent en charge un grand nombrede protocoles de communication, notamment CEI 61850

Édition 2, bus de processus suivant CEI 61850-9-2 LE,

CEI60870-5-103, Modbus® et DNP3. Le protocole decommunication Profibus DPV1 est pris en charge à l'aide duconvertisseur de protocole SPA-ZC 302.

2. Configurations standardREF615 dispose de douze configurations standard différentes.Il est possible de modifier la configuration standard des signauxà l'aide du diagramme matriciel des signaux ou de l'applicationgraphique du gestionnaire de DEI de protection et de contrôlePCM600. De plus, la fonction de configuration du PCM600prend en charge la création de fonctions logiques à plusieursniveaux en utilisant différents modules logiques comprenantdes temporisations et des bascules bistables. Il est possibled'adapter la configuration du relais aux exigences spécifiquesde l'utilisateur en combinant les fonctions de protection et lesblocs de fonctions logiques.

Le relais est livré avec les connexions par défaut décrites dansles schéma fonctionnels des entrées et sorties binaires, lesconnexions de fonction à fonction et les LED d'alarme.Certaines fonctions prises en charge dans le REF615 doiventêtre ajoutées avec l'outil de configuration d'application pourêtre disponibles dans le diagramme matriciel des signaux etdans le relais. Le sens direct de mesure des fonctions deprotection directionnelle va vers le départ.

Protection et contrôle de départ 1MRS757308 DREF615 Version du produit: 5.0 FP1 Publié: 2016-03-03

Révision: D

ABB 3

SUPERVISION ET SURVEILLANCE DE L'ÉTAT

ORAND

CONTROLE ET INDICATION 1) MESURES

RELAIS DE PROTECTION ET DE CONTROLE DE DEPART

PROTECTION IHM LOCALE

Objet Ctrle 2) Ind 3)

CB

DC

ES1) Vérifier la disponibilité des entrées/sorties

TOR dans la documentation technique2) Fonction de contrôle et d'indication

pour appareillage primaire

3) Fonction d'indication de l'état de l'appareil primaire

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances

Autre fonction à définir lors de la commande

OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

COMMUNICATION

Protocoles: CEI 61850-8-1 Modbus®

CEI 60870-5-103 DNP3Interfaces: Ethernet: TX (RJ45), FX (LC) Serial: Fibre de verre série (ST), RS-485, RS-232Protocoles redondants: HSR PRP RSTP

REF615 CONFIGURATIONSTANDARD

1 -

- -

- -

- I, Io, Uo- Supervision des valeurs limites- Composantes symétriques

4

1

Types d'interface analogique 1)

Transformateur de courant

Transformateur de tension1) Entrées transformateur classique

EGALEMENT DISPONIBLE

- Enregistreurs de défauts et de perturbations- Journal des événements et données enregistrées- Bouton-poussoir L/R (Local/A distance) sur l'IHM locale- Auto-surveillance- Synchronisation d'horloge : IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestion des utilisateurs- IHM Web

2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

2×Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Uo>59G

Io>>51N-2

3I>51P-1

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

2×3I>>

51P-2

OPTSOPTM

18×MAPMAP

Uo

Uo

Io

Io

3×

A

SOTFSOTF

GUID-030C217F-7B91-4739-9DAE-90D1E053EB53 V2 FR

Figure 1. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard A


4 ABB


ORAND





CB

DC


TOR dans la documentation technique

2) Fonction de contrôle et d'indication pour appareillage primaire


RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

COMMUNICATION


CEI 60870-5-103 DNP3Interfaces: Ethernet: TX (RJ45), FX (LC) Série: Fibre de verre série (ST), RS-485, RS-232Protocoles redondants: HSR PRP RSTP


1 -

2 3

1 2

B

- I, Io, Uo- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Mesure RTD/mA (option)- Composantes symétriques

4

1





- Enregistreurs de défauts et de perturbations- Journal des événements et données enregistrées- Module sorties ultra rapides (en option)- Bouton-poussoir L/R (Local/A distance) sur l'IHM locale- Auto-surveillance- Synchronisation d'horloge : IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestion des utilisateurs- IHM Web

2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Uo>59G

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

CBCMCBCM

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

OR OR

OPTSOPTM

PHIZHIZ

18×MAPMAP

6xRTD2xmA

Io>>51N-2

Uo

Io

Uo

3I

Io

3×

SOTFSOTF

3×2×Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

GUID-5E9640AA-129C-42CB-9E29-5480A9656B10 V2 FR

Figure 2. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard B


ABB 5


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

COMMUNICATION




1 -

- -

- -

C

- I, Io- Supervision des valeurs limites- Composantes symétriques

4

-




2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

Io>>51N-2

Io>>>50N/51N

2×Io>

51N-1

OPTSOPTM

18×MAPMAP

3I

Io

3×


- Enregistreurs de défauts et de perturbations- Journal des événements et données enregistrées- Bouton-poussoir L/R (Local/A distance) sur l'IHM locale- Auto-surveillance- Synchronisation d'horloge : IEEE 1588 v2, SNTP, IRIG-B- Gestion des utilisateurs- IHM Web

SOTFSOTF

GUID-5404DAD5-4FE4-4E91-8A18-31CC0812A09C V2 FR

Figure 3. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard C


6 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

COMMUNICATION




D

- I, Io- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Mesure RTD/mA (option)- Composantes symétriques

4

-




OPTSOPTM

2×TCSTCM

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

Io>>51N-2

3I>51P-1

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

2×3I>>

51P-2

CBCMCBCM

Io>>>50N/51N

2×Io>

51N-1Io>HA51NHA


94/86

18×MAPMAP

3I

Io

3×

1 -

2 3

1 2



SOTFSOTF

GUID-2907E142-1D1E-4109-9603-76FDF7A15F02 V2 FR

Figure 4. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard D


ABB 7


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION

Protocoles: CEI 61850-8-1/-9-2LE Modbus®


1 -

2 3

1 2

E

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Mesure RTD/mA (option)- Composantes symétriques

4

5




FUSEF60

CBCMCBCM

MCS 3IMCS 3I

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

OR

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

3×Uo>59G

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

2xRTD1xmA

PHIZHIZ

Io>>51N-2

3I

3I

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

Uo

Uo

Io

Io Io

Io

3×



SOTFSOTF

3×2×

CONFIGURATIONSTANDARD


94/86

GUID-4512CC4D-BAA4-49CD-BF84-7BA9628DC231 V2 FR

Figure 5. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard E


8 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION



1 -

2 3

1 2

F


4

5






2×3I>→67-1

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

OR OR

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

2xRTD1xmA

PHIZHIZ

Io>>51N-2

3I

UL1UL2UL3

Uo

Io

Io

UL1UL2UL3

UL1

UL2

UL3

Uo

3I

3×

Io

SOTFSOTF

3×2×



94/86

GUID-6130FC3E-1C25-479D-B922-BA263933D048 V2 FR

Figure 6. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard F


ABB 9


ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION

Protocoles: CEI 61850-8-1 CEI 61850-9-2LE Modbus®


G



MESURES

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Composantes symétriques


Capteur de courant 3

Capteur de tension 3

Transformateur de courant 11) Entrées capteurs combinés avec

entrée Io classique

CONTROLE ET INDICATION 1)


CB

DC





1 -

2 3

1 2

2×3I>→67-1

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

Io>>51N-2

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

OR

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

PHIZHIZ

18×MAPMAP

SYNC25

UL1

UL2

UL3

3I

Io

Uo

Io

3I

Io

UL1UL2UL3

3×

CEI 61850-9-2LE

SOTFSOTF

UL1UL2UL3

UL1

3×2×



94/86

GUID-3524788E-FDB0-4425-9949-C5CBD1301E75 V2 FR

Figure 7. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard G


10 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION



H


4

5






1 -

2 3

1 2

3I>51P-1

2×3I>>

51P-2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

I2/I1>46PD

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

3×3U<27

3×3U>59

3×Uo>59G

3×f>/f<,df/dt81

Io>>51N-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

Io>>>50N/51N

2xRTD1xmA

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

PHIZHIZ

2×Io>

51N-1

3I

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3 UL1

UL2

UL3

U12

U12

Uo

Uo

Io

Io

IoIo

3I

3×

SOTFSOTF

3×2×



94/86

GUID-345574F5-1790-43CF-BCD8-FE2C4EFF1CE5 V2 FR

Figure 8. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard H


ABB 11


ORAND





CB

DC


TOR dans la documentation technique2) Fonction de contrôle et d'indication

pour appareillage primaire


RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION



J


4

5






1 -

2 3

1 2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

3×f>/f<,df/dt81

2×3I>→67-1

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

OR OR

I2/I1>46PD

18×MAPMAP

Io>>51N-2

2xRTD1xmA

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

3I

UL1UL2UL3

U12

U12

Uo

Io

Io

UL1

UL2

UL3

Uo

3I

Io

UL1UL2UL3

PQUUBPQVUB

3×

UL1

UL2

UL3

SOTFSOTF

3×2×



94/86

GUID-8736C89A-53BA-49B3-95A1-3984B605504F V2 FR

Figure 9. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard J


12 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION



PQUUBPQVUB

K

- I, U, Io, Uo, P, Q, E, pf, f- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Composantes symétriques

5

5






1 -

2 3

1 2

3I>51P-1

3I>>51P-2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

3×2×

2×3U<27

2×3U>59

2×Uo>59G

3×f>/f<,df/dt81

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

Io>>>50N/51N

18×MAPMAP

2×TCSTCM

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

OPTSOPTM

3I>→67-1

3I>>→67-2

dIoHi>87NH

3Ith>F49F

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

Io>>51N-2

Io>→67N-1

Io>>→67N-2

FLOC21FL

2×Io>

51N-1

3I

3I

Uo

UL1

UL2

UL3

U12

U12

Io

Io

Io

Iob

UL1

UL2

UL3

Uo

3×

SOTFSOTF



94/86

GUID-8CD5AE89-755F-489F-8B47-DC1ADF541EE7 V2 FR

Figure 10. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard K


ABB 13


ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

REF615

COMMUNICATION

Protocoles: CEI 61850-8-1 CEI 61850-9-2LE Modbus®


L



MESURES

- I, U, Io, P, Q, E, pf, f- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Composantes symétriques

3

3


Capteur de courant

Capteur de tension

1Transformateur de courant1) Entrées capteurs combinés avec

entrée Io classique

CONTROLE ET INDICATION 1)


CB

DC





1 -

2 3

1 2

O→I79

2×I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL


94/86

3×2×

Io>>51N-2

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

18×MAPMAP

FLOC21FL

I2/I1>46PD

3I>51P-1

3I>>51P-2

P>/Q>32R/32O

Q>→, 3U<32Q, 27

PQUUBPQVUB

3I>→67-1

3I

Io

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

f>/f<,df/dt81

Io

Uo

IoIo

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

OR OR

2×U

L1U

L2U

L3

Io>51N-1

Io>>>50N/51N

Io>→Y67YN

VS78V

U<RT27RT

CEI 61850-9-2LE

3I3×

SOTFSOTF

SYNC25

2×

2×

2× 2×

6×

3×

2×

UL1

UL1UL2UL3



94/86

GUID-A240AB33-E70D-4471-A934-D2603FE3E6FE V2 FR

Figure 11. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard L


14 ABB


ORAND





CB

DC





RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

*

OR

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


Io/Uo

Valeur calculée

3× Réserve les entrées 3I pour la protection différentielle haute impédance lorsque cette fonction est utilisée

REF615

COMMUNICATION



N


4

5






1 -

2 3

1 2

SYNC25

O→I79

2×I2>46

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3×ARC

50L/50NL

3×2×

3I>>→67-2

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

MCS 3IMCS 3I

FUSEF60

CBCMCBCM

2×TCSTCM

OPTSOPTM

2×3I>

51P-13I>>

51P-2

I2/I1>46PD

3I

3I

UL1UL2UL3

U12

U12

Uo

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

6×f>/f<,df/dt81

UL1

UL2

UL3

Uo

VS78V

U<RT27RT

3×

P>/Q>32R/32O

Q>→, 3U<32Q, 27

Io

PQUUBPQVUB

Io

Io2×

3I>→67-1

UL1

UL2

UL3

3×

2xRTD1xmA

18×MAPMAP

FLOC21FL

SOTFSOTF

dHi_A>87A

dHi_B>87B

dHi_C>87C

* * *

MCS I_AMCS I_A

MCS I_BMCS I_B

MCS I_CMCS I_C

Io>>>50N/51N

Io>>51N-2

2×Io>

51N-1

PHIZHIZ

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

Io>HA51NHA

OR OR

Io>→Y67YN

* * *

Io>→Y67YN

2× 2×

2×



94/86


94/86

GUID-33D8F0DD-5B76-40C1-8FAB-EF75271C1F88 V2 FR

Figure 12. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard N


ABB 15

Tableau 1. Configurations standard

Description Conf. standard

Protection non directionnelle à maximum de courant et protection directionnelle de terre A

Protection non directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle de terre et surveillance del’état du disjoncteur (option RTD) B

Protection non directionnelle à maximum de courant et protection non directionnelle de terre C

Protection non directionnelle à maximum de courant, protection non directionnelle de terre et surveillance del’état du disjoncteur (option RTD) D

Protection non directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle de terre, mesures basées surla tension et surveillance de l’état du disjoncteur (option RTD) E

Protection directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle de terre, fonctions de mesure et deprotection basées sur la tension et surveillance de l’état du disjoncteur (option RTD) F

Protection directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle de terre, fonctions de mesure et deprotection basées sur la tension, surveillance de l’état du disjoncteur (entrées capteur et contrôle desynchronisme en option avec CEI 61850-9-2 LE) G

Protection non directionnelle à maximum de courant, protection non directionnelle de terre, fonctions demesure et de protection basées sur la tension et la fréquence, contrôle de synchronisme et surveillance del'état du disjoncteur (option RTD) H

Protection directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle de terre, fonctions de mesure et deprotection basées sur la tension et la fréquence, contrôle de synchronisme et surveillance de l'état dudisjoncteur (qualité de l'énergie en option et option RTD) J

Protection directionnelle et non directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle et nondirectionnelle de terre, protection différentielle de terre à haute impédance, fonctions de mesure et deprotection basées sur la tension et la fréquence, contrôle de synchronisme et surveillance de l'état dudisjoncteur (localisateur de défaut et qualité de l'énergie en option) K

Protection directionnelle et non directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle et nondirectionnelle de terre avec fonctions de mesure et de protection basées sur la puissance, la fréquence, latension et l'admittance de neutre multifréquence, et surveillance de l'état du disjoncteur (entrées capteur,qualité de l'énergie en option, localisateur de défaut, protection d'interconnexion et contrôle de synchronismeavec CEI 61850-9-2LE) L

Protection directionnelle et non directionnelle à maximum de courant, protection directionnelle et nondirectionnelle de terre avec fonctions de mesure et de protection basées sur la puissance, la fréquence, latension et l'admittance de neutre multifréquence, protection différentielle à haute impédance, contrôle desynchronisme et surveillance de l'état du disjoncteur (qualité de l'énergie en option, localisateur de défaut etprotection d'interconnexion) N


16 ABB

Tableau 2. Fonctions prises en charge

Fonction CEI 61850 A B C D E F G H J K L N

ProtectionProtection triphasée àmaximum de courant nondirectionnelle, seuil bas

PHLPTOC 1 1 1 1 1 1 1 2 2

Protection triphasée àmaximum de courant nondirectionnelle, seuil haut

PHHPTOC 2 2 2 2 2 2 1 1 1

Protection triphasée àmaximum de courant nondirectionnelle, seuilinstantané

PHIPTOC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Protection triphaséedirectionnelle à maximumde courant, seuil bas

DPHLPDOC 2 2 2 1 2 2

Protection triphaséedirectionnelle à maximumde courant, seuil haut

DPHHPDOC 1 1 1 1 1 1

Protection nondirectionnelle de terre,seuil bas

EFLPTOC 2 2 2 2 2 2

Protection nondirectionnelle de terre,seuil haut

EFHPTOC 1 1 1 1 1

Protection nondirectionnelle de terre,seuil instantané

EFIPTOC 1 1 1 1 1 1

Protection directionnellede terre, seuil bas

DEFLPDEF 21) 21) 2 2 22) 2 1 22) 2

Protection directionnellede terre, seuil haut

DEFHPDEF 11) 11) 1 1 12) 1 1 12) 1

Protection contre lesdéfauts de terre baséesur la mesure del'admittance3)

EFPADM (3)1)3) (3)1)3) (3)3) (3)3) (3)2)3) (3)3) (3)2)3) (3)3)

Protection contre lesdéfauts de terre baséesur la mesurewattmétrique3)

WPWDE (3)1)3) (3)1)3) (3)3) (3)3) (3)2)3) (3)3) (3)2)3) (3)3)

Protection contre lesdéfauts de terretransitoires/intermittents

INTRPTEF 14) 14) 14) 14) 14) 12)4) 14)

Protection contre lesdéfauts de terre baséesur la mesure desharmoniques 3)

HAEFPTOC (1)3)4) (1)3)4) (1)3)4) (1)3)4) (1)3)4) (1)3)4)

Protection nondirectionnelle contre lesdéfauts de terremultiples, avec Iocalculée

EFHPTOC 1 1 1 1 1 1 1

Protection à maximum decourant inverse

NSPTOC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Protection contre lesdiscontinuités de phase

PDNSPTOC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Protection à maximum detension résiduelle

ROVPTOV 31) 31) 3 3 32) 3 3 2 32) 3

Protection triphasée àminimum de tension

PHPTUV 3 3 3 3 2 3 3

Protection triphasée àmaximum de tension

PHPTOV 3 3 3 3 2 3 3

Protection à minimum detension directe

PSPTUV 1 1 1 2 2

Protection à maximum detension inverse

NSPTOV 1 1 1 2 2

Protection de fréquence FRPFRQ 3 3 3 6 6


ABB 17

Tableau 2. Fonctions prises en charge, suiteFonction CEI 61850 A B C D E F G H J K L N

Protection thermiquetriphasée pour départs,câbles et transformateursde distribution

T1PTTR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Protection différentiellecontre les défauts deterre à haute impédance

HREFPDIF 15)

Protection différentielle àhaute impédance pour laphase A

HIAPDIF 1

Protection différentielle àhaute impédance pour laphase B

HIBPDIF 1

Protection différentielle àhaute impédance pour laphase C

HICPDIF 1

Protection contre lesdéfaillances disjoncteur

CCBRBRF 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Détecteur de courantd'appel triphasé

INRPHAR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Enclenchement surdéfaut

CBPSOF 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Déclenchement principal TRPPTRC 2 2(3)6)

2 2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

2(3)6)

Protection contre les arcs ARCSARC (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3) (3)Protection multifonction MAPGAPC 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18Localisateur de défaut SCEFRFLO (1) (1) (1)Détection de défaut àhaute impédance

PHIZ 1 1 1 1 1 1 1 1

Protection contre leretour de puissance/directionnelle à maximumde puissance

DOPPDPR 2 2

Protection contre lesdéfauts de terre baséesur l'admittancemultifréquence

MFADPSDE 1 1

Fonctions d'interconnexionProtection directionnelleà minimum de tension parcompensation depuissance réactive

DQPTUV (1) (1)

Protection del'alimentation continue àbasse tension

LVRTPTUV (3) (3)

Protection de décalagevectoriel de tension

VVSPPAM (1) (1)

Qualité de l'énergieDistorsion de la demandetotale courant

CMHAI (1)7) (1)7) (1)7) (1)7)

Distorsion harmoniquetotale de la tension

VMHAI (1)7) (1)7) (1)7) (1)7)

Variation de tension PHQVVR (1)7) (1)7) (1)7) (1)7)

Déséquilibre de tension VSQVUB (1)7) (1)7) (1)7) (1)7)

Contrôle-commandeContrôle disjoncteur CBXCBR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Contrôle sectionneur DCXSWI 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Contrôle du sectionneurde mise à la terre

ESXSWI 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Indication de positionsectionneur

DCSXSWI 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Indication du sectionneurde mise à la terre

ESSXSWI 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Réenclenchementautomatique

DARREC (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)


18 ABB


Contrôle synchronisme etmise sous tension

SECRSYN (1)8) 1 1 1 (1)8) 1

Supervision et surveillance d'étatSurveillance d'étatdisjoncteur

SSCBR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Surveillance du circuit dedéclenchement

TCSSCBR 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Surveillance du circuit decourant

CCSPVC 1 1 1 1 1 1 1 1

Surveillance TC pourschéma de protection àhaute impédance phaseA

HZCCASPVC 1

Surveillance TC pourschéma de protection àhaute impédance phaseB

HZCCBSPVC 1

Surveillance TC pourschéma de protection àhaute impédance phaseC

HZCCCSPVC 1

Supervision fusion fusible SEQSPVC 1 1 1 1 1 1 1 1Compteur d'exécutionpour machines etappareils

MDSOPT 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

MesurePerturbographe RDRE 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Enregistrement du profilde charge

LDPRLRC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Enregistrement défaut FLTRFRC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Mesure courant triphasé CMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Mesure du courant direct/inverse/homopolaire

CSMSQI 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Mesure courant résiduel RESCMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1Mesure de la tensiontriphasée

VMMXU 1 1 1(1)8)

2 2 2 1(1)8)

2

Mesure de la tensionrésiduelle

RESVMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1

Mesure de la tensiondirecte/inverse/homopolaire

VSMSQI 1 1 1 1 1 1 1 1

Mesure énergie etpuissance triphasée

PEMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1

Mesure RTD/mA XRGGIO130 (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)Mesure de la fréquence FMMXU 1 1 1 1 1 1 1 1CEI 61850-9-2 LE, envoivaleurséchantillonnées8)9)

SMVSENDER (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

CEI 61850-9-2 LE,réception valeurséchantillonnées (partagede tension) 8)9)

SMVRCV (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

AutreTemporisateurd'impulsion minimum(2 pcs)

TPGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Temporisateurd'impulsion minimum(2 pcs, résolution à laseconde)

TPSGAPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Temporisateurd'impulsion minimum(2 pcs, résolution à laminute)

TPMGAPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Temporisateurd'impulsion (8 pcs)

PTGAPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2


ABB 19


Temporisationbasculement d'état à 0(8 pcs)

TOFGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Temporisationbasculement d'état à 1(8 pcs)

TONGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Bascule Set-Reset (8pcs)

SRGAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Bloc déplacement (8 pcs) MVGAPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2Point de contrôlegénérique (16 pcs)

SPCGAPC 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Fonction mise à l'échellevaleur analogique(4 pcs)

SCA4GAPC 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Fonction déplacementvaleur entière(4 pcs)

MVI4GAPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1, 2, ... = Nombre d'instances incluses. Les instances d'une fonction de protection représentent le nombre de blocs fonctionnels identiques disponibles dans laconfiguration standard.() = En option

1) La valeur "Uo mesurée" est toujours utilisée.2) La valeur "Uo calculée" est toujours utilisée.3) L'une des fonctions suivantes peut être commandée en option : protection contre les défauts de terre basée sur l'admittance, protection basée sur la mesure wattmétrique ou protection

basée sur les harmoniques.4) La valeur "Io mesurée" est toujours utilisée.5) La valeur "IoB mesurée" est toujours utilisée.6) Le déclenchement principal est inclus et connecté à la sortie ultra rapide correspondante de la configuration, uniquement lorsque le module BIO0007 est utilisé. Si l'option ARC est

sélectionnée, ARCSARC est connectée dans la configuration à l'entrée correspondante du déclenchement principal.7) L'option Qualité de l'énergie inclut la distorsion totale de la demande de courant, la distorsion harmonique totale de la tension et la variation de tension.8) Uniquement disponible avec CEI 61850-9-29) Uniquement disponible avec COM0031...0037


20 ABB

3. Fonctions de protectionLe relais dispose d'une protection directionnelle et nondirectionnelle à maximum de courant, d'une protection contreles surcharges thermiques et d'une protection directionnelle etnon directionnelle de terre. Certaines configurations standarddisposent en option d'une protection contre les défauts de terrebasée sur la mesure d'admittance, la mesure des harmoniquesou la mesure wattmétrique pouvant être utilisée en complémentde la protection directionnelle de terre. En outre, le relaisdispose d'une protection sensible contre les défauts de terre,d'une protection contre les discontinuités de phase, d'uneprotection contre les défauts de terre transitoires/intermittents,d'une protection à maximum et minimum de tension, d'uneprotection à maximum de tension résiduelle, et d'uneprotection à minimum de tension directe et à maximum detension inverse. Les relais dotés des configurations standard H,J, K, L et N disposent d'une protection de fréquence (protectionà maximum et minimum de fréquence et protection de taux devariation de fréquence). Ils disposent également en option defonctions de réenclenchement automatique triphasé multiplepour les départs de lignes aériennes.

Les configurations standard L et N disposent en outre d'uneprotection contre les défauts de terre basée sur l'admittancemultifréquence offrant une protection sélective directionnellecontre les défauts de terre pour les réseaux avec une mise à laterre à haute impédance. Le fonctionnement est basé sur lamesure de l'admittance de neutre multifréquence en utilisant lafréquence fondamentale et les composantes d'harmoniquedans Uo et Io. Un algorithme spécial filtrant garantit un sens dedéfaut fiable et sécurisé, y compris en cas de défauts de terreintermittents/récurrents. Il offre une très bonne combinaison defiabilité et de sensibilité de protection avec une fonction uniquepour les défauts de terre à faible valeur ohmique ou à valeurohmique plus élevée et pour les défauts de terre transitoires etintermittents/récurrents.

Le relais dispose de matériels et logiciels avancés en option. Ildispose également de trois entrées de détection de lumièrepour la protection contre les arcs du disjoncteur, du jeu debarres et du compartiment des câbles pour les cellules àenveloppe métallique et usage intérieur.

L'interface du capteur de protection contre les arcs estdisponible sur le module de communication en option. En casd'arc électrique, le déclenchement rapide augmente la sécuritéet la protection du personnel et limite l'endommagement deséquipements. Un module d'entrée/sortie logique peut êtrechoisi en option - trois sorties logiques haute vitesse (HSO)diminue le temps total de traitement de 4 à 6 mssupplémentaires par rapport aux sorties de puissance normale.

4. ApplicationsLe relais de protection de départs peut disposer d'uneprotection directionnelle ou non directionnelle de terre. Laprotection directionnelle de terre est principalement utiliséedans les réseaux à neutre isolé ou compensé, alors que la

protection non directionnelle de terre est destinée aux réseauxà neutre à la terre ou à basse impédance. Le relais peutégalement être utilisé pour la protection des réseaux dedistribution bouclés et maillés et pour la protection des réseauxradiaux avec production d'énergie électrique distribuée.

Les configurations standard A et B disposent d'une protectiondirectionnelle de terre si le départ est équipé detransformateurs de courant de phase, d'un transformateur decourant Tore et de la fonction de mesure de tension résiduelle.Le courant résiduel calculé à partir des courants de phase peutêtre utilisé pour la protection contre les défauts doubles(multiples) à la terre. Le relais dispose également d'uneprotection contre les défauts de terre transitoires/intermittents.Les configurations standard C et D disposent d'une protectionnon directionnelle de terre pour les départs équipés detransformateurs de courant de phase. Le courant résiduel pourla protection contre les défauts à la terre dérive des courants dephase. Le cas échéant, des transformateurs de courant Torepeuvent être utilisés pour mesurer le courant résiduel,notamment lorsqu'une protection sensible contre les défautsde terre est requise. Les configurations standard E et Fdisposent d'une protection directionnelle de terre avec mesurede tension phase et de tension résiduelle. En outre, les deuxconfigurations standard E et F intègrent les fonctions desurveillance de courant et de défaut de fusible pour les arrivéesdisposant d'une fonction de mesure de la tension du jeu debarres. En plus des fonctionnalités de la configuration standardE, la configuration standard F dispose d'une protectiondirectionnelle à maximum de courant, d'une protection àmaximum et minimum de tension, d'une protection à minimumde tension directe et à maximum de tension inverse et d'uneprotection de tension résiduelle.

Les configurations standard G et L comprennent une entréestandard de courant résiduel (Io) et trois entrées de capteurscombinés pour les courants et tensions de phase. Les troiscapteurs combinés sont raccordés par des câbles de typeRJ-45. Les capteurs présentent certains avantages par rapportaux transformateurs de courant et de tension classiques. Parexemple, les capteurs de courant ne saturent pas avec descourants élevés, consomment moins d'énergie et sont moinslourds. Le risque de ferrorésonance est éliminé dans lescapteurs de tension. Les entrées de capteur permettentégalement d'utiliser le relais dans des tableaux de distributionMT compacts (tels que les produits UniGear Digital, SafeRing etSafePlus d'ABB) avec un espace limité pour lestransformateurs de mesure classiques, nécessitant ainsil'utilisation de capteurs. Les adaptateurs permettent égalementd'utiliser des capteurs avec des connecteurs BNC doubles.

La configuration standard H dispose d'une protection nondirectionnelle à maximum de courant, d'une protection nondirectionnelle de terre, d'une protection de tension phase et defréquence et de fonctions de mesure. Les fonctionnalitésoffertes prennent en charge l'utilisation de la configurationstandard dans des systèmes électriques industriels où l'énergie


ABB 21

électrique est produite dans la centrale elle-même et/ou dérivedu réseau de distribution. Les relais disposant de laconfiguration standard H et de la fonction de contrôle desynchronisme permettent de coupler deux réseaux en toutesécurité.

La configuration standard J dispose d'une protectiondirectionnelle à maximum de courant, d'une protectiondirectionnelle de terre, d'une protection de tension phase et defréquence et de fonctions de mesure. Les fonctionnalitésoffertes prennent en charge l'utilisation de la configurationstandard dans des systèmes électriques industriels où l'énergieélectrique est produite dans la centrale elle-même et/ou dérivedu réseau de distribution. Les relais disposant de laconfiguration standard J et de la fonction de contrôle desynchronisme permettent de coupler deux réseaux en toutesécurité. La configuration standard J comprend également enoption des fonctions de qualité de l'énergie qui permettent desurveiller et de détecter les harmoniques de courant et detension ainsi que les perturbations de courte durée du réseau.

La configuration standard K comprend une protection nondirectionnelle à maximum de courant et une protection nondirectionnelle de terre, ainsi que deux seuils de protectiondirectionnelle à maximum de courant et de protectiondirectionnelle de terre, une protection différentielle de terre àhaute impédance, une protection de tension phase et defréquence, et des fonctions de mesure. Les fonctionnalitésoffertes prennent en charge l'utilisation de la configurationstandard dans les applications de départs avec untransformateur situé à proximité dont la protection contre lesdéfauts de terre est basée sur la protection différentielle deterre à haute impédance. La fonction de contrôle desynchronisme complète la configuration afin de permettre lecouplage de deux réseaux en toute sécurité. La configurationstandard K comprend en option une fonction de qualité del'énergie qui permet de surveiller et de détecter lesharmoniques de courant et de tension ainsi que lesperturbations de courte durée du réseau. La configurationstandard K inclut également en option une fonction delocalisation de défaut par mesure d'impédance permettant delocaliser les courts-circuits dans les réseaux radiaux dedistribution et les défauts de terre dans les réseaux à neutre à laterre et faiblement impédant.

La configuration standard L dispose d'une protectiondirectionnelle à maximum de courant, d'une protectiondirectionnelle de terre, d'une protection de tension phase et defréquence et de fonctions de mesure. Les dispositifs de mesureanalogique comprennent une entrée classique de courantrésiduel (Io) et trois entrées de capteurs combinés pour lescourants et tensions de phase. Les fonctionnalités offertesprennent en charge l'utilisation de la configuration standarddans des systèmes électriques où l'énergie électrique estproduite dans la centrale elle-même et/ou dérive du réseau dedistribution. La configuration standard L comprend en optionune fonction de qualité de l'énergie qui permet de surveiller et

de détecter les harmoniques de courant et de tension ainsi queles perturbations de courte durée du réseau. La configurationstandard L inclut également en option une fonction delocalisation de défaut par mesure d'impédance permettant delocaliser les courts-circuits dans les réseaux radiaux dedistribution et les défauts de terre dans les réseaux à neutre à laterre et faiblement impédant. La configuration standard L estspécialement pré-configurée pour les tableaux de distributionABB tels que UniGear Digital. L'utilisation de la configurationstandard L n'est cependant pas limitée aux tableaux dedistribution. Cette configuration offre le niveau de fonctionnalitéle plus élevé avec des entrées de capteur pour les courants ettensions de phase. La configuration standard L n'est pasconçue pour une utilisation simultanée de toutes lesfonctionnalités disponibles dans un même relais. La charged'une configuration sur mesure est vérifiée avec l'outil deconfiguration d'application du PCM600 afin de garantir lesperformances du relais.

Les relais disposant des configurations standard G et L, ainsique de la fonction de contrôle de synchronisme et du bus deprocessus avec des valeurs échantillonnées des tensions dephase analogiques, permettent de coupler deux réseaux entoute sécurité.

La configuration standard N présente le plus haut niveau defonctionnalité de l'ensemble des configurations standard. Elleest livrée préconfigurée, tout comme les autres configurationsstandard de la série 615. Elle est généralement reconfiguréelors de sa mise en service. Cela permet une flexibilité dans lastandardisation d'un type de REF615. La fonctionnalité peutêtre choisie en fonction d'une application de départs spécifiqueet il est possible de créer des configurations sur-mesure grâceà l'outil de configuration d'application du PCM600. Laconfiguration standard N n'est pas conçue pour une utilisationsimultanée de toutes les fonctionnalités disponibles dans unmême relais. La charge d'une configuration sur mesure estvérifiée avec l'outil de configuration d'application du PCM600afin de garantir les performances du relais.

En plus de la protection directionnelle de terre, l'une des troisfonctions suivantes peut être commandée en option :protection contre les défauts de terre basée sur la mesure del'admittance, sur la mesure des harmoniques ou sur la mesurewattmétrique. Les fonctions de protection contre les défauts deterre basée sur la mesure de l'admittance et la mesurewattmétrique sont disponibles pour les configurations standardA, B, E, F, G, J, L et N. La protection contre les défauts de terrebasée sur la mesure des harmoniques est disponible pour lesconfigurations standard B, D, F, J, L et N. La protection contreles défauts de terre basée sur la mesure de l'admittancegarantit le bon fonctionnement de la protection même si lesinformations sur le statut de la connexion de la bobine dePetersen sont manquantes. Les configurations standard L et Ndisposent en outre d'une protection contre les défauts de terrebasée sur l'admittance multifréquence.


22 ABB

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P-2/51P-1

67N 1)

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>>/3I>

Io→ 1)

Io>→IEF

B

1) ou 51NHA (Io>HA), 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)

3U Uo

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f</f>, df/dt

H

REF615Conf. std

ANSI CEI

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P-2/51P-1

67N 1)

67NIEF

79

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>>/3I>

Io→ 1)

Io>→IEF

O→I

B

1) ou 51NHA (Io>HA), 21YN (Yo>→), 32N (Po>→)

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51N

51P-2/51P-1

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>

3I>>/3I>

B

Câble Ligne aérienne

GUID-D6509110-3E79-44CD-8DA9-D81FE934BDA4 V1 FR

Figure 13. Exemple de poste avec protections contre les surtensions et les défauts de terre utilisant la configuration standard B

La Figure 13 représente un exemple de poste avec uneprotection à maximum de courant et une protection contre lesdéfauts de terre utilisant la configuration standard B. Laconfiguration standard F rajoute une protection de tension et defréquence. Les relais sont équipés (en option) d'une protection

contre les arcs qui assure une protection contre les arcs rapideet sélective à l'ensemble du tableau. De plus, la fonction deréenclenchement automatique (en option) est utilisée pour lesdéparts de lignes aériennes.


ABB 23

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

D

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

21FL

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

FLOC

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

N

3I

Io

REF615Conf. std

ANSI CEI

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51N (SEF)

51P-2/51P-1

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>

3I>>/3I>

D

Câble Câble

GUID-35166A11-E347-402F-A882-D04E1007577D V1 FR

Figure 14. Exemple de poste dans un réseau à neutre faiblement impédant utilisant les configurations standard D et N avec protection contreles surtensions, protection contre les défauts de terre et protection thermique des câbles d'alimentation sortants

La Figure 14 illustre un exemple de poste dans un réseau àneutre faiblement impédant utilisant les configurations standardD et N avec protection à maximum de courant, protectioncontre les défauts de terre et protection thermique pour lescâbles de départ. Les relais sont équipés en option de fonctions

de protection contre les arcs assurant une protection contre lesarcs rapide et sélective à l'ensemble du tableau. Laconfiguration standard N utilise également la fonction delocalisation des défauts en option pour calculer la distanceentre le défaut et le poste.


24 ABB

Io

3I

3U

Io

3I

3U

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N 1)

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→ 1)

L

Io

3I

3U

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

L

Io

3I

3U

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→O→I

L

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→

G

Io

3I

3U

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

L

Io

3I

3U

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→O→I

L

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N 1)

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→ 1)

L

3I

3U

1) utilisation en mode non directionnel 1) utilisation en mode non directionnel

CâbleLigne aérienne

Ligne aérienne

Câble

GUID-52115F97-519B-40F3-B676-1CC27990CA50 V1 FR

Figure 15. Exemple d'application avec un tableau de distribution à jeu de barres simple

Un exemple d'application avec un tableau de distribution à jeude barres simple est illustré à la Figure 15. Des capteurs decourant (bobine de Rogowski) et de tension (diviseur detension) sont utilisés pour les mesures dans les configurationsstandard L et G. Les principales fonctions de protectionutilisées sont la protection à maximum de courant, la protection

contre les défauts de terre et la protection de tension. Laprotection thermique est également utilisée pour la protectiondes câbles de départ. La fonction de réenclenchementautomatique en option est utilisée pour les départs de lignesaériennes.


ABB 25

3U Uo

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

N

3UUo

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→

N

3UUo

3I 3I

3I

3U Uo

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f</f>, df/dt

H

REF615Conf. std

ANSI CEI

27/59

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

87NH

3U</3U>

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f<, f>, df/dt

dIoHi>

K

REF615Conf. std

ANSI CEI

27/59

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

87NH

3U</3U>

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f<, f>, df/dt

dIoHi>

K

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

81

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→f</f>, df/dt

N

Io

3I

Iob

REF615Conf. std

ANSI CEI

27/59

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

81

87NH

3U</3U>

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

f<, f>, df/dt

dIoHi>

K

Io Io

IobIob

GUID-51FCF15D-3965-4719-AEF5-F37617767572 V1 FR

Figure 16. Exemple d'application avec un tableau de distribution à jeu de barres simple divisé en deux tronçons reliés par un couplage.

L'exemple d'application à la Figure 16 illustre un tableau dedistribution à un seul jeu de barres et deux tronçons séparéspar un couplage de jeu de barres. La configuration standard Kest utilisée pour les départs avec transformateurs dedistribution à proximité et offre, en plus de la protection à

maximum de courant et de la protection contre les défauts deterre, une protection différentielle contre les défauts de terre àhaute impédance. Dans la configuration standard, la fonctionde contrôle de synchronisme est utilisée dans les arrivées et lecouplage de jeu de barres.


26 ABB

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→

N

3UUo

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→

N

3UUo

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

59G

81

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

Uo>

f</f>, df/dt

N

3U Uo3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

59G

67

81

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

Uo>

3I→f</f>, df/dt

N

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

67/67N

79

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I→/Io→O→I

N

3U Uo

Io

3I

REF615Conf. std

ANSI CEI

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

Cable Ligne aérienne

Câble

GUID-D9276030-D56F-4396-A5F1-A81CDBCEE500 V1 FR

Figure 17. Exemple d'application avec un tableau de distribution à jeu de barres simples utilisant la configuration standard N la plus étendue.

La Figure 17 illustre un exemple d'application avec un tableaude distribution à jeu de barres simple utilisant la configurationstandard N la plus étendue. Les principales fonctions deprotection utilisées sont la protection à maximum de courant, laprotection contre les défauts de terre et la protection detension. La protection thermique et la protection contre lesdéfauts de terre intermittents sont également utilisées pour la

protection des câbles de départ. De plus, la fonction deréenclenchement automatique (en option) est utilisée pour lesdéparts de lignes aériennes. Les relais sont équipés en optionde fonctions de protection contre les arcs assurant uneprotection contre les arcs rapide et sélective à l'ensemble dutableau.


ABB 27

REF615Conf. std

ANSI CEI

25

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

59G

60

67/67N

81

SYNC

U2>/3U<

U1</3U>

3Ith>F

ARC

Uo>

FUSEF

3I→/Io→f</f>,df/dt

J

U12

3U Uo

Io

3I

GUID-5F636A0B-E6FC-4227-900B-1E2BAC9A1AB9 V1 FR

Figure 18. Protection et contrôle d'un départ avec la configuration standard J

La Figure 18 illustre la protection et le contrôle d'un départ avecla configuration standard J à l'aide de la fonction de contrôle de

synchronisme permettant le raccordement sécurisé de laproduction distribuée au réseau.


28 ABB

Zone A Zone B

3I3I

Arrivée / Départ pour zone A

Arrivée / Départ pour zone A

3I3I

Couplage de jeu de barres

3I 3I

REF615

Conf. standard

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

51BF

59G

81

87A

87B

87C

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

U2>/3U>

U1</3U<

3I>

Uo>

f>/f<,df/dt

dHi_A>

dHi_B>

dHi_C>

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

N

REF615

Conf. standard

ANSI CEI

47O-/59

47U+/27

51BF

59G

81

87A

87B

87C

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

U2>/3U>

U1</3U<

3I>

Uo>

f>/f<,df/dt

dHi_A>

dHi_B>

dHi_C>

MCS I_A

MCS I_B

MCS I_C

N

3U Uo 3U Uo

GUID-9D66E4ED-7461-4822-9C76-DBA2878DDDF1 V1 FR

Figure 19. Exemple d'application de la protection différentielle de jeu de barres couvrant deux zones à l'aide de la configuration standard N

L'exemple d'application à la Figure 19 illustre un tableau dedistribution à un seul jeu de barres et deux tronçons séparéspar un couplage de jeu de barres. La configuration standard Nest utilisée avec la protection différentielle à haute impédance

pour jeu de barres et couvrant deux zones avec deux relais deprotection. En outre, la protection de tension et de fréquenceest utilisée avec la configuration standard N.


ABB 29

5. Solutions ABB prises en chargeLes relais de protection et de contrôle de la série 615 d'ABB etle système de contrôle-commande de poste COM600constituent une solution en parfaite conformité avec la normeCEI 61850 pour la distribution d'énergie électrique dans lesréseaux de distribution publics et industriels. Afin de faciliter etde rationaliser l'ingénierie système, les relais d'ABB sontfournis avec des packages de connectivité. Les packages deconnectivité comprennent un ensemble de logiciels etd'informations propres au relais, notamment des modèles deschémas unifilaires et un modèle de données de relais complet.Ce modèle de données comprend des listes d'événements etde paramètres. Les packages de connectivité permettent deconfigurer très facilement les relais via le PCM600 et de lesintégrer au système de contrôle-commande de poste COM600ou au système de contrôle et de gestion de réseauMicroSCADA Pro.

Les relais de la série 615 prennent en charge la norme CEI61850 Édition 2 ainsi que la messagerie GOOSE horizontalebinaire et analogique. De plus, le bus de processus, avecl'envoi des valeurs échantillonnées des tensions et descourants analogiques et la réception des valeurséchantillonnées des tensions, est pris en charge. Par rapport àla signalisation fil-à-fil entre dispositifs, la communication pointà point sur un réseau local commuté Ethernet offre uneplateforme avancée et polyvalente pour la protection dessystèmes électriques. L'approche du système de protectionmettant en œuvre la norme CEI 61850 pour l'automatisationdes postes se caractérise entre autres par une communicationrapide, une surveillance continue de l'intégrité du système deprotection et de communication, ainsi qu'une souplesse dereconfiguration et de mise à jour. Cette série de relais deprotection est capable d'utiliser de façon optimalel'interopérabilité fournie par la norme CEI 61850 Édition 2.

Le COM600 utilise les données des dispositifs des cellules pouroffrir des fonctions avancées au niveau du poste. Le COM600

dispose d'une IHM par navigateur Web dotée d'un écrangraphique personnalisable permettant de visualiser lesschémas unifilaires des cellules de tableau de distribution. Lafonction Schéma unifilaire est particulièrement utile lorsque desrelais de la série 615 sans l'option Schéma unifilaire sontutilisés. L'IHM Web du COM600 fournit une vue générale del'ensemble du poste, notamment des schémas unifilairesdédiés aux relais, permettant ainsi d'accéder facilement auxinformations. L'IHM Web permet un accès à distance auxdispositifs et processus des postes, améliorant ainsi la sécuritédu personnel.

De plus, le COM600 peut être utilisé comme base de donnéeslocale pour la documentation technique du poste et pour lesdonnées réseau collectées par les dispositifs. La collecte desdonnées de réseau facilite l'établissement de rapportscomplets et l'analyse des défauts, via l'utilisation des fonctionsd'historisation des données et de gestion des événements duCOM600. Les données d'historique permettent unesurveillance précise des performances des processus et deséquipements grâce à des calculs basés aussi bien sur lesvaleurs en temps réel que les valeurs historiques. Lacombinaison entre processus de mesures basés sur le temps etévénements de production et de maintenance offre unecompréhension plus fine des dynamiques de processus.

Le COM600 dispose également d'une fonction passerelleoffrant une connectivité homogène entre les dispositifs deposte et les systèmes de contrôle et de gestion au niveau duréseau, tels que MicroSCADA Pro et System 800xA.

L'interface d'analyse GOOSE du COM600 permet le suivi etl'analyse de l'application CEI 61850 horizontale durant la miseen service et le fonctionnement au niveau poste. Cette interfaceenregistre tous les événements GOOSE se produisant lorsquele poste est en service pour permettre une supervisionaméliorée du système.

Tableau 3. Solutions ABB prises en charge

Produit Version

Système de contrôle-commande de poste COM600 4.0 SP1 ou supérieure

4.1 ou supérieure (Édition 2)

MicroSCADA Pro SYS 600 9.3 FP2 ou supérieure

9.4 ou supérieure (Édition 2)

System 800xA 5.1 ou supérieure


30 ABB

PCM600Switch Ethernet

Public: CEI 60870-5-104Industrie: OPC

COM600IHM Web

ABBMicroSCADA Pro/

System 800xA

Communication GOOSE horizontale analogique et binaire CEI 61850

PCM600Switch Ethernet

COM600IHM Web

Communication GOOSE horizontale analogique et binaire CEI 61850

GUID-4D002AA0-E35D-4D3F-A157-01F1A3044DDB V2 FR

Figure 20. Exemple de réseau électrique ABB utilisant des relais Relion, le système de contrôle-commande de poste COM600 et MicroSCADAPro/System 800xA

6. ContrôleLe REF615 intègre des fonctions pour le contrôle d'undisjoncteur via l'IHM en face avant ou au moyen de commandesà distance. En plus du contrôle de disjoncteur, le relais disposede deux blocs de contrôle prévus pour le contrôle motorisé dessectionneurs ou du chariot de disjoncteur et pour l'indication deleur position. Le relais dispose également d'un bloc de contrôleprévu pour le contrôle motorisé d'un sectionneur de mise à laterre et pour l'indication de sa position.

Le relais doit disposer de deux entrées physiques TOR et dedeux sorties physiques TOR pour chaque appareil primairecontrôlable utilisé. Le nombre d'entrées et de sorties TOR nonutilisées dépend de la configuration standard du relais. Enoutre, certaines configurations standard disposent égalementde modules matériels en option qui augmentent le nombred'entrées et de sorties TOR disponibles.

Si le nombre d'entrées ou de sorties TOR disponibles pour laconfiguration standard choisie est insuffisant, la configurationpeut être modifiée de façon à libérer certaines entrées ousorties TOR initialement configurées pour d'autres usages ou

un module externe d'entrées/sorties, tel que RIO600, peut êtreintégré au relais. Les entrées et sorties TOR du module externed'E/S peuvent être utilisées pour les signaux binaires del'application les moins critiques au niveau du temps.L'intégration permet de libérer certaines entrées et sorties TORdu relais réservées dans la configuration standard.

La pertinence des sorties TOR du relais sélectionnées pourcontrôler les appareils primaires doit être vérifiée attentivement(par exemple, le pouvoir d'établissement du courant et lepouvoir de coupure). Si les exigences relatives au circuit decontrôle de l'appareil primaire ne sont pas respectées,l'utilisation de relais auxiliaires externes doit être prise encompte.

L'écran grand format en option pour l'IHM locale du relaiscomprend un schéma unifilaire indiquant la position desappareils primaires concernés. Les opérations de verrouillagerequises par l'application sont configurées à l'aide dudiagramme matriciel des signaux ou de la fonction deconfiguration d'application du PCM600. En fonction de laconfiguration standard, le relais intègre également une fonction


ABB 31

de contrôle de synchronisme qui vérifie que la tension, ledéphasage et la fréquence des deux côtés d'un disjoncteurouvert satisfont aux conditions permettant de coupler deuxréseaux en toute sécurité.

7. MesuresLe relais mesure constamment les courants de phase, lescomposantes symétriques des courants et le courant résiduel.Si le relais inclut des mesures de tension, il mesure également latension résiduelle, les tensions de phase et les tensions directeet inverse. En fonction de la configuration standard, le relaisinclut également des mesures de fréquence. Le relais calculeégalement le courant d'appel sur une période prédéfinie parl'utilisateur, la surcharge thermique de l'objet protégé et ledéséquilibre de tension entre phases à partir du rapport entre lecourant inverse et le courant direct.

En outre, le relais inclut la mesure d'énergie et de puissancetriphasée, y compris le facteur de puissance.

Les valeurs mesurées sont accessibles localement vial'interface utilisateur située en face avant du relais ou à distancevia l'interface de communication du relais. Les valeurs sontégalement accessibles localement ou à distance à l'aide del'interface par navigateur Web.

Le relais dispose d'un enregistreur de profil de charge. Lafonctionnalité de profil de charge conserve l'historique desdonnées de charge à intervalles périodiques (intervalle dedemande). Les enregistrements sont au format COMTRADE.

8. Qualité de l'énergieDans les normes EN, la qualité de l'énergie est définie au moyendes caractéristiques de la tension d'alimentation. La qualité del'énergie est principalement caractérisée par les transitoires, lesvariations de tension de courte et longue durée, le déséquilibreet la distorsion linéaire. Les fonctions de surveillance de ladistorsion sont utilisées afin de surveiller la distorsion totale dela demande de courant, ainsi que la distorsion harmoniquetotale de tension.

La surveillance de la qualité de l'énergie est un service essentielque les fournisseurs peuvent proposer à leurs clients industrielset importants. Un système de surveillance peut non seulementfournir des informations sur les perturbations et leurs causespossibles, mais également détecter les conditionsproblématiques dans le système avant qu'elles ne donnent lieuà des plaintes de la part des clients, des dysfonctionnementsd'équipements ou même des dégâts. Les problèmes de qualitéde l'énergie ne se limitent pas au côté réseau du système. Enfait, la majorité des problèmes de qualité de l'énergie survientau sein même des installations clientes. Par conséquent, lasurveillance de la qualité de l'énergie n'est pas uniquement unestratégie de service client efficace, mais aussi un moyen pourles fournisseurs de protéger leur réputation de qualité et deservice.

Le relais de protection dispose des fonctions de surveillance dela qualité de l'énergie suivantes :

• Variation de tension• Déséquilibre de tension• Harmoniques de courant• Harmoniques de tension

Les fonctions de déséquilibre de tension et de variation detension sont utilisées pour mesurer les variations de tension àcourt terme et pour surveiller les conditions de déséquilibre detension dans les réseaux de distribution et de transmission depuissance.

Les fonctions d'harmoniques de courant et de tension offrentune méthode de surveillance de la qualité de l'énergie au moyende la distorsion des formes d'onde de courant et de tension.Les fonctions proposent une moyenne à court terme sur3 secondes et une demande à long terme pour la distorsion dedemande totale (TDD) et la distorsion d'harmonique totale(THD).

9. Localisation de défautLe relais dispose d'une fonction (en option) de localisation dedéfaut par mesure d'impédance permettant de localiser lescourts-circuits dans les réseaux de distribution radiaux. Lesdéfauts de terre peuvent être localisés dans les réseaux àneutre à la terre et faiblement impédant. Lorsque l'amplitude ducourant de défaut est supérieure ou égale à l'amplitude ducourant de charge, les défauts de terre peuvent également êtrelocalisés dans les réseaux de distribution à neutre isolé. Lafonction de localisation de défaut identifie le type de défaut,puis calcule la distance jusqu'au point considéré. La valeurestimée de la résistance de défaut est également calculée.Cette estimation fournit des informations sur la cause possibledu défaut et la précision de la distance estimée jusqu'audéfaut.

10. PerturbographieLe relais dispose d'un perturbographe comptant un maximumde 12 entrées analogiques et 64 entrées TOR. Les entréesanalogiques peuvent être paramétrées pour enregistrer soit laforme d'onde soit la tendance des courants et tensionsmesurés.

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

Par défaut, les entrées TOR sont paramétrées pour enregistrerles signaux externes ou internes du relais, par exemple lessignaux d'enclenchement ou de déclenchement des seuils durelais, ou les signaux externes de blocage ou de contrôle. Lessignaux TOR du relais, tels que les signaux d'enclenchement et


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de déclenchement de protection ou un signal externe decontrôle de relais via une entrée TOR, peuvent être paramétréspour démarrer l'enregistrement. Les informations enregistréessont stockées dans une mémoire non volatile et peuvent êtretéléchargées pour une analyse ultérieure des défauts.

11. Journal des événementsLe relais est prévu pour enregistrer la succession desévénements au fil de l'eau. Il dispose à cet effet d'une mémoirenon volatile pouvant stocker 1024 événements avechorodatage. La mémoire non volatile conserve ses donnéesmême si l'alimentation auxiliaire du relais est momentanémentcoupée. Le journal des événements facilite l'analyse détailléedes défauts et des perturbations des départs avant et aprèsleur apparition. La capacité augmentée de traitement et destockage des données et événements permet au relais deprendre en charge la demande croissante d'informations desconfigurations de réseau futures.

Les informations des événements historisés sont accessibleslocalement via l'interface utilisateur située en face avant durelais ou à distance via l'interface de communication du relais.Ces informations sont également accessibles via l'interfaceutilisateur par navigateur Web, localement ou à distance.

12. Données enregistréesLe relais a la capacité de stocker les 128 derniers événementsde défauts. Grâce à ces enregistrements, l'utilisateur peutanalyser les événements du système électrique. Chaqueenregistrement comporte les valeurs de courant, de tension etde déphasage, l'horodatage, etc. L'enregistrement des défautspeut être déclenché par le signal d'enclenchement et/ou dedéclenchement d'un bloc de protection. Les modes de mesuredisponibles sont les suivants : DFT, RMS et Crête à Crête. Lesenregistrements de défauts conservent les valeurs mesuréespar le relais au moment du démarrage de toute fonction deprotection. En outre, le courant d'appel maximum (avechorodatage) est enregistré séparément. Les enregistrementssont stockés dans la mémoire non volatile.

13. Surveillance d'étatLes fonctions de surveillance d'état du relais contrôlent enpermanence le bon fonctionnement et l'état du disjoncteur. Cesfonctions surveillent le temps d'armement du ressort, lapression de gaz SF6, le temps de réponse et le tempsd'inactivité du disjoncteur.

Les fonctions de surveillance fournissent des donnéeshistoriques sur le fonctionnement du disjoncteur qui peuventêtre utilisées pour planifier la maintenance préventive dudisjoncteur.

En outre, le relais comprend un compteur horaire qui permet desurveiller le nombre d'heures de fonctionnement d'un dispositifprotégé et de planifier la maintenance préventive de celui-ci.

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

15. Auto-surveillanceLe système d'auto-surveillance du relais contrôle enpermanence l'état du matériel du relais et le fonctionnement dulogiciel du relais. Tout défaut ou mauvais fonctionnementdétecté est utilisé pour alerter l'opérateur.

En cas de défaut permanent au niveau du relais, les fonctionsde protection sont bloquées afin d'empêcher toutfonctionnement incorrect.

16. Surveillance fusion fusibleEn fonction de la configuration standard choisie, le relais inclutune fonction de supervision fusion fusible. La fonction desupervision fusion fusible détecte les défauts entre le circuit demesure de la tension et le relais. Les défauts sont détectés soitpar l'algorithme basé sur le courant ou la tension inverse, soitpar l'algorithme basé sur la valeur résiduelle de tension et decourant. Lors de la détection d'un défaut, la fonction desurveillance fusion fusible active une alarme et bloque lesfonctions de protection dépendant de la tension afin d'évitertout fonctionnement imprévu.

17. Surveillance du circuit courantEn fonction de la configuration standard choisie, le relais inclutla surveillance du circuit de courant. La surveillance du circuitde courant est utilisée pour détecter les défauts du secondairedes transformateurs de courant. Lors de la détection d'undéfaut, la fonction de surveillance du circuit de courant activeun voyant d'alarme et bloque certaines fonctions de protectionafin d'éviter tout fonctionnement imprévu. La fonction desurveillance du circuit de courant additionne les courants ducircuit de protection des TC phases et compare le résultat avecle courant de référence mesuré à partir d'une référence séparéeou depuis un autre enroulement des TC phases.

18. Contrôle d'accèsA des fins de protection du relais contre tout accès non autoriséet de préservation de l'intégrité des informations, le relais estéquipé d'un système d'authentification à quatre niveaux pourchaque profil. Ce système d'authentification dispose de motsde passe individuels programmables par l'administrateur pourles profils visualisation, opérateur, ingénieur et administrateur.Le contrôle d'accès s'applique à l'interface utilisateur en faceavant, à l'interface Web et à l'outil PCM600.


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19. Entrées et sortiesEn fonction de la configuration standard sélectionnée, le relaisdispose de trois entrées courant de phase et d'une entréecourant résiduel pour la protection non directionnelle de terreou de trois entrées courant de phase, d'une entrée courantrésiduel et d'une entrée tension résiduelle pour la protectiondirectionnelle de terre ou de trois entrées courant de phase,d'une entrée courant résiduel, de trois entrées tension dephase et d'une entrée tension résiduelle pour la protectiondirectionnelle de terre et la protection directionnelle à maximumde courant. Les configurations standard G et L comprennentune entrée standard de courant résiduel (Io 0.2/1 A) et troisentrées pour la connexion directe de trois capteurs combinésavec des connecteurs RJ-45. Il est possible d'utiliser descapteurs de courant et de tension distincts, via desadaptateurs, à la place des capteurs combinés. En outre, lesadaptateurs permettent d'utiliser des capteurs avec desconnecteurs BNC doubles.

Les entrées courant de phase sont des entrées 1/5 A. Deuxentrées courant résiduel sont disponibles en option (1/5 A ou0.2/1 A). L'entrée 0.2/1 A est généralement utilisée dans desapplications nécessitant une protection sensible contre les

défauts de terre et dotées de transformateurs de courant detype Tore. Les trois entrées tension de phase et l'entrée tensionrésiduelle intègrent les tension nominales comprises entre 60 et210 V. Il est possible de connecter des tensions entre phases etdes tensions phase-terre.

L'entrée courant de phase 1 A ou 5 A, l'entrée courant résiduel1 A ou 5 A (ou 0.2 A ou 1 A) et la tension nominale de l'entréetension résiduelle sont sélectionnées dans le logiciel du relais.De plus, les seuils d'entrées TOR 16…176 V CC sontsélectionnés en réglant les paramètres du relais.

Tous les contacts d'entrées et de sorties binaires peuvent êtreconfigurés avec le diagramme des signaux ou avec la fonctionde configuration d'application du PCM600.

Pour obtenir des informations plus détaillées sur les entrées etsorties, se reporter au tableau Entrées/Sorties et aux schémasdes bornes.

Un module d'entrée/sortie binaire peut être choisi en option. Ilbénéficie de trois sorties binaires haute vitesse (HSO) et réduitle temps de réponse total de 4 à 6 ms par rapport au sorties depuissance normale.


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Tableau 4. Entrées/sorties

Conf.standard

Code commande Voies analogiques Voies binaires

5-6 7-8 TC TP Capteurscombinés

EntréesTOR

Sorties TOR RTD mA

A AA / AB AA 4 1 - 3 4 PO + 2 SO - -

B

AA / AB

AE 4 1 - 17 4 PO + 9 SO - -

FA 4 1 - 17 4 PO + 5 SO+ 3 HSO

- -

AA / AB FA /FB

AC 4 1 - 11 4 PO + 6 SO -6

-2

FG 4 1 - 11 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

C AC / AD AB 4 - - 4 4 PO + 2 SO - -

D

AC / AD

AF 4 - - 18 4 PO + 9 SO - -

FB 4 - - 18 4 PO + 5 SO+ 3 HSO

- -

AC / AD FC /FD

AD 4 - - 12 4 PO + 6 SO -6

-2

FE 4 - - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

EFHJN

AE / AF

AG 4 5 - 16 4 PO + 6 SO - -

FC 4 5 - 16 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

FE / FF

AG 4 5 - 12 4 PO + 6 SO 2 1

FC 4 5 - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

2 1

GL DA

AH 1 - 3 8 4 PO + 6 SO - -

FD 1 - 3 8 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -

K BC

AD 5 5 - 12 4 PO + 6 SO - -

FE 5 5 - 12 4 PO + 2 SO+ 3 HSO

- -


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20. Communication des postesLe relais prend en charge divers protocoles de communicationdont CEI 61850 Édition 2, CEI 61850-9-2 LE, CEI

60870-5-103, Modbus® et DNP3. Le protocole decommunication Profibus DPV1 est pris en charge via leconvertisseur de protocole SPA-ZC 302. Des commandes etdes informations opérationnelles sont disponibles avec cesprotocoles. Cependant, certaines fonctionnalités decommunication, par exemple la communication horizontaleentre les relais, sont uniquement activées avec le protocole decommunication CEI 61850.

Le protocole CEI 61850 représente une partie essentielle durelais étant donné que l'application de protection et de contrôleest entièrement basée sur le modèle de la norme. Le relaisprend en charge les versions Edition 2 et Edition 1 de la norme.Avec la prise en charge de l'Edition 2, le relais dispose dudernier modèle de fonctions pour les applications de poste etde la meilleure interopérabilité pour les postes modernes. Ilintègre également la fonctionnalité "mode dispositif" prenant encharge différentes applications d'essai. Les applications decontrôle peuvent utiliser la nouvelle fonction sûre et évoluéed'autorisation de contrôle de poste.

La mise en œuvre du protocole de communication CEI 61850prend en charge les fonctions de surveillance et de contrôle. Deplus, il est possible d'accéder aux réglages des paramètresainsi qu'aux enregistrements de perturbographie et de défautsà l'aide du protocole CEI 61850. Les enregistrements deperturbographie sont disponibles au format standard defichiers COMTRADE pour toutes les applications qui s'appuientsur une communication Ethernet. Le relais prendsimultanément en charge le rapport d'événements pour cinqclients différents sur le bus d'un poste. Le relais peut échangerdes données avec d'autres dispositifs à l'aide du protocole CEI61850.

Le relais peut envoyer des signaux binaires et analogiques àd'autres dispositifs à l'aide du profil GOOSE (Generic ObjectOriented Substation Event - Evénement générique de posteorienté objet) CEI 61850-8-1. La messagerie GOOSE binairepeut, par exemple, être utilisée dans les configurationscomprenant protections et interverrouillages. Le relais répondaux exigences relatives aux performances GOOSE, définies parla norme CEI 61850, pour les applications de déclenchementdans les postes de distribution (échange de données entre lesdispositifs <10 ms). Le relais prend également en charge l'envoiet la réception de valeurs analogiques à l'aide de la messagerieGOOSE. La messagerie GOOSE analogique permet detransférer facilement des valeurs de mesure analogiques sur lebus du poste, facilitant ainsi, par exemple, l'envoi de valeurs demesure entre les relais lors du contrôle de transformateursfonctionnant en parallèle.

Le relais prend également en charge le bus de processus CEI61850 via l'envoi de valeurs échantillonnées de courants et detensions analogiques et la réception de valeurs échantillonnéesde tensions. Cette fonctionnalité permet de remplacer lecâblage galvanique entre les panneaux par une communicationEthernet. Les valeurs mesurées sont transférées en tant quevaleurs échantillonnées via le protocole CEI 61850-9-2 LE.L'application pour les valeurs échantillonnées partage lestensions avec les autres relais de la série 615 disposant defonctions basées sur la tension et prenant en charge 9-2. Lesrelais de la série 615 avec des applications basées sur le bus deprocessus utilisent IEEE 1588 pour une synchronisationd'horloge à haute précision.

Concernant la communication Ethernet redondante, le relaisoffre deux interfaces réseau Ethernet optiques ou deuxinterfaces réseau Ethernet à isolation galvanique. Un troisièmeport à interface réseau Ethernet à isolation galvanique estdisponible. La troisième interface Ethernet permet deconnecter tout autre appareil Ethernet (une E/S à distance, parexemple) à un bus de poste CEI 61850 dans une cellule detableau de distribution. La redondance réseau Ethernet peutêtre obtenue à l'aide du protocole HSR (protocole deredondance transparente de haute disponibilité) ou PRP(protocole de redondance parallèle) ou avec une topologie enanneau (switch administrable compatible RSTP). Laredondance Ethernet peut être appliquée à tous les protocolesEthernet CEI 61850, Modbus et DNP3.

La norme CEI 61850 indique la redondance réseau qui améliorela disponibilité du système pour la communication des postes.La redondance réseau est basée sur deux protocolescomplémentaires définis dans la norme CEI 62439-3 : lesprotocoles PRP et HSR. Ces deux protocoles sont capables derésister à une défaillance de liaison ou de switch avec un tempsde permutation égal à zéro. Dans ces deux protocoles, chaquenœud de réseau a deux ports Ethernet identiques prévus pourune connexion réseau. Les protocoles reposent sur laduplication de toutes les informations transmises et fournissentun temps de permutation égal à zéro en cas de défaillance desliaisons ou des switches, satisfaisant ainsi à toutes lesexigences rigoureuses en temps réel de l'automatisation despostes.

Dans le protocole PRP, chaque nœud de réseau est associé àdeux réseaux indépendants fonctionnant en parallèle. Lesréseaux sont complètement séparés pour garantir leurindépendance en cas de défaillance et peuvent avoir différentestopologies. Les réseaux fonctionnent en parallèle, offrant ainsiune récupération instantanée et la vérification continue de laredondance afin d'éviter toute défaillance.


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Switch EthernetCEI 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

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

Figure 21. Protocole PRP

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

trame qu'il a envoyée, il la supprime pour éviter les boucles.L'anneau HSR avec des relais série 615 prend en charge laconnexion d'un maximum de 30 relais. Si plus de 30 relaisdoivent être connectés, il est recommandé de diviser le réseauen plusieurs anneaux afin de garantir les performances desapplications en temps réel.


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Switch Ethernet

RedBox

CEI 61850 HSR

RedBoxRedBox

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADA Dispositifs ne prenant pas en charge HSRCOM600

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

Figure 22. Solution HSR

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

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

la communication. Les relais avec une topologie en anneaujouent le rôle de switches simples acheminant les données detrafic qui ne s'y rapportent pas. La solution de l'anneauEthernet prend en charge la connexion d'un maximum de 30relais série 615. Si plus de 30 relais doivent être connectés, ilest recommandé de diviser le réseau en plusieurs anneaux. Lasolution de la topologie Ethernet en anneau évite tout pointindividuel de défaillance et améliore la fiabilité de lacommunication.


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Switch Ethernetadministrable compatible RSTP

Switch Ethernetadministrable compatible RSTP

Client BClient A

Réseau ARéseau B

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

Figure 23. Solution de topologie Ethernet en anneau

Tous les connecteurs de communication, sauf le connecteur duport face avant, sont placés sur des modules decommunication intégrés en option. Le relais peut être connectéaux systèmes de communication Ethernet via le connecteurRJ-45 (100Base-TX) ou le connecteur LC fibre optique(100Base-FX). Si une connexion série est nécessaire, il estpossible d'utiliser le bornier à vis RS-485 à 9 broches. Uneinterface série en option est disponible pour la communicationRS-232.

Le protocole Modbus mis en œuvre prend en charge les modesRTU, ASCII et TCP. En plus des fonctionnalités Modbusstandard, le relais prend en charge la collecte des événementshorodatés, la modification du groupe de paramètres actif et letéléchargement des derniers défauts enregistrés. Si uneconnexion Modbus TCP est utilisée, cinq clients peuvent êtreconnectés simultanément au relais. En outre, il est possibled'utiliser Modbus série et Modbus TCP en parallèle et, sinécessaire, les protocoles CEI 61850 et Modbus peuventfonctionner simultanément.

Le protocole CEI 60870-5-103 mis en œuvre prend en chargedeux liaisons série fonctionnant en parallèle avec deux maîtresdifférents. En plus des fonctionnalités de base standard, lerelais prend en charge la modification du groupe de paramètresactif et le téléchargement des enregistrements deperturbographie au format CEI 60870-5-103. En outre, il est

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

Le protocole DNP3 prend en charge les modes série et TCPpour connecter jusqu'à 5 maîtres. Le changement deparamètre actif et la lecture des enregistrements des défautssont pris en charge. Les modes DNP en série et DNP TCPpeuvent être utilisés en parallèle. Si nécessaire, les protocolesCEI 61850 et DNP peuvent être utilisés en parallèle.

La série 615 prend en charge le Profibus DPV1 avec prise encharge de l'adaptateur Profibus SPA-ZC 302. Le relais doit êtrecommandé avec les options de série Modbus si le Profibus estnécessaire. L'implémentation de Modbus comprend unefonction d'émulation du protocole SPA. Cette fonctionnalitépermet la connexion au SPA-ZC 302.

Lorsque le relais utilise le bus RS-485 pour la communicationsérie, les liaisons deux et quatre fils sont prises en charge. Lesrésistances de terminaison et de "pull-up"/"pull-down" peuventêtre configurées avec des cavaliers sur la carte decommunication de sorte que des résistances externes ne sontpas nécessaires.

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

Synchronisation Ethernet


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• SNTP (Simple Network Time Protocol - protocole simple desynchronisation de l'heure)

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

Format B)

Le relais prend en charge les méthodes de synchronisation del'heure suivantes avec une résolution d'horodatage de 4 µs telleque requise pour les applications de bus de processus.• PTP (IEEE 1588) v2 avec profil de puissance

IEEE 1588 est pris en charge par toutes les variantes avec unmodule de communication Ethernet redondant.

IEEE 1588 v2 propose• Horloge ordinaire avec algorithme Best Master Clock (BMC)• Horloge transparente à un temps pour topologie Ethernet en

anneau• Profil de puissance 1588 v2

• Réception (esclave) : 1 temps / 2 temps• Transmission (maître) : 1 temps• Mappage de la couche 2• Calcul du délai pair-à-pair• Fonctionnement Multicast

La précision requise pour l'horloge de référence est de +/-1 µs.En cas d'indisponibilité temporaire de l'horloge de référence, lerelais peut jouer le rôle d'horloge maîtresse par algorithmeBMC.

IEEE 1588 est pris en charge par toutes les variantes avec unmodule de communication Ethernet redondant.

De plus, le relais prend en charge la synchronisation de l'heurevia les protocoles de communication série Modbus, DNP3 etCEI 60870-5-103.

Tableau 5. Interfaces et protocoles de communication pris en charge

Interfaces/Protocoles Ethernet Série

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

CEI 61850-8-1 - -

CEI 61850-9-2 LE - -

MODBUS RTU/ASCII - -

MODBUS TCP/IP - -

DNP3 (série) - -

DNP3 TCP/IP - -

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


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21. Données techniques

Tableau 6. Dimensions

Description Valeur

Largeur Châssis 177 mm

Boîtier 164 mm

Hauteur Châssis 177 mm (4U)

Boîtier 160 mm

Profondeur 201 mm (153 + 48 mm)

Poids Relais de protection complet 4.1 kg

Bloc débrochable uniquement 2.1 kg

Tableau 7. Alimentation électrique

Description Type 1 Type 2

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

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

Durée d'interruption maximale de la tensionauxiliaire CC sans réinitialisation du relais

50 ms à Un

Variation de la tension auxiliaire 38...110 % de Un (38...264 V CA) 50...120 % de Un (12...72 V CC)

80...120 % de Un (38.4...300 V CC)

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

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

CC <12.0 W (nominal)/<18.0 W (max)CA < 16,0 W (nominal)/< 21,0 W (max)

CC <12.0 W (nominal)/<18.0 W (max)

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

Type de fusible T4A/250 V

Tableau 8. Entrées actives

Description Valeur

Fréquence nominale 50/60 Hz

Entrées courant Courant nominal, In 0.2/1 A1) 1/5 A2)

Capacité de surcharge thermique :

• En continu 4 A 20 A

• Pendant 1 s 100 A 500 A

Capacité de surcharge dynamique :

• Valeur demi-onde 250 A 1250 A

Impédance d'entrée <100 mΩ <20 mΩ

Entrées tension Tension nominale 60...210 V CA

Tenue en tension :

• En continu 240 V CA

• Pendant 10 s 360 V CA

Consommation à la tension nominale <0.05 VA

1) A la commande, option pour entrée de courant résiduel2) Courant résiduel et/ou courant de phase


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Tableau 9. Entrées d'excitation (capteurs)

Description Valeur

Entrée capteur courant Tension nominale (au secondaire) 75 mV...9000 mV1)

Tenue en tension en continu 125 V

Impédance d'entrée à 50/60 Hz 2...3 MΩ2)

Entrée capteur tension Tension nominale 6 kV...30 kV3)

Tenue en tension en continu 50 V

Impédance d'entrée à 50/60 Hz 3 mΩ

1) Est équivalent à la plage de courants 40 - 4000 A avec une bobine de Rogowski 80 A, 3 mV/Hz2) En fonction du courant nominal envisagé (gain matériel)3) Cette plage est couverte (jusqu'à 2 fois la valeur nominale) avec un diviseur (appliqué au capteur) de 10 000:1

Tableau 10. Entrées TOR

Description Valeur

Plage de fonctionnement ±20 % de la tension nominale

Tension nominale 24...250 V CC

Courant consommé 1.6...1.9 mA

Puissance consommée 31.0...570.0 mW

Seuil de tension 16...176 V CC

Temps de réponse <3 ms

Tableau 11. Sortie de signal X100 : SO1

Description Valeur

Tension nominale 250 V CA/CC

Courant des contacts en régime permanent 5 A

Pouvoir d'établissement du courant pendant 3.0 s 15 A

Pouvoir d'établissement du courant pendant 0,5 s 30 A

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

1 A/0.25 A/0.15 A

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

Tableau 12. Signaux de sortie et sortie IRF (défaut interne de relais)

Description Valeur





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

1 A/0.25 A/0.15 A



42 ABB

Tableau 13. Relais de sortie à contacts doubles avec fonction de supervision de déclenchement

Description Valeur





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

5 A/3 A/1 A


Supervision de déclenchement :

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

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

• Tension minimale aux bornes du contact de supervision dedéclenchement

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

Tableau 14. Relais de sortie avec contact simple

Description Valeur


Courant de contact en régime permanent 8A




5 A/3 A/1 A


Tableau 15. Sortie haute vitesse HSO avec BIO0007

Description Valeur


Courant de contact en régime permanent 6 A

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

Etablissement et conduite du courant pendant 0,5 s 30 A


5 A/3 A/1 A

Temps de fonctionnement <1 ms

Temps de réinitialisation <20 ms, charge résistive

Tableau 16. Port Ethernet en face avant

Interface Ethernet Protocole Câble Taux de transfert desdonnées

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


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Tableau 17. Liaison de communication de poste, fibre optique

Connecteur Type de fibre1) Longueur d'onde Longueur max.

standard2)Affaiblissement de propagation autorisé3)

LC Fibre de verre MM 62.5/125 ou50/125 μm

1300 nm 2 km <8 dB

ST Fibre de verre MM 62.5/125 ou50/125 μm

820...900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) fibre multimode, (SM) fibre monomode2) La longueur maximum dépend de l'atténuation et de la qualité du câble, et du nombre d'épissures et de connecteurs sur le parcours.3) Affaiblissement maximal autorisé (dû aux connecteurs et au câble)

Tableau 18. IRIG-B

Description Valeur

Format codage de l'heure IRIG B004, B0051)

Isolement 500 V 1 min.

Modulation Pas de modulation

Niveau logique 5 V TTL

Courant consommé <4 mA

Puissance consommée <20 mW

1) Selon la norme IRIG 200-04

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

Description Valeur

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

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

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

Rayon de courbure minimal admissible de la fibre optique 100 mm

Tableau 20. Indice de protection du relais de protection encastré

Description Valeur

Face avant IP 54

Face arrière, borniers IP 20

Tableau 21. Conditions d'environnement

Description Valeur

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

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

Humidité relative <93 %, sans condensation

Pression atmosphérique 86...106 kPa

Altitude Jusqu'à 2000 m

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

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


44 ABB

Tableau 22. Essais de compatibilité électromagnétique

Description Valeur d'essai de type Référence

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

CEI 61000-4-18CEI 60255-26, classe IIIIEEE C37.90.1-2002

• Mode commun 2,5 kV

• Mode différentiel 2,5 kV

Essai d'immunité à l’onde oscillatoire amortie 3MHz, 10 MHz et 30 MHz

CEI 61000-4-18CEI 60255-26, classe III

• Mode commun 2,5 kV

Essai d'immunité aux déchargesélectrostatiques

CEI 61000-4-2CEI 60255-26IEEE C37.90.3-2001

• Décharges au contact 8 kV

• Décharges dans l'air 15 kV

Essai d'immunité aux perturbations induites pardes champs radioélectriques

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


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


10 V/mf=900 MHz

ENV 50204CEI 60255-26, classe III

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

IEEE C37.90.2-2004

Essai d'immunité aux transitoires électriquesrapides en salves

CEI 61000-4-4CEI 60255-26IEEE C37.90.1-2002

• Tous les ports 4 kV

Essai d'immunité aux ondes de choc CEI 61000-4-5CEI 60255-26

• Communication 1 kV entre conducteur et terre

• Autres ports 4 kV entre conducteur et terre2 kV, entre conducteurs

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

CEI 61000-4-8

• Continue• 1...3 s

300 A/m1000 A/m

Essai d’immunité au champ magnétiqueimpulsionnel

1000 A/m6.4/16 µs

CEI 61000-4-9

Essai d’immunité au champ magnétiqueoscillatoire amorti

CEI 61000-4-10

• 2 s 100 A/m

• 1 MHz 400 transitoires/s

Essais d'immunité aux creux de tension etcoupures brèves

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

CEI 61000-4-11


ABB 45

Tableau 22. Essais de compatibilité électromagnétique, suite


Essais d’immunité aux fréquences industrielles Entrées binaires uniquement CEI 61000-4-16CEI 60255-26, classe A

• Mode commun 300 V rms

• Mode différentiel 150 V rms

Essai d'immunité aux perturbations conduitesen mode commun

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

CEI 61000-4-16

Essais d’émission électromagnétique EN 55011, classe ACEI 60255-26CISPR 11CISPR 12

• Emission conduite

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

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

• Emission rayonnée

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

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

1…3 GHz < 76 dB (µV/m) crête< 56 dB (µV/m) moyenne, mesurée à unedistance de 3 m

3…6 GHz < 80 dB (µV/m) crête< 60 dB (µV/m) moyenne, mesurée à unedistance de 3 m

Tableau 23. Essais d'isolement


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

CEI 60255-27

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

CEI 60255-27

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

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

Tableau 24. Essais mécaniques

Description Référence Condition

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

Classe 2

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

Classe 2

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


46 ABB

Tableau 25. Essais d'environnement


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

CEI 60068-2-2

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

CEI 60068-2-1

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

CEI 60068-2-30

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

CEI60068-2-14

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

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

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

Tableau 26. Sécurité du produit

Description Référence

Directive Basse Tension 2006/95/CE

Norme EN 60255-27 (2013)EN 60255-1 (2009)

Tableau 27. Conformité CEM

Description Référence

Directive CEM 2004/108/CE

Norme EN 60255-26 (2013)

Tableau 28. Conformité à la directive RoHS

Description

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


ABB 47

Fonctions de protection

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

Caractéristique Valeur

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

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

PHHPTOCetPHIPTOC

±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants de l'ordre de 0.1...10 × In)±5,0% de la valeur de consigne(avec des courants de l'ordre de 10...40 × In)

Temps de réponse déclenchement1)2)

Minimum Standard Maximum

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

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC et PHLPTOC :IDéfaut = 2 x Seuil dedéclenchement

23 ms

26 ms

29 ms

Temps de réinitialisation Généralement 40 ms

Taux de réinitialisation Généralement 0,96

Temps de retard <30 ms

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

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

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

1) Durée de temporisation du déclenchement = 0,02 s, Type de courbe de déclenchement = temps constant CEI, Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avant défaut = 0.0× In, fn = 50 Hz, courant de défaut au niveau d'une phase avec fréquence nominale injecté à partir d'un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures

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


48 ABB

Tableau 30. Paramètres principaux de la protection triphasée non directionnelle contre les surtensions (PHxPTOC)

Paramètre Fonction Plage de valeurs Pas

Seuil de déclenchement PHLPTOC 0,05...5,00 × In 0.01

PHHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

PHIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Facteur multiplicateur de temps PHLPTOC 0.05...15.00 0.01

PHHPTOC 0.05...15.00 0.01

Durée de temporisation dudéclenchement

PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Type de courbe dedéclenchement1)

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

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

PHIPTOC Temps constant

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

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


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

DPHLPDOC Courant :±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × InTension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × UnDéphasage : ±2°

DPHHPDOC Courant :±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × In(avec des courants de l'ordre de 0.1...10 × In)±5.0 % de la valeur de consigne(avec des courants de l'ordre de 10...40 × In)Tension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × UnDéphasage : ±2°

Temps de réponsedéclenchement1)2)


IDéfaut = 2,0 × Seuil dedéclenchement

39 ms 43 ms 47 ms




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

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

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

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

injecté avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Maximum Seuil de déclenchement = 2.5 × In,Seuil de déclenchement multiples entre 1.5...20


ABB 49

Tableau 32. Paramètres principaux de la protection triphasée directionnelle contre les surtensions (PHxPTOC)


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

DPHHPDOC 0.10...40.00 × In 0.01

Facteur multiplicateur de temps DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01


DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Mode directionnel DPHxPDOC 1 = Non directionnel2 = Direct3 = Inverse

Angle caractéristique DPHxPDOC -179...180° 1


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

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

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

Tableau 33. Protection non directionnelle de terre (EFxPTOC)



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

EFHPTOCetEFIPTOC

±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 x In(avec des courants de l'ordre de 0.1...10 × In)±5,0% de la valeur de consigne(avec des courants de l'ordre de 10...40 × In)



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

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC et EFLPTOC :IDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

23 ms

26 ms

29 ms






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

1) Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avant défaut = 0.0 x In, fn = 50 Hz, courant de défaut à la terre avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire,

résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie de signal3) Seuil de déclenchement maximum = 2.5 × In, Seuil de déclenchement : multiples compris entre 1.5 et 20


50 ABB

Tableau 34. Paramètres principaux de la protection non directionnelle contre les défauts de terre (EFxPTOC)


Seuil de déclenchement EFLPTOC 0,010...5,000 × In 0.005

EFHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

EFIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Facteur multiplicateur de temps EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10


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

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

EFIPTOC Temps constant



ABB 51

Tableau 35. Protection directionnelle de terre (DEFxPDEF)



DEFLPDEF Courant :±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × InTension±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × UnDéphasage :±2°

DEFHPDEF Courant :±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × In(avec des courants de l'ordre de 0.1...10 × In)±5,0% de la valeur de consigne(avec des courants de l'ordre de 10...40 × In)Tension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × UnDéphasage :±2°



DEFHPDEFIDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

58 ms 62 ms 66 ms






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

1) Durée de temporisation du déclenchement = 0.06 s, Type de courbe de déclenchement = temps constant CEI, Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avant défaut = 0.0× In, fn = 50 Hz, courant de défaut à la terre avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures

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


52 ABB

Tableau 36. Paramètres principaux de la protection directionnelle contre les défauts de terre (DEFxPDEF)


Seuil de déclenchement DEFLPDEF 0.010...5.000 × In 0.005

DEFHPDEF 0.10...40.00 × In 0.01

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

Facteur multiplicateur de temps DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01


DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10


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

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

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

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

Tableau 37. Protection d'admittance contre les défauts de terre (EFPADM)


Précision1) A la fréquence f = fn

±1.0 % ou ±0.01 mS(plage de valeurs comprises entre 0.5 et 100 mS)

Temps de réponse déclenchement2) Minimum Standard Maximum

56 ms 60 ms 64 ms

Temps de réinitialisation 40 ms

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

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

1) Uo = 1.0 × Un2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie de signal. Résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures.


ABB 53

Tableau 38. Protection d'admittance contre les défauts de terre (EFPADM) - Paramètres principaux


Seuil tension de déclenchement EFPADM 0.01...2.00 × Un 0.01

Mode directionnel EFPADM 1 = Non directionnel2 = Direct3 = Inverse

Mode de déclenchement EFPADM 1 = Yo2 = Go3 = Bo4 = Yo, Go5 = Yo, Bo6 = Go, Bo7 = Yo, Go, Bo


EFPADM 60...200000 ms 10

Rayon du cercle EFPADM 0,05...500,00 ms 0.01

Conductance du cercle EFPADM -500,00...500,00 ms 0.01

Susceptance du cercle EFPADM -500,00...500,00 ms 0.01

Conductance directe EFPADM -500,00...500,00 ms 0.01

Conductance inverse EFPADM -500,00...500,00 ms 0.01

Angle d'inclinaison de laconductance

EFPADM -30...30° 1

Susceptance directe EFPADM -500,00...500,00 ms 0.01

Susceptance inverse EFPADM -500,00...500,00 ms 0.01

Angle d'inclinaison de lasusceptance

EFPADM -30...30° 1

Tableau 39. Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure wattmétrique (WPWDE)



Courant et tension :±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × InPuissance :±3 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × Pn

Temps de réponse déclenchement 1)2) Généralement 63 ms




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

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

1) Io variable pendant l'essai. Uo = 1.0 × Un = tension phase-terre pendant un défaut à la terre dans un réseau à neutre compensé ou non mis à la terre. Puissance résiduelle avant défaut = 0.0

pu, fn = 50 Hz, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures.

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


54 ABB

Tableau 40. Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure wattmétrique (WPWDE) - Paramètres principaux


Mode directionnel WPWDE 2 = Direct3 = Inverse

Seuil déclenchement courant WPWDE 0.010...5.000 × In 0.001

Seuil déclenchement tension WPWDE 0.010...1.000 × Un 0.001

Seuil déclenchement puissance WPWDE 0.003...1.000 × Pn 0.001

Puissance de référence WPWDE 0.050...1.000 × Pn 0.001

Angle caractéristique WPWDE -179...180° 1

Facteur multiplicateur de temps WPWDE 0.05...2.00 0.01

Type de courbe de déclenchement WPWDE Temps constant ou inverseType de courbe : 5, 15, 20


WPWDE 60...200000 ms 10

Courant de fonctionnementminimum

WPWDE 0.010...1.000 × In 0.001

Tension de fonctionnementminimum

WPWDE 0.01...1.00 × Un 0.01

Tableau 41. Protection contre les défauts de terre transitoires/intermittents (INTRPTEF)


Précision de déclenchement (critères Uo avec protection transitoire) Suivant la fréquence du courant mesuré : fn ±2 Hz

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

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

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

Tableau 42. Protection contre les défauts de terre transitoires/intermittents (INTRPTEF) - Paramètres principaux


Mode directionnel INTRPTEF 1=Non directionnel2=Direct3=Inverse

-


INTRPTEF 40...1200000 ms 10

Valeur tension de déclenchement(valeur tension de déclenchementsur défaut terre transitoire)

INTRPTEF 0,01...0,50 × Un 0.01

Mode de fonctionnement INTRPTEF 1=Défaut à la terre intermittent2=Défaut à la terre transitoire

-

Limite compteur de crête (exigenceminimale pour le compteur de crêteavant fonctionnement en modeDéfaut à la terre intermittent)

INTRPTEF 2...20 -


INTRPTEF 0,01...1,00 × In 0.01


ABB 55

Tableau 43. Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure des harmoniques (HAEFPTOC)



±5% de la valeur de consigne ou ±0,004 × In

Heure de démarrage 1)2) Généralement 77 ms




Précision du temps de service en mode IDMT 3) ±5.0 % de la valeur de consigne ou ±20 ms

Suppression des harmoniques -50 dB à f = fn

-3 dB à f = 13 × fn

1) Courant de fréquence fondamentale = 1.0 × In. Courant des harmoniques avant défaut = 0.0 × In, courant de défaut des harmoniques 2.0 × Seuil de déclenchement. Résultats basés sur la

répartition statistique de 1000 mesures.2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Maximum Seuil de déclenchement = 2.5 × In, Seuil de déclenchement multiples entre 2...20

Tableau 44. Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure des harmoniques (HAEFPTOC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement HAEFPTOC 0.05...5.00 × In 0.01

Facteur multiplicateur de temps HAEFPTOC 0.05...15.00 0.01


HAEFPTOC 100...200000 ms 10

Temps de fonctionnementminimum

HAEFPTOC 100...200000 ms 10

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


56 ABB

Tableau 45. Protection à maximum de courant inverse (NSPTOC)



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



IDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchementIDéfaut = 10 × Seuil dedéclenchement

23 ms15 ms

26 ms18 ms

28 ms20 ms







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

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

Tableau 46. Protection à maximum de courant inverse (NSPTOC) - Paramètres principaux


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

Facteur multiplicateur de temps NSPTOC 0.05...15.00 0.01


NSPTOC 40...200000 ms 10


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


Tableau 47. Protection contre les discontinuités de phase (PDNSPTOC)



±2 % de la valeur de consigne

Temps de réponse déclenchement <70 ms







ABB 57

Tableau 48. Protection contre les discontinuités de phase (PDNSPTOC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement (Rapportdes courants I2/I1)

PDNSPTOC 10...100 % 1


PDNSPTOC 100...30000 ms 1

Courant de phase minimal PDNSPTOC 0.05...0.30 × In 0.01

Tableau 49. Protection à maximum de tension résiduelle (ROVPTOV)


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

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



UDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

48 ms 51 ms 54 ms






1) Tension résiduelle avant défaut = 0.0 × Un, fn = 50 Hz, tension résiduelle avec fréquence nominale injectée avec un déphasage aléatoire, résultats basés sur la répartition statistique de 1000

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

Tableau 50. Protection à maximum de tension résiduelle (ROVPTOV) - Paramètres principaux


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


ROVPTOV 40...300000 ms 1


58 ABB

Tableau 51. Protection triphasée à minimum de tension (PHPTUV)


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


Heure de démarrage1)2) Minimum Standard Maximum

UDéfaut = 0.9 × Seuil dedéclenchement

62 ms 66 ms 70 ms


Taux de réinitialisation En fonction de l'hystérésis relative



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


1) Seuil de déclenchement = 1,0 × Un, tension avant défaut = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, minimum de tension entre phases avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire, résultats

basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de déclenchement minimum = 0.50, Seuil de déclenchement multiples compris entre 0.90 et 0.20

Tableau 52. Protection triphasée à minimum de tension (PHPTUV) - Paramètres principaux


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

Facteur multiplicateur de temps PHPTUV 0.05...15.00 0.01


PHPTUV 60...300000 ms 10


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


Tableau 53. Protection triphasée à maximum de tension (PHPTOV)





UDéfaut = 1.1 × Seuil de démarrage 23 ms 27 ms 31 ms





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


1) Seuil de déclenchement = 1,0 × Un, tension avant défaut = 0,9 × Un, fn = 50 Hz, maximum de tension entre phases avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire, résultats

basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie du signal3) Seuil de démarrage maximum = 1.20 × In, Seuil de démarrage multiples entre 1.10... 2.00


ABB 59

Tableau 54. Protection triphasée à maximum de tension (PHPTOV) - Paramètres principaux


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

Facteur multiplicateur de temps PHPTOV 0.05...15.00 0.01


PHPTOV 40...300000 ms 10


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


Tableau 55. Protection à minimum de tension directe (PSPTUV)





UDéfaut = 0.99 × Seuil de démarrageUDéfaut = 0.9 × Seuil de démarrage

52 ms44 ms

55 ms47 ms

58 ms50 ms






1) Seuil de démarrage = 1,0 × Un, tension directe avant défaut = 1,1 × Un, fn = 50 Hz, minimum de tension directe avec fréquence nominale injecté avec un déphasage aléatoire, résultats basés

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

Tableau 56. Protection à minimum de tension directe (PSPTUV) - Paramètres principaux


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


PSPTUV 40...120000 ms 10

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


60 ABB

Tableau 57. Protection à maximum de tension inverse (NSPTOV)






UDéfaut = 1.1 × Seuil dedéclenchementUDéfaut = 2.0 × Seuil dedéclenchement

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






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

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

Tableau 58. Protection à maximum de tension inverse (NSPTOV) - Paramètres principaux


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


NSPTOV 40...120000 ms 1

Tableau 59. Protection de fréquence (FRPFRQ)Pour obtenir des informations plus détaillées sur les entrées et sorties, se reporter au tableauEntrées/Sorties et aux schémas de raccordements.


Précision de déclenchement f>/f< ±5 mHz

df/dt ±50 mHz/s (dans la plage |df/dt| <5 Hz/s)± 2.0 % de la valeur de consigne (dans la plage 5 Hz/s < |df/dt| < 15 Hz/s)

Temps de réponse déclenchement f>/f< <80 ms

df/dt <120 ms

Temps de réinitialisation <150 ms

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


ABB 61

Tableau 60. Protection de fréquence (FRPFRQ) - Paramètres principaux


Mode de déclenchement FRPFRQ 1 = Fréq<2 = Fréq>3 = df/dt4 = Fréq< + df/dt5 = Fréq> + df/dt6 = Fréq< OU df/dt7 = Fréq> OU df/dt

Seuil Fréq> FRPFRQ 0.9000...1.2000 × fn 0.0001

Seuil Fréq< FRPFRQ 0.8000...1.1000 × fn 0.0001

Seuil df/dt FRPFRQ -0.200...0.200 × fn/s 0.005

Temporisation déclenchementFréq

FRPFRQ 80...200000 ms 10

Temporisation déclenchementdf/dt

FRPFRQ 120...200000 ms 10

Tableau 61. Protection thermique triphasée pour départs, câbles et transformateurs de distribution (T1PTTR)



Mesure du courant : ±1,5% de la valeur de consigne ou ±0,002 x In (auxcourants compris dans la plage 0,01...4,00 x In)

Précision temps de fonctionnement1) ±2.0 % de la valeur théorique ou ±0.50 s

1) Courant de surcharge > 1.2 × Température de fonctionnement


62 ABB

Tableau 62. Protection thermique triphasée pour départs, câbles et transformateurs de distribution (T1PTTR) - Paramètres principaux


Température ambiante(température ambiante deréférence lorsque le capteur detempérature ambiante est inactif)

T1PTTR -50...100°C 1

Facteur multiplicateur de courant(facteur multiplicateur de courantlorsque la fonction est utilisée avecdes lignes en parallèle)

T1PTTR 1...5 1

Courant de référence T1PTTR 0.05...4.00 × In 0.01

Echauffement (échauffement finalpar rapport à la températureambiante)

T1PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Constante de temps (constante detemps de la ligne en secondes)

T1PTTR 60...60000 s 1

Température maximale (niveau dela température au seuil dedéclenchement)

T1PTTR 20,0...200,0°C 0.1

Valeur de l'alarme (niveau de latempérature du seuil d'alarme)

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Température de réenclenchement(température de réinitialisation duréenclenchement aprèsdéclenchement)

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Température initiale(augmentation de la températureau-delà de la températureambiante à la mise sous tension)

T1PTTR -50,0...100,0°C 0.1

Tableau 63. Protection différentielle à haute impédance contre les défauts de terre (HREFPDIF)



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


IDéfaut = 2.0 × Seuil defonctionnement définiIDéfaut = 10.0 × Seuil defonctionnement défini

16 ms11 ms

21 ms13 ms

23 ms14 ms


Rapport de réinitialisation Généralement 0,96



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

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


ABB 63

Tableau 64. Protection différentielle contre les défauts de terre à haute impédance (HREFPDIF) - Paramètres principaux


Seuil HREFPDIF 1,0...50,0 % 0.1

Temporisation min HREFPDIF 40...300000 ms 1

Fonctionnement HREFPDIF OffOn

-

Tableau 65. Protection différentielle à haute impédance (HIxPDIF)



±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × In



IDéfaut = 2.0 x Seuil dedéclenchement

12 ms 16 ms 24 ms

IDéfaut = 10 x Seuil dedéclenchement

10 ms 12 ms 14 ms





1) Mode de mesure = par défaut (en fonction du seuil), courant avant défaut = 0.0 × In, fn = 50 Hz, courant de défaut avec fréquence nominale injecté à partir d'un déphasage aléatoire, résultats

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

Tableau 66. Protection différentielle à haute impédance (HIxPDIF) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement HIAPDIFHIBPDIFHICPDIF

1,0...200,0 %In 1

Temporisation minimum HIAPDIFHIBPDIFHICPDIF

20...300000 ms 10

Tableau 67. Protection de défaillance disjoncteur (CCBRBRF)



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


Temps de réinitialisation1) Généralement 40 ms


1) Le temps d'impulsion de déclenchement définit la durée d'impulsion minimum


64 ABB

Tableau 68. Protection de défaillance disjoncteur (CCBRBRF) - Paramètres principaux


Valeur de courant (courant nominalde phase en fonctionnement)

CCBRBRF 0,05...1,00 × In 0.05

Valeur du courant résiduel (courantrésiduel en fonctionnement)

CCBRBRF 0,05...1,00 × In 0.05

Mode défaillance disjoncteur(mode de fonctionnement)

CCBRBRF 1 = Courant2 = Etat disjoncteur3 = les deux

-

Mode déclenchement défaillancedisjoncteur

CCBRBRF 1 = Arrêt (OFF)2 = Sans vérification3 = Vérification courant

-

Temps de redéclenchement CCBRBRF 0...60000 ms 10

Temporisation défaillancedisjoncteur

CCBRBRF 0...60000 ms 10

Temporisation défaut disjoncteur CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tableau 69. Détecteur de courant d'appel triphasé (INRPHAR)


Précision de déclenchement A la fréquence f = fn

Mesure du courant :±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0,002 × InMesure du rapport I2f/I1f :±5.0 % de la valeur de consigne

Temps de réinitialisation +35 ms / -0 ms


Précision du temps de déclenchement +35 ms / -0 ms

Tableau 70. Détecteur de courant d'appel triphasé (INRPHAR) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement (rapportentre l'harmonique de rang 1 etl'harmonique de rang 2)

INRPHAR 5...100 % 1


INRPHAR 20...60000 ms 1

Tableau 71. Enclenchement sur défaut (CBPSOF)



Tableau 72. Enclenchement sur défaut (CBPSOF) - Paramètres principaux


Temps de réinitialisationEnclenchement sur défaut

CBPSOF 0...60000 ms 1


ABB 65

Tableau 73. Protection contre les arcs (ARCSARC)


Précision de déclenchement ±3% de la valeur de consigne ou ±0,01 × In

Temps de réponsedéclenchement


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

9 ms3)

4 ms4)12 ms 3)

6 ms4)15 ms 3)

9 ms4)

Mode de fonctionnement ="Lumière uniquement"2)

9 ms3)

4 ms4)10 ms3)

6 ms4)12 ms3)

7 ms4)



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

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

Tableau 74. Protection contre les arcs (ARCSARC) - Paramètres principaux


Valeur courant d'appel de phase enfonctionnement

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

Valeur courant résiduel de terre à lamise sous tension du départ

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

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

Tableau 75. Protection analogique multifonction (MAPGAPC)


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

Tableau 76. Protection multifonction (MAPGAPC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement MAPGAPC -10000.0...10000.0 0.1


MAPGAPC 0...200000 ms 100

Mode de fonctionnement MAPGAPC MaximumMinimum

-


66 ABB

Tableau 77. Localisateur de défaut (SCEFRFLO)


Précision de mesure A la fréquence f = fn

Impédance :± 2.5% ou ±0,25 Ω

Distance :±2.5% ou ±0.16 km/0.1 mile

XC0F_CALC :± 2.5% ou ±50 Ω

IFLT_PER_ILD :± 5% ou ±0,05

Tableau 78. Localisateur de défaut (SCEFRFLO) - Paramètres principaux


Z Max phase load SCEFRFLO 1,0…10000,00 Ω 0.1

Ph leakage Ris SCEFRFLO 20…1000000 Ω 1

Ph capacitive React SCEFRFLO 10…1000000 Ω 1

R1 line section A SCEFRFLO 0,000…1000,000 Ω/pu 0.001

X1 line section A SCEFRFLO 0,000…1000,000 Ω/pu 0.001

R0 line section A SCEFRFLO 0,000…1000,000 Ω/pu 0.001

X0 line section A SCEFRFLO 0,000…1000,000 Ω/pu 0.001

Line Len section A SCEFRFLO 0,000...1000,000 pu 0.001

Tableau 79. Détection de défaut à haute impédance (PHIZ) - Paramètres principaux


Niveau de sécurité PHIZ 1...10 1

Type de système PHIZ 1=Avec terre2=Sans terre

Tableau 80. Protection contre le retour de puissance/directionnelle à maximum de puissance (DOPPDPR)


Précision de déclenchement 1)

Suivant la fréquence de la tension et du courant mesurés :f = fn ±2 Hz

Précision de la mesure de puissance ±3 % de la valeur de consigne ou±0.002 × SnDéphasage : ±2°

Temps de réponse déclenchement2)3) Généralement 45 ms



Précision du temps de déclenchement ±1,0 % de la valeur de consigne (±20 ms)

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

1) Mode de mesure = "Direct" (par défaut)2) U = Un, fn = 50 Hz, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures

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


ABB 67

Tableau 81. Protection contre le retour de puissance/directionnelle à maximum de puissance (DOPPDPR) - Paramètres principaux


Mode directionnel DOPPDPR 1=Non directionnel2=Direct3=Inverse

-

Seuil de déclenchement DOPPDPR 0.01...2.00 × Sn 0.01

Angle de puissance DOPPDPR -90...90° 1


DOPPDPR 40...300000 10

Tableau 82. Protection contre les défauts de terre basée sur l'admittance multifréquence (MFADPSDE)


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


Temps de réponse déclenchement1) Généralement 35 ms



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

Tableau 83. Protection contre les défauts de terre basée sur l'admittance multifréquence (MFADPSDE) - Paramètres principaux


Mode directionnel MFADPSDE 2=Direct3=Inverse

-

Seuil déclenchement tension MFADPSDE 0,01...1,00 × Un 0.01


MFADPSDE 60...1200000 10

Grandeur de fonctionnement MFADPSDE 1=Adaptative2=Amplitude

-

Mode de fonctionnement MFADPSDE 1=Défaut à la terre intermittent3=Défaut à la terre général4=Défaut à la terre, alarme

-


MFADPSDE 0.005...5.000 × In 0.001

Limite compteur de crête MFADPSDE 2...20 1


68 ABB

Tableau 84. Caractéristiques de déclenchement

Paramètre Plage de valeurs

Type de courbe de déclenchement 1 = ANSI Ext. inv.2 = ANSI Très inverse3 = ANSI Norm. inv.4 = ANSI Modérément inverse5 = ANSI Heure6 = Ext inv long7 = Très inv long8 = Inv long9 = CEI Norm. inv.10 = CEI Très inv.11 = CEI inv.12 = CEI Ext. inv.13 = CEI Inv. court14 = CEI inv. long15 = CEI Heure17 = Programmable18 = Type RI19 = Type RD

Type de courbe de déclenchement (protection de tension) 5 = ANSI Heure15 = CEI Heure17 = Inv. Courbe A18 = Inv. Courbe B19 = Inv. Courbe C20 = Programmable21 = Inv. Courbe A22 = Inv. Courbe B23 = Programmable


ABB 69

Fonctions d'interconnexion

Tableau 85. Protection directionnelle à minimum de tension par compensation de puissance réactive (DQPTUV)


Précision de déclenchement Suivant la fréquence de la tension et du courant mesurés :fn ±2 HzPlage puissance réactive |PF| <0.71

Puissance :±3.0 % ou ±0.002 × QnTension :±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × Un






1) Seuil de déclenchement = 0.05 × Sn, puissance réactive avant défaut = 0.8 × Seuil de déclenchement, puissance réactive dépassée 2 fois, résultats basés sur la répartition statistique de

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

Tableau 86. Protection directionnelle à minimum de tension par compensation de puissance réactive (DQPTUV) - Paramètres principaux


Seuil déclenchement tension DQPTUV 0,20...1,20 × Un 0.01


DQPTUV 100...300000 ms 10

Puissance réactive min DQPTUV 0.01...0.50 × Sn 0.01

Courant direct min DQPTUV 0.02...0.20 × In 0.01

Réduction secteur puiss. DQPTUV 0...10° 1

Tableau 87. Protection de l'alimentation continue à basse tension (LVRTPTUV)





Temps de réinitialisation Basé sur la valeur maximale du Temps de récupération



1) Testé pour Nombre de phases déclenchement = 1 sur 3, résultats basés sur la répartition statistique de 1000 mesures2) Inclut le temps de réponse du contact de sortie de signal


70 ABB

Tableau 88. Protection de l'alimentation continue à basse tension (LVRTPTUV) - Paramètres principaux


Seuil déclenchement tension LVRTPTUV 0,05...1,20 × Un 0.01

Nb phases LVRTPTUV 4=Exactement 1 sur 35=Exactement 2 sur 36=Exactement 3 sur 3

-

Sélection de la tension LVRTPTUV 1=La plus haute Ph-T2=La plus basse Ph-T3=La plus haute Ph-Ph4=La plus basse Ph-Ph5=Directe

-

Coordonnées actives LVRTPTUV 1...10 1

Niveau de tension 1 LVRTPTUV 0,00...1,20 ms 0.01










Temps de récupération 1 LVRTPTUV 0...300000 ms 1










Tableau 89. Protection de décalage vectoriel de tension (VVSPPAM)



±1°

Temps de fonctionnement1)2) Généralement 53 ms

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

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


ABB 71

Tableau 90. Protection de décalage vectoriel de tension (VVSPPAM) - Principaux paramètres


Seuil de déclenchement VVSPPAM 2,0...30,0° 0.1

Supervision phase VVSPPAM 7=Ph A + B + C8=Directe

-

Valeur blocage max tension VVSPPAM 0,40...1,50 × Un 0.01

Valeur blocage min tension VVSPPAM 0,15...1,00 × Un 0.01


72 ABB

Fonctions Qualité de l'énergie

Tableau 91. Variation de tension (PHQVVR)


Précision de déclenchement ±1.5 % de la valeur de consigne ou ±0.2 % de la tension de référence

Rapport de réinitialisation Généralement 0,96 (Surtension), 1,04 (Creux, Coupure)

Tableau 92. Déséquilibre de tension (VSQVUB)


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



ABB 73

Fonctions de contrôle

Tableau 93. Réenclenchement automatique (DARREC)



Tableau 94. Contrôle synchronisme et mise sous tension (SECRSYN)



Tension :±3.0% de la valeur de consigne ou ±0.01 × UnFréquence :±10 mHzDéphasage :±3°





74 ABB

Tableau 95. Contrôle synchronisme et mise sous tension (SECRSYN) - Paramètres principaux


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

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

Difference voltage (Différence detension)

SECRSYN 0.01...0.50 × Un 0.01

Difference frequency (Différencede fréquence)

SECRSYN 0.001...0.100 × fn 0.001

Difference angle (Différenced'angle de phase)

SECRSYN 5...90° 1

Synchrocheck mode (Modecontrôle de synchronisme)

SECRSYN 1 = Arrêt (OFF)2 = Synchrone3 = Asynchrone

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

Dead line value (seuil bas tension) SECRSYN 0.1...0.8 × Un 0.1

Live line value (seuil haut tension) SECRSYN 0.2...1.0 × Un 0.1

Close pulse (durée de l'ordre defermeture)

SECRSYN 200...60000 ms 10

Max energizing V (Tension maxipour la fermeture du disjoncteur)

SECRSYN 0.50...1.15 × Un 0.01

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

Minimum Syn time (Duréeminimale de synchro)

SECRSYN 0...60000 ms 10

Maximum Syn time (Duréemaximale de synchro)

SECRSYN 100...6000000 ms 10

Energizing time (Délai de misesous tension)

SECRSYN 100...60000 ms 10

Closing time of CB (Délai defermeture disjoncteur)

SECRSYN 40...250 ms 10


ABB 75

Fonctions de supervision et de surveillance d'état

Tableau 96. Surveillance d'état disjoncteur (SSCBR)


Précision de la mesure du courant ±1.5% ou ±0.002 x In(avec des courants dans la plage 0.1...10 x In)±5,0%(avec des courants dans la plage 10...40 x In)


Mesure du temps de réponse +10 ms / -0 ms

Tableau 97. Surveillance du circuit de courant (CCSPVC)


Temps de réponse1) <30 ms

1) Incluant le temps de réponse du contact de sortie

Tableau 98. Surveillance du circuit de courant (CCSPVC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement CCSPVC 0.05...0.20 × In 0.01

Seuil de courant maximal CCSPVC 1.00...5.00 × In 0.01

Tableau 99. Surveillance TC pour schéma de protection à haute impédance (HZCCxSPVC)



±1,5 % de la valeur de consigne ou ±0.002 × In





Tableau 100. Surveillance TC pour schéma de protection à haute impédance (HZCxSPVC) - Paramètres principaux


Seuil de déclenchement HZCASPVCHZCBSPVCHZCCSPVC

1.0...100.0 %In 0.1

Temporisation alarme HZCASPVCHZCBSPVCHZCCSPVC

100...300000 ms 10

Mode sortie alarme HZCASPVCHZCBSPVCHZCCSPVC

1=Non verrouillé3=Verrouillage


76 ABB

Tableau 101. Supervision fusion fusible (SEQSPVC)


Temps de réponse1) Fonction Inverse UDéfaut = 1.1 × Niv. tension inv. <33 ms

UDéfaut = 5.0 × Niv. tension inv. <18 ms

Fonction Delta ΔU = 1.1 × Variation tension <30 ms

ΔU = 2.0 × Variation tension <24 ms

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

statistique de 1000 mesures

Tableau 102. Compteur d'exécution pour machines et appareils (MDSOPT)

Description Valeur

Précision de la mesure des heures de fonctionnement moteur1) ±0.5%

1) Précision de la valeur affichée pour un relais indépendant sans synchronisation d'horloge.


ABB 77

Fonctions de mesure

Tableau 103. Mesure du courant triphasé (CMMXU)


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

±0.5% ou ±0.002 × In(avec des courants de l'ordre de 0.01...4,00 × In)

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

Tableau 104. Mesure du courant direct/inverse/homopolaire (CSMSQI)


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

±1.0% ou ±0.002 × In(avec des courants de l'ordre de 0.01...4.00 × In


Tableau 105. Mesure du courant résiduel (RESCMMXU)



±0.5% ou ±0.002 × Inavec des courants de l'ordre de 0.01...4.00 × In


Tableau 106. Mesure tension triphasée (VMMXU)


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

±0.5 % ou ±0.002 × Un


Tableau 107. Mesure de la tension résiduelle (RESVMMXU)



±0.5 % ou ±0.002 × Un



78 ABB

Tableau 108. Mesure de la tension directe/inverse/homopolaire (VSMSQI)


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

±1.0% ou ±0.002 × Un


Tableau 109. Mesure énergie et puissance triphasée (PEMMXU)


Précision de mesure Pour les trois courants dans la plage 0.10…1.20 x InPour les trois tensions dans la plage 0.50…1.15 x UnA la fréquence fn ±1 Hz

±1.5 % pour la puissance apparente S±1.5 % pour la puissance active P et l'énergie active1)

±1.5 % pour la puissance réactive Q et l'énergie réactive2)

±0.015 pour le facteur de puissance


1) |PF| >0.5 ce qui équivaut à |cosφ| >0.52) |PF| <0.86 ce qui équivaut à |sinφ| >0.5

Tableau 110. Mesure de la fréquence (FMMXU)


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


ABB 79

Autres fonctions

Tableau 111. Bloc fonctionnel Temporisateur d'impulsion (PTGAPC)



Tableau 112. Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) (TOFPAGC)



Tableau 113. Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) (TONGAPC)




80 ABB

22. IHM localeLe relais dispose de deux types d'affichage en option (grandformat et petit format). Le grand format est adapté pour lesrelais dont l'interface utilisateur en face avant requiertl'affichage du schéma unifilaire et un usage fréquent. Le petitformat est adapté pour les postes commandés à distance où lerelais est utilisé localement de façon exceptionnelle vial'interface utilisateur en face avant.

Les deux types d'affichage à cristaux liquides disposent d'uneinterface utilisateur en face avant avec menus de navigation etde visualisation. Le grand format dispose toutefois d'uneinterface en face avant plus conviviale avec moins de menusdéroulants et une présentation enrichie des informations. Enoutre, le grand format comprend un schéma unifilaireconfigurable par l'utilisateur indiquant la position del'équipement primaire associé. En fonction de la configurationstandard choisie, le relais affiche les valeurs mesuréescorrespondantes en dehors du schéma unifilaire par défaut. Le

schéma unifilaire est également accessible à l'aide del'interface utilisateur par navigateur Web. L'utilisateur peutmodifier le schéma unifilaire par défaut à l'aide de l'éditeurgraphique du PCM600. L'utilisateur peut créer jusqu'à 10pages de schémas unifilaires.

L'IHM locale comprend un bouton-poussoir (L/R - Local/Remote) pour le fonctionnement local/à distance du relais.Lorsque le relais est en mode local, son fonctionnement n'estpossible qu'à partir de l'interface utilisateur locale en faceavant. Lorsque le relais est en mode distant, il peut exécuterdes commandes envoyées depuis un équipement distant. Lerelais prend en charge la sélection à distance du mode local/distant via une entrée TOR. Cette fonction facilite par exemplel'utilisation d'un commutateur externe au niveau du poste pours'assurer que tous les relais sont en mode local pendant destravaux de maintenance et que les disjoncteurs ne peuvent pasêtre utilisés à distance à partir du centre de contrôle du réseau.

IECA070904 V3 FR

Figure 24. Affichage petit format

IECA070901 V3 FR

Figure 25. Affichage grand format

Tableau 114. Affichage petit format

Taille des caractères1) Nombre de lignes dans la vue Nombre de caractères par ligne

Petite taille, espacement constant (6x12 pixels) 5 20

Grande taille, largeur variable (13x14 pixels) 3 Au moins 8

1) Selon la langue sélectionnée

Tableau 115. Affichage grand format

Taille des caractères1) Nombre de lignes dans la vue Nombre de caractères par ligne

Petite taille, espacement constant (6x12 pixels) 10 20

Grande taille, largeur variable (13x14 pixels) 7 Au moins 8

1) Selon la langue sélectionnée


ABB 81

23. Modes d'installationA l'aide des accessoires de montage appropriés, le boîtierstandard des relais série 615 peut faire l'objet d'un montageencastré, semi-encastré ou mural. Les boîtiers faisant l'objetd'un montage encastré et mural peuvent également êtremontés en position inclinée (25°) à l'aide d'accessoiresspéciaux.

En outre, les relais peuvent être montés dans n'importe quellearmoire standard 19" au moyen de panneaux de montage 19"disposant de découpes pour un ou deux relais.Le relais peutégalement être monté dans des armoires 19" au moyen dechâssis 4U Combiflex.

Pour les essais individuels, les boîtiers des relais peuvent êtreéquipés de blocs interrupteurs d'essais RTXP 18 qui peuventêtre accolés aux boîtiers.

Modes d'installation :

• Montage encastré• Montage semi-encastré• Montage semi-encastré avec une inclinaison de 25°• Montage en rack• Montage mural• Montage sur châssis 19"• Montage en rack 19" avec un boîtier de test RTXP 18

Découpe des panneaux pour montage encastré :• Hauteur : 161,5 ± 1 mm• Largeur : 165,5 ± 1 mm

48

177

160

177

153

164

IECA070900 V4 FR

Figure 26. Montage encastré

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 FR

Figure 27. Montage semi-encastré23

0

107

25°

133

190

IECA070902 V4 FR

Figure 28. Montage semi-encastré avecune inclinaison de 25°

24. Boîtier de relais et bloc débrochablePour des raisons de sécurité, les boîtiers des relais dédiés à lamesure de courant disposent de contacts permettant de court-circuiter automatiquement les secondaires de circuit destransformateurs de courant en cas de débrochage. Le boîtierdu relais dispose également d'un détrompeur interdisantl'insertion de blocs débrochables de relais de mesure decourant pour un relais de mesure de tension et vice versa (lesboîtiers sont associés à un type de bloc débrochable de relais).

25. Sélection et informations de commandeUtiliser la Bibliothèque ABB pour obtenir les informations dechoix et de commande et pour générer le numéro decommande.


82 ABB

http://search.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRS758059&LanguageCode=en&Action=Launch

26. Accessoires pour la commande

Tableau 116. Câbles

Article Référence commande

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



Tableau 117. Accessoires de montage

Article Référence commande

Kit de montage semi-encastré 1MRS050696

Kit de montage mural 1MRS050696

Kit de montage semi-encastré incliné 1MRS050831

Kit de montage en rack 19" avec découpe pour un relais 1MRS050694

Kit de montage en rack 19" avec découpe pour deux relais 1MRS050695

Support de fixation pour un relais avec bloc interrupteur d'essai RTXP dans Combiflex 4U (RHGT 19" version C) 2RCA022642P0001

Support de fixation pour un relais dans Combiflex 4U (RHGT 19" version C) 2RCA022643P0001

Kit de montage en rack 19" pour un relais et un bloc interrupteur d'essai RTXP18 (le bloc interrupteur d'essai n'estpas inclus dans la livraison)

2RCA021952A0003

Kit de montage en rack 19" pour un relais et un bloc interrupteur d'essai RTXP24 (le bloc interrupteur d'essai n'estpas inclus dans la livraison)

2RCA022561A0003

Kit de remplacement pour un relais Strömberg SP_J40 (découpe au centre de la plaque de montage) 2RCA027871A0001

Kit de remplacement pour un relais Strömberg SP_J40 (découpe à gauche ou à droite de la plaque de montage) 2RCA027874A0001

Kit de remplacement pour deux relais Strömberg SP_J3 2RCA027880A0001

Kit de remplacement, montage en rack 19”, pour relais Strömberg SP_J3/J6 (une découpe) 2RCA027894A0001

Kit de remplacement, montage en rack 19”, pour relais Strömberg SP_J3/J6 (deux découpes) 2RCA027897A0001

Kit de remplacement pour un relais Strömberg SP_J6 2RCA027881A0001

Kit de remplacement pour trois relais BBC S_ 2RCA027882A0001

Kit de remplacement pour un relais SPA 300 2RCA027885A0001


ABB 83

27. OutilsLe relais de protection est livré préconfiguré. Les paramètrespar défaut peuvent être modifiés à partir de l'interface utilisateuren face avant, de l'interface utilisateur par navigateur Web (IHMWeb) ou de l'outil PCM600 de façon combinée avec le packagede connectivité du relais.

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

Lorsque l'interface utilisateur par navigateur Web est utilisée, lerelais de protection est accessible localement ou à distance àl'aide d'un navigateur Web (Internet Explorer). Pour des raisons

de sécurité, l'interface utilisateur par navigateur Web estdésactivée par défaut mais elle peut être activée à partir del'interface utilisateur en face avant. Il est possible de limiterl'IHM Web à un accès en lecture seule.

Le package de connectivité du relais est un ensembled'informations propres au logiciel et au relais grâce auquel il estpossible de connecter des produits et outils système pouvantinteragir avec le relais de protection. Les packages deconnectivité réduisent les risques d'erreurs lors de l'intégrationde systèmes ainsi que les durées d'installation et deconfiguration. En outre, les packages de connectivité des relaisde protection de cette série comprennent un outil flexible demise à jour permettant d'ajouter une langue d'IHM locale aurelais de protection. L'outil de mise à jour est activé à l'aide duPCM600. Il permet plusieurs mises à jour de la langue IHMajoutée et représente ainsi un outil flexible pour les éventuellesmises à jour de langue à venir.

Tableau 118. Outils

Outils de configuration et de paramétrage Version

PCM600 2.6 (Rollup 20150626) ou supérieure

Interface utilisateur par navigateur Web IE 8.0, IE 9.0, IE 10.0 ou IE 11.0

Package de connectivité REF615 5.1 ou supérieure


84 ABB

Tableau 119. Fonctions prises en charge

Fonction IHM Web PCM600

Paramétrage du relais

Enregistrement des paramètres dans le relais

Surveillance des signaux

Gestion perturbographe

Visualisation des voyants d'alarme

Gestion du contrôle d'accès

Configuration des signaux du relais (diagramme matriciel des signaux) -

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

Configuration de la communication DNP3 (gestion de la communication) -

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

Enregistrement des paramètres du relais dans l'outil -

Analyse perturbographie -

Export/import des paramètres XRIO -

Configuration de l'affichage graphique -

Configuration de l'application -

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

Visualisation des diagrammes de phases -

Visualisation des événements

Enregistrement des données d'événement sur le PC de l'utilisateur

Contrôle en ligne - = Prise en charge

28. Cyber-sécuritéLe relais prend en charge l'authentification et l'autorisationutilisateur à base de rôles. Il peut enregistrer 2048 événementsde piste d'audit dans une mémoire non-volatile. La mémoirenon-volatile est basée sur un type de mémoire qui ne nécessitepas de changement régulier de composant ou de batterie desecours pour maintenir le stockage de la mémoire. Le protocole

FTP et l'IHM Web utilisent le cryptage TLS avec une longueurde clé minimum de 128 bits protégeant les données en transit.Dans ce cas, les protocoles de communication utilisés sontFTPS et HTTPS. Tous les ports de communication arrière et lesservices de protocole en option peuvent être désactivés suivantla configuration système souhaitée.


ABB 85

29. Schémas de raccordement

Capteur opt. - Entrée 1 1)



1) En option2) Le DEI comporte un dispositif quicourt-circuite automatiquement lecircuit des TC en cas de débrochage3) Le module X110/BIO n’est pas utilisé dans la conf A du REF615

IECA070918 V6 FR

Figure 29. Schéma de raccordement des configurations standard A et B


86 ABB

Capteur opt. - Entrée 1



1) En option2) Le DEI comporte un dispositif qui court-circuite automatiquement le circuit des TC en cas de débrochage3) Le module X110/BIO n’est pas utilisé dans la conf C du REF615

IECA070919 V6 FR

Figure 30. Schéma de raccordement des configurations standard C et D


ABB 87

Capteur optique- Entrée 1


Capteur optique - Entrée 3

1) En option2) Le DEI comporte un dispositif qui court-circuite automatiquement le circuit des TC en cas de débrochage

non utilisé

GUID-FA7A5888-5288-4969-84D0-00354EAB3997 V4 FR

Figure 31. Schéma de raccordement des configurations standard E et F


88 ABB

GUID-88778A7A-2A9B-46BF-AC33-075626A03AC8 V1 FR

Figure 32. Schéma de raccordement des configurations standard G et L


ABB 89




1) En option2) Le DEI comporte un dispositif qui court-circuite automatiquement le circuit des TC en cas de débrochage

GUID-F4CCBBC7-41DD-4E1C-99E8-69029EC6933C V1 FR

Figure 33. Schéma de raccordement des configurations standard H, J et N


90 ABB

REF615

X13Capteur optique, entrée 1

1)


1)


1)

1) Option2) Le DEI est équipé d'un mécanisme de court-circuit automatique au niveau du connecteur TC lorsque le bloc débrochable est retiré.3) Module BIO0005 (8BI+4BO) Autre Module BIO0007 (8BI+3HSO)

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

2)

X120

1

23

45

67

89

1011

1213

14

non utilisé1/5A

N

non utilisé

IoB (pour HREFPDIF1)

IL1

IL2

IL3

Io

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

X13012

34

56

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

87

9101112

U12B (pour SECRSYN1)

1314

U1

1516

U2

1718

U3

UoN

N

N

N

60 -

N

210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

3)

3)

GUID-A45849DB-919C-40DF-9B12-046614708F09 V1 FR

Figure 34. Schéma de raccordement de la configuration standard K


ABB 91

30. CertificatsDNV GL a délivré un certificat CEI 61850 Edition 2 de niveau A1

pour Relion® série 615. Numéro de certificat : 7410570I-OPE/INC 15-1136.

DNV GL a délivré un certificat CEI 61850 Edition 1 de niveau A1

pour Relion® série 615. Numéro de certificat : 74105701-OPE/INC 15-1145.

D'autres certificats figurent à la page produit.

31. Rapports d'inspectionKEMA a publié un rapport d'inspection pour le REF615 :"Comparaison entre les performances fil-à-fil et GOOSE destableaux UniGear avec dispositifs électroniques intelligents decontrôle et de protection de départs REF615 et REF630conformément à la norme CEI 62271-3". Numéro du rapport :70972064-TDT 09-1398.

Il est indiqué dans le résumé de ce rapport d'inspection, endehors des comparaisons entre les performances, que "lesproduits REF630 et REF615 satisfont à la classe deperformances P1 type de message "Déclenchement" 1A pourles cellules de distribution (temps de transfert <10 msec)conformément à la norme CEI 61850-5".

32. RéférencesLe portail www.abb.com/substationautomation donne desinformations sur la gamme complète des produits et servicesd'automatisation de distribution.

Vous trouverez les informations appropriées les plus récentessur le relais de protection et de contrôle REF615 sur lapage produit. Faites défiler vers le bas de la page pour trouveret télécharger la documentation associée.


92 ABB

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/feeder-protection-and-control-ref615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/feeder-protection-and-control-ref615-iec

33. Fonctions, codes et symboles

Tableau 120. Fonctions incluses dans le relais

Fonction CEI 61850 CEI 60617 CEI-ANSI

Protection

Protection triphasée non directionnelle àmaximum de courant, seuil bas

PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

PHLPTOC2 3I> (2) 51P-1 (2)

Protection triphasée non directionnelle àmaximum de courant, seuil haut

PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2)

Protection triphasée non directionnelle àmaximum de courant, seuil instantané

PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Protection triphasée directionnelle à maximumde courant, seuil bas

DPHLPDOC1 3I> -> (1) 67-1 (1)

DPHLPDOC2 3I> -> (2) 67-1 (2)

Protection triphasée à maximum de courantdirectionnelle, seuil haut

DPHHPDOC1 3I> -> (1) 67-2 (1)

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

EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2)

Protection non directionnelle de terre, seuilhaut

EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

Protection non directionnelle de terre, seuilinstantané

EFIPTOC1 Io>>> (1) 50N/51N (1)

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

DEFLPDEF2 Io> -> (2) 67N-1 (2)

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

Protection contre les défauts de terre basée surla mesure de l'admittance

EFPADM1 Yo> -> (1) 21YN (1)

EFPADM2 Yo> -> (2) 21YN (2)

EFPADM3 Yo> -> (3) 21YN (3)

Protection contre les défauts de terre basée surla mesure wattmétrique

WPWDE1 Po> -> (1) 32N (1)

WPWDE2 Po> -> (2) 32N (2)

WPWDE3 Po> -> (3) 32N (3)

Protection contre les défauts de terretransitoires/intermittents

INTRPTEF1 Io> -> IEF (1) 67NIEF (1)

Protection contre les défauts de terre basée surla mesure des harmoniques

HAEFPTOC1 Io>HA (1) 51NHA (1)

Protection non-directionnelle contre les défautsde terre, avec Io calculée

EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

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

NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Protection contre les discontinuités de phase PDNSPTOC1 I2/I1> (1) 46PD (1)

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

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)


ABB 93

Tableau 120. Fonctions incluses dans le relais, suite


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

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

PHPTUV3 3U< (3) 27 (3)

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

PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

PHPTOV3 3U> (3) 59 (3)

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

PSPTUV2 U1< (2) 47U+ (2)

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

NSPTOV2 U2> (2) 47O- (2)

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

FRPFRQ2 f>/f<,df/dt (2) 81 (2)





Protection thermique triphasée pour départs,câbles et transformateurs de distribution

T1PTTR1 3Ith>F (1) 49F (1)

Protection différentielle de terre à hauteimpédance

HREFPDIF1 dIoHi> (1) 87NH (1)

Protection différentielle à haute impédancepour la phase A

HIAPDIF1 dHi_A>(1) 87A(1)

Protection différentielle à haute impédancepour la phase B

HIBPDIF1 dHi_B>(1) 87B(1)

Protection différentielle à haute impédancepour la phase C

HICPDIF1 dHi_C>(1) 87C(1)

Protection contre les défaillances dedisjoncteur

CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

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

Enclenchement sur défaut CBPSOF1 SOTF (1) SOTF (1)

Déclenchement principal TRPPTRC1 Déclenchement principal(1)

94/86 (1)

TRPPTRC2 Déclenchement principal(2)

94/86 (2)


94/86 (3)


94/86 (4)


94/86 (5)


94 ABB



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

ARCSARC2 ARC (2) 50L/50NL (2)

ARCSARC3 ARC (3) 50L/50NL (3)

Protection multifonction MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















Localisateur de défaut SCEFRFLO1 FLOC (1) 21FL (1)

Détection de défaut à haute impédance PHIZ1 HIF (1) HIZ (1)

Protection contre le retour de puissance/directionnelle à maximum de puissance

DOPPDPR1 P>/Q> (1) 32R/32O (1)

DOPPDPR2 P>/Q> (2) 32R/32O (2)

Protection contre les défauts de terre basée surl'admittance multifréquence

MFADPSDE1 Io> ->Y (1) 67YN (1)

Fonctions d'interconnexion

Protection directionnelle à minimum de tensionpar compensation de puissance réactive

DQPTUV1 Q> ->,3U< (1) 32Q,27 (1)

Protection de l'alimentation continue à bassetension

LVRTPTUV1 U<RT (1) 27RT (1)



Protection de décalage vectoriel de tension VVSPPAM1 VS (1) 78V (1)

Qualité de l'énergie

Distorsion totale de la demande de courant CMHAI1 PQM3I (1) PQM3I (1)

Distorsion harmonique totale de la tension VMHAI1 PQM3U (1) PQM3V (1)

Variation de tension PHQVVR1 PQMU (1) PQMV (1)


ABB 95



Déséquilibre de tension VSQVUB1 PQUUB (1) PQVUB (1)

Contrôle

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

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

DCXSWI2 I <-> O DCC (2) I <-> O DCC (2)

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

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

DCSXSWI2 I <-> O DC (2) I <-> O DC (2)

DCSXSWI3 I <-> O DC (3) I <-> O DC (3)

Indication sectionneur de terre ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)

ESSXSWI2 I <-> O ES (2) I <-> O ES (2)

Réenclenchement automatique DARREC1 O -> I (1) 79 (1)

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

Supervision et surveillance d'état

Surveillance d'état du disjoncteur SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

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

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Surveillance du circuit courant CCSPVC1 MCS 3I (1) MCS 3I (1)

Surveillance TC pour schéma de protection àhaute impédance phase A

HZCCASPVC1 MCS I_A(1) MCS I_A(1)

Surveillance TC pour schéma de protection àhaute impédance phase B

HZCCBSPVC1 MCS I_B(1) MCS I_B(1)

Surveillance TC pour schéma de protection àhaute impédance phase C

HZCCCSPVC1 MCS I_C(1) MCS I_C(1)

Surveillance fusion fusible SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Compteur d'exécution pour machines etappareils

MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

Mesure

Perturbographie RDRE1 DR (1) DFR (1)

Enregistrement du profil de charge LDPRLRC1 LOADPROF (1) LOADPROF (1)

Enregistrement défaut FLTRFRC1 FAULTREC (1) FAULTREC (1)

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

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

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

RESCMMXU2 Io (2) In (2)

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

VMMXU2 3U (2) 3V (2)

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

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


96 ABB



Mesure de la puissance et de l'énergietriphasées

PEMMXU1 P, E (1) P, E (1)

Mesure RTD/mA XRGGIO130 X130 (RTD) (1) X130 (RTD) (1)

Mesure fréquence FMMXU1 f (1) f (1)

CEI 61850-9-2 LE, envoi valeurséchantillonnées

SMVSENDER SMVSENDER SMVSENDER

CEI 61850-9-2 LE, réception valeurséchantillonnées (partage de tension)

SMVRCV SMVRCV SMVRCV

Autre

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

TPGAPC2 TP (2) TP (2)



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

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

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

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

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

PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) TONGAPC1 TON (1) TON (1)

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



Bascule Set-Reset (8 pcs) SRGAPC1 SR (1) SR (1)

SRGAPC2 SR (2) SR (2)



Bloc déplacement (8 pcs) MVGAPC1 MV (1) MV (1)

MVGAPC2 MV (2) MV (2)

Point de contrôle générique (16 pcs) SPCGAPC1 SPC (1) SPC (1)

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)


ABB 97



Fonction mise à l'échelle valeur analogique SCA4GAPC1 SCA4 (1) SCA4 (1)

SCA4GAPC2 SCA4 (2) SCA4 (2)



Fonction déplacement valeur entière MVI4GAPC1 MVI4 (1) MVI4 (1)

34. Historique des révisions du document

Révision du document/date Version du produit Historique

A/2011-01-26 3.0 Traduction de la version anglaise K

B/2012-10-30 4.0 Traduction de la version anglaise L

C/2014-04-25 5.0 Traduction de la version anglaise N

D/2016-03-03 5.0 FP1 Traduction de la version anglaise R


98 ABB

99

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Protection et contrôle de départ REF615€¦ · 1. Description Le REF615 est un relais de protection et de contrôle de départs conçu pour la protection, le contrôle, la mesure