Protection et contrôle de tension REU615 - ABB...Les relais de la série 615 prennent en charge un...

Relion® série 615

Protection et contrôle de tensionREU615Guide de l'acheteur

Sommaire

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

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

3. Fonctions de protection..................................................7

4. Applications....................................................................7

5. Solutions ABB prises en charge..................................... 9

6. Contrôle....................................................................... 11

7. Mesures....................................................................... 12

8. Perturbographie........................................................... 12

9. Journal des événements...............................................12

10. Données enregistrées..................................................12

11. Surveillance d'état ...................................................... 12

12. Surveillance du circuit de déclenchement.................... 13

13. Auto-surveillance.........................................................13

14. Surveillance fusion fusible............................................13

15. Surveillance du circuit courant.....................................13

16. Contrôle d'accès.........................................................13

17. Entrées - Sorties..........................................................13

18. Communication des postes.........................................15

19. Données techniques....................................................20

20. IHM locale................................................................... 45

21. Modes d'installation.................................................... 46

22. Boîtier de relais et bloc débrochable............................46

23. Sélection et informations de commande......................46

24. Accessoires pour la commande.................................. 47

25. Outils...........................................................................48

26. Cyber-sécurité.............................................................49

27. Schémas de raccordement......................................... 50

28. Certificats....................................................................52

29. Références..................................................................52

30. Fonctions, codes et symboles..................................... 53

31. Historique des révisions du document.........................56

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Protection et contrôle de tension 1MRS757310 DREU615 Version du produit: 5.0 FP1

2 ABB

1. DescriptionLe relais de protection et de contrôle de tension REU615dispose de deux configurations standard (A et B). Laconfiguration A est adaptée pour les systèmes de protectionbasés sur la tension et la fréquence dans les réseaux dedistribution publics et industriels, notamment les réseaux avecproduction d'énergie électrique distribuée. La configuration Best conçue pour la régulation automatique de la tension destransformateurs de puissance équipés d'un régleur en charge.Les deux configurations disposent également de fonctions decontrôle de disjoncteur, de mesure et de surveillance. Le

REU615 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 peut êtredirectement mis en service dès que sa configuration standardest paramétrée avec les paramètres spécifiques del'application.

Les relais de la série 615 prennent en charge un grand nombrede protocoles de communication, notamment CEI 61850Édition 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 standardLe REU615 dispose de deux configurations standard. Il estpossible de modifier la configuration standard des signaux àl'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 REU615 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 tension 1MRS757310 DREU615 Version du produit: 5.0 FP1 Publié: 2016-03-03

Révision: D

ABB 3

-

5

SUPERVISION ET SURVEILLANCE DE L'ÉTAT

ORAND

CONTROLE ET INDICATION 1) MESURES

PROTECTION IHM LOCALE

Objet Ctrle 2) Ind 3)

CB

DC

ES1) Vérifier la disponibilité des entrées/sorties

TOR dans la documentation technique

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

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

1 -

2 3

1 2

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

COMMUNICATION

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

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

REU615 CONFIGURATIONSTANDARD

A

- U, Uo, f- Composantes symétriques- Supervision des valeurs limites

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- 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

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances

Autre fonction à définir lors de la commande

OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

2×TCSTCM

SYNC25

3×ARC

50L/50NL

3×3U<27

2×U2>47O-

2×U1<47U+

3×3U>59

3×Uo>59G

6×f>/f<,df/dt81

5×UFLS/R81LSH

2×

OPTSOPTM

18×MAPMAP

3×

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

U12

U12

Uo

Uo

UL1UL2UL3

RELAIS DE PROTECTION ET DE CONTROLE DE TENSION

Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

GUID-7FCB61C4-C1FE-4093-878E-5BCA11D7FC45 V2 FR

Figure 1. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard A


4 ABB

SUPERVISION ET SURVEILLANCE DE L'ÉTAT

ORAND

CONTROLE ET INDICATION 1) MESURES

PROTECTION IHM LOCALE

Objet Ctrle 2) Ind 3)

CB

DC

ES1) Vérifier la disponibilité des entrées/sorties

TOR dans la documentation technique

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

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

1 -

2 3

1 2

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

COMMUNICATION

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

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

REU615 CONFIGURATIONSTANDARD

- I, U, P, Q, E, pf- Composantes symétriques- Supervision des valeurs limites- Mesure RTD/mA (option)

4

3

B

OR

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances

Autre fonction à définir lors de la commande

Io/Uo

Valeur calculée

3×

Somme des courants de phase

I∑

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

RELAIS DE PROTECTION ET DE CONTROLE DE TENSIONAutomatic voltage regulator

2×TCSTCM

2×

3×3U<27

3×3U>59

FUSEF60

MCS 3IMCS 3I

TPOSM84M

COLTC90V

3I>>>50P/51P

3I>51P-1

3I>>51P-2

18×MAPMAP

OPTSOPTM

UL1UL2UL3

3I

3I

I∑

6xRTD2xmA

3Ith>T/G/C49T/G/C

Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

GUID-3BF4B59D-0929-46EC-87B2-3AD6894C3FAC V2 FR

Figure 2. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard B

Tableau 1. Configurations standard

Description Conf. std

Protection de tension et de fréquence, contrôle de synchronisme et délestage A

Régulateur de tension automatique B


ABB 5

Tableau 2. Fonctions prises en charge

Fonction CEI 61850 A B

ProtectionProtection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil bas PHLPTOC 1Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil haut PHHPTOC 1Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle, seuil instantané PHIPTOC 1Protection à maximum de tension résiduelle ROVPTOV 3 Protection triphasée à minimum de tension PHPTUV 3 3Protection triphasée à maximum de tension PHPTOV 3 3Protection à minimum de tension directe PSPTUV 2 Protection à maximum de tension inverse NSPTOV 2 Protection de fréquence FRPFRQ 6 Protection triphasée contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps T2PTTR 1Déclenchement principal TRPPTRC 2 2Protection contre les arcs ARCSARC (3) 1)

Protection multifonction MAPGAPC 18 18Délestage et relestage LSHDPFRQ 5 ContrôleContrôle disjoncteur CBXCBR 1 1Contrôle sectionneur DCXSWI 2 2Contrôle du commutateur de terre ESXSWI 1 1Indication de position sectionneur DCSXSWI 3 3Indication du commutateur de terre ESSXSWI 2 2Indication de position du régleur en charge TPOSYLTC 1Contrôle régleur avec régulateur de tension OLATCC 1Contrôle synchronisme et mise sous tension SECRSYN 1 Supervision et surveillance d'étatSurveillance du circuit de déclenchement TCSSCBR 2 2Surveillance du circuit courant CCSPVC 1Supervision fusion fusible SEQSPVC 1Compteur d'exécution pour machines et appareils MDSOPT 1 1MesurePerturbographe RDRE 1 1Enregistrement du profil de charge LDPRLRC 1 1Enregistrement défaut FLTRFRC 1 1Mesure courant triphasé CMMXU 1Mesure du courant direct/inverse/homopolaire CSMSQI 1Mesure de la tension triphasée VMMXU 2 1Mesure de la tension résiduelle RESVMMXU 1 Mesure de la tension directe/inverse/homopolaire VSMSQI 1 1Mesure énergie et puissance triphasée PEMMXU 1Mesure RTD/mA XRGGIO130 (1)Mesure de la fréquence FMMXU 1

CEI 61850-9-2 LE, envoi valeurs échantillonnées 2)3) SMVSENDER (1) (1)

CEI 61850-9-2 LE, réception valeurs échantillonnées (partage de tension) 2)3) SMVRCV (1) (1)

AutreTemporisateur d'impulsion minimum (2 pcs) TPGAPC 4 4Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la seconde) TPSGAPC 1 1Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la minute) TPMGAPC 1 1Temporisateur d'impulsion (8 pcs) PTGAPC 2 2Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) TOFGAPC 4 4Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) TONGAPC 4 4Bascule Set-Reset (8 pcs) SRGAPC 4 4Bloc déplacement (8 pcs) MVGAPC 2 2Point de contrôle générique (16 pcs) SPCGAPC 2 2


6 ABB

Tableau 2. Fonctions prises en charge, suiteFonction CEI 61850 A B

Fonction mise à l'échelle valeur analogique (4 pcs) SCA4GAPC 4 4Fonction déplacement valeur entière (4 pcs) MVI4GAPC 1 11, 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) Lumière uniquement2) Uniquement disponible avec CEI 61850-9-23) Uniquement disponible avec COM0031-0037

3. Fonctions de protectionLa configuration standard A est conçue pour la surveillance dela tension jeu de barres, le délestage (déconnexion) et lerelestage (reconnexion). Elle est également utilisée pour laprotection à maximum et minimum de fréquence desalternateurs et pour d'autres équipements à courant alternatif,par exemple des batteries de condensateurs, nécessitant uneprotection triphasée à maximum de tension, une protectiontriphasée à minimum de tension, une protection à maximum detension résiduelle, une protection à minimum de tensiondirecte, une protection à maximum de tension inverse et unesurveillance de la fréquence.

La fonctionnalité intégrée de délestage et de relestagecomporte cinq instances pour le délestage et le relestage decharges de moindre importance en cas de surcharge duréseau. Ces cinq instances permettent de donner la priorité auxdéparts connectés et de les regrouper de façon plus efficace ;elles permettent ainsi de sécuriser les applications critiques.

Si le relestage est coordonné par un système d'automatisationou un système de contrôle de processus, la fonction dedélestage et de relestage du relais peut envoyer un signal ausystème lorsque les conditions requises pour le relestage duréseau sont satisfaites.

La configuration standard A dispose de matériels et logiciels enoption. Elle dispose également de trois canaux de détection delumière pour la détection des arcs électriques dans la cellule demesure ou le compartiment jeu de barres du tableau dedistribution à enveloppe métallique. L'interface du capteur dedétection des arcs électriques est disponible sur le module decommunication en option.

En cas d'arc électrique, le signal de détection est envoyé au(x)relais de protection de l'arrivée/des arrivées sous forme designal binaire via la liaison câblée ou la messagerie GOOSEhorizontale. L'utilisation simultanée de la protection à maximumde courant du relais de protection sur les arrivées et du signalde détection d'arc reçu permet d'assurer le déclenchementsélectif des disjoncteurs d'arrivée et l'isolement du défaut.

Le système de détection et de protection contre les arcs desrelais permet d'augmenter le niveau de protection des

personnels et de limiter les dommages des équipements dansle tableau de distribution en cas de défaut d'arc.

Un module d'entrées/sorties TOR (avec trois sorties TOR trèsrapides) peut être choisi en option pour réduire le temps defonctionnement total de 4 à 6 ms par rapport aux sorties depuissance normales.

La configuration standard B est conçue pour la régulationautomatique de la tension des transformateurs de puissanceéquipés d'un régleur en charge. Elle dispose également d'uneprotection triphasée (à trois seuils) à maximum de courant nondirectionnelle et d'une protection triphasée à minimum etmaximum de tension. Le relais intègre également une fonctionde protection contre les surcharges thermiques qui surveille lescontraintes thermiques des enroulements de transformateurafin d'éviter le vieillissement prématuré de l'isolant desenroulements.

Pour pouvoir utiliser cette fonction de protection multifonction,il est nécessaire de sélectionner le module d'entrées RTD/mAen option à la commande. La fonction de protectionmultifonction permet une protection à partir des valeursanalogiques du module d'entrées RTD/mA des relais oud'autres dispositifs via la messagerie GOOSE horizontaleanalogique. La fonction de protection comprend troisinstances. Les valeurs analogiques utilisées peuvent être, parexemple, des valeurs de température, de courant, de tensionou de pression. L'utilisation des valeurs analogiques permet deparamétrer le fonctionnement des valeurs limites et destemporisations de la fonction de protection lorsque les valeursd'entrée sont inférieures ou supérieures aux seuils dedéclenchement.

4. ApplicationsLa configuration standard A est destinée à être utilisée dans lestableaux de distribution moyenne tension disposant d'unecellule de mesure de tension dédiée. La configuration A disposed'une fonction de surveillance de la tension du jeu de barres(maximum et minimum de tension), d'une fonction desurveillance de la tension du réseau (maximum de tensionrésiduelle) et d'une fonction de surveillance de la fréquence. LeREU615 dispose d'une fonction de délestage ou dedéclenchement d'arrivée de production permettant d'améliorer


ABB 7

la stabilité du réseau. Au niveau des alternateurs et desmoteurs, le REU615 offre une protection supplémentaire endétectant toute déviation des valeurs de fréquence et detension autorisées. La fonction de contrôle de synchronismeintégrée assure le raccordement synchronisé de l'équipementau réseau. Dans les réseaux de distribution comprenant uneproduction d'énergie distribuée, le REU615 peut être utilisépour la protection contre la perte de réseau de chaque groupe.

La configuration standard B, qui inclut la régulation de tension,est conçue pour le réglage automatique et manuel de la tension

des transformateurs de puissance équipés de régleurs encharge motorisés. Dans les petits postes disposant d'un seultransformateur de puissance, le REU615 peut être utilisé pourla régulation de la tension côté charge. Pour les postesdisposant d'au moins deux transformateurs de puissance enparallèle, trois principes de régulation de tension sontdisponibles : le principe maître/esclave, le principe deréactance capacitive (NRP) et le principe de réduction ducourant de circulation (MCC).

REU615Std. conf.

ANSI IEC

25

47O-/59

47U+/27

50L/50NL 4)

59G

81

81LSH

SYNC

U2>/3U>

U1</3U<

ARC 4)

Uo>

f</f>, df/dt

UFLS/R

A

3U Uo

4) Détection optique uniquement

REF615Std. conf.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

Io

3I

3UUo

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

REF615Std. conf.

ANSI IEC

47O-/59

47U+/27

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

59G

67NIEF

U2>/3U>

U1</3U<

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Uo>

Io>IEF→

N

3I

Io

3I

Io

3I

Io

3I

Io

REF615Std. conf.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

REF615Std. conf.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

REF615Std. conf.

ANSI IEC

49F

50L/50NL

50P/51P

51BF/51NBF

51P/51N

67NIEF

3Ith>F

ARC

3I>>>

3I>/Io>BF

3I/Io

Io>IEF→

N

Groupe délestage #1


Io

3I

3U


GUID-CA7B4D3E-1269-450F-A061-5A404FF52455 V3 FR

Figure 3. Protection et surveillance de jeu de barres à l'aide du REU615 avec la configuration standard A

La protection et la surveillance de jeu de barres à l'aide duREU615 avec la configuration standard A sont illustrées dans la

Figure 3. Le système de protection contre les arcs du REU615et du REF615 est utilisé pour la protection du jeu de barres de la


8 ABB

cellule de mesure de la tension et des pièces associées du jeude barres. Le REU615 est utilisé pour la protection et lasurveillance de jeu de barres, mais également pour le délestage(déconnexion) et le relestage (reconnexion) centralisés de l'un

des départs. Les fonctions de contrôle de synchronisme et demise sous tension intégrées au REU615 sont utilisées pourassurer la connexion en toute sécurité du départ (y compris laproduction d'énergie) au réseau.

3U

3I (BT)

3I

RTD

3I (BT)

Io (HT)

REU615Conf. std

ANSI CEI

27/59

50P/51P

51P/51N

84M

90V

3U</3U>

3I>>>

3I/Io

TPOSM

COLTC

B

REF615Conf. std

ANSI CEI

50P/51P

51P/51N

3I>>>

3I/Io

D

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

3U Uo

3U

3I (BT)

3I

RTD

3I (HT)

Io (HT)

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

3I

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

3U UoRET615Conf. std

ANSI CEI

27/59

49T

50L/50NL

50P/51P

51P/51N

87NL

87T

3U</3U>

3Ith>T

ARC

3I>>>

3I/Io

dIoLo>

3dI>T

E

GUID-A90B4035-68B9-4264-83C5-DD791DDEDAB0 V3 FR

Figure 4. Contrôle des régleurs et protection contre les surcharges thermiques des transformateurs de puissance à l'aide du REU615 avec laconfiguration standard B

La Figure 4 illustre le contrôle de régleur et la protection contreles surcharges thermiques des transformateurs de puissance àl'aide du REU615 avec la configuration standard B.L'information de position du régleur est reçue sous la formed'un signal mA provenant du servo-moteur du régleur. La valeurde position est envoyée à la fonction de protection différentielle

de transformateur du RET615 via la messagerie GOOSE. Lamessagerie GOOSE analogique permet de contrôler lesrégleurs des deux transformateurs de puissance en parallèle.Les entrées RTD complètent la protection contre lessurcharges thermiques en mesurant la température de l'huile etla température ambiante du transformateur de puissance.

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 et

d'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.


ABB 9

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 COM600dispose 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 aux

dispositifs 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


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

6. ContrôleLe REU615 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 contrôle prévu pour lecontrôle motorisé d'un sectionneur de mise à la terre et pourl'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 TORinutilisées varie selon la configuration standard du relais.Certaines configurations standard disposent de modulesmatériels en option qui augmentent le nombre d'entrées et desorties TOR disponibles.

Si le nombre d'entrées ou de sorties TOR disponibles pour laconfiguration standard choisie est insuffisant, la configuration

peut être modifiée de façon à libérer certaines entrées ousorties TOR initialement configurées pour d'autres usages ouun 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 du relais comprendun schéma unifilaire indiquant la position des appareilsprimaires concernés. Les opérations de verrouillage requisespar l'application sont configurées à l'aide du diagramme


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matriciel des signaux ou de la fonction de configurationd'application du PCM600.

La configuration standard A intègre une fonction de contrôle desynchronisme qui vérifie que la tension, le déphasage et lafréquence des deux côtés d'un disjoncteur ouvert satisfont auxconditions permettant de coupler deux réseaux en toutesécurité. La configuration standard B comprend une fonctionde contrôle de la tension côté charge du transformateur depuissance. En fonction des valeurs mesurées, le relais envoieles signaux de commande au régleur, permettant ainsi deréguler la tension automatiquement.

7. MesuresLes fonctions de mesure proposées dépendent de laconfiguration standard choisie. La configuration standard Aintègre la mesure de la tension de phase et de la tensionrésiduelle et l'indication de l'ordre des phases de tension. Deplus, la configuration standard inclut la mesure de la fréquence.

Les relais avec la configuration standard B mesurent lescourants triphasés et les composantes symétriques descourants, les tensions de phase, les composantes symétriquesde la tension et le déséquilibre de tension entre phases enfonction du rapport entre le courant inverse et le courant direct.En outre, le relais inclut la mesure d'énergie et de puissancetriphasée, y compris le facteur de puissance. Le relais calculeégalement le courant d'appel en fonction d'une duréeprédéfinie par l'utilisateur et détermine la surcharge thermiquede l'objet protégé.

Pour la configuration standard B, les entrées RTD/mA sont enoption. A l'aide du module RTD (sonde de température àrésistance)/mA en option, le relais peut prendre en compte unmaximum de huit signaux analogiques (par exemple, les valeursde température et de pression et la position du cran deréglages), via les six entrées RTD ou les deux entrées mA, àl'aide de transducteurs.

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. 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 etde 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.

9. 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.

10. 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.

11. 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, la


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pression 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.

12. 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.

13. 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.

14. Surveillance fusion fusibleLa fonction de supervision fusion fusible détecte les défautsentre le circuit de mesure de la tension et le relais. Les défautssont détectés soit par l'algorithme basé sur le courant ou latension inverse, soit par l'algorithme basé sur la valeurrésiduelle de tension et de courant. Lors de la détection d'undéfaut, la fonction de surveillance fusion fusible active unealarme et bloque les fonctions de protection dépendant de latension afin d'éviter tout fonctionnement imprévu.

15. Surveillance du circuit courantLa surveillance du circuit de courant est utilisée pour détecterles défauts du secondaire des transformateurs de courant. Lorsde la détection d'un défaut, la fonction de surveillance du circuitde courant active un voyant d'alarme et bloque certainesfonctions de protection afin d'éviter tout fonctionnementimprévu. La fonction de surveillance du circuit de courantadditionne les courants du circuit de protection des TC phaseset compare le résultat avec le courant de référence mesuré àpartir d'une référence séparée ou depuis un autre enroulementdes TC phases.

16. 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.

17. Entrées - SortiesSelon la configuration standard choisie, le relais dispose detrois entrées tension de phase et d'une entrée courant résiduelou de trois entrées courant de phase, d'une entrée courantrésiduel et de trois entrées tension de phase.

L'entrée courant résiduel et les entrées courant de phase sontdes entrées 1/5 A. Les trois entrées tension de phase et l'entréetension résiduelle couvrent une plage comprise entre 60 et 210V. Il est possible de connecter des tensions entre phases et destensions phase-terre.

L'entrée courant de phase 1 A ou 5 A, l'entrée courant résiduel1 A ou 5 A et la tension nominale de l'entrée tension résiduellesont sélectionnées via le logiciel du relais. De plus, les seuilsd'entrées TOR 16…176 V CC sont sélectionnés en réglant lesparamètres 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 la configuration standard B, le relais dispose en option desix entrées RTD et de deux entrées mA. A l'aide du module RTD(sonde de température à résistance)/mA en option, le relaispeut prendre en compte un maximum de huit signauxanalogiques (par exemple, les valeurs de température et depression et la position du cran de réglages), via les six entréesRTD ou les deux entrées mA, à l'aide de transducteurs. Lesvaleurs peuvent donc être utilisées à des fins de mesure et desurveillance, mais également à des fins de déclenchement etd'alarme à l'aide des fonctions de protection multifonction enoption.

Un module d'entrée/sortie binaire peut être choisi en optionpour la configuration standard A. Il bénéficie de trois sortiesbinaires haute vitesse (HSO) et réduit le temps de réponse totalde 4 à 6 ms par rapport au sorties de puissance normale.

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


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Tableau 4. Entrées/sorties

Conf.standard

Code commande Voies analogiques Voies binaires

5-6 7-8 TC TP Entrées TOR Sorties TOR RTD mA

A EA

AD - 5 12 4 PO + 6 SO - -

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

- -

BCA BB 4 3 14 4 PO + 9 SO - -

CC AH 4 3 8 4 PO + 6 SO 6 2


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18. 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. Dans le REU615, la messagerieGOOSE analogique est utilisée pour le contrôle de

transformateurs fonctionnant en parallèle où les valeursmesurées sont échangées entre les relais.

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 6. 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 7. 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 8. 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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19. 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


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Tableau 8. Entrées actives

Description Valeur

Fréquence nominale 50/60 Hz ± 5 Hz

Entrées courant Courant nominal, In 1/5 A1)

Capacité de surcharge thermique :

• En continu 20 A

• Pendant 1 s 500 A

Capacité de surchargedynamique :

• Valeur demi-onde 1250 A

Impédance d'entrée <20 mΩ

Entrées tension Tension nominale 60...210 V CA

Tenue en tension :

• En continu 240 V CA

• Pendant 10 s 360 V CA

Consommation à la tensionnominale

<0.05 VA

1) Courant résiduel et/ou courant de phase

Tableau 9. 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


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Tableau 10. Mesure RTD (sonde de température)/mA (XRGGIO130)

Description Valeur

Entrées RTD (sonde detempérature)

Sondes de température àrésistance prises en charge

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

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

Plage de résistances prises encharge 0...2 kΩ

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

Isolement 2 kV (entrées pour terre de protection)

Temps de réponse <4 s

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

Précision de fonctionnement Résistance Température

± 2.0 % ou ±1 Ω ±1cuivre 10 Ω : ±2°C

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

Impédance d'entrée courant 44 Ω ± 0.1 %

Précision de fonctionnement ±0.5 % ou ±0.01 mA

Tableau 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


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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


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



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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

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


24 ABB

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


ABB 25

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


26 ABB

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


ABB 27

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)


28 ABB

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


ABB 29

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 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

Temps de réponsedéclenchement1)2)


UDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

48 ms 51 ms 54 ms




Précision du temps de déclenchement en mode temps constant ±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,…

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 32. 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


30 ABB

Tableau 33. 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 34. 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 35. 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 31

Tableau 36. 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 37. 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 38. 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


32 ABB

Tableau 39. Protection à maximum de tension inverse (NSPTOV)




Temps de réponsedéclenchement1)2)


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 40. 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 41. 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 33

Tableau 42. 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 43. Protection triphasée contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps (T2PTTR)


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

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

1) Courant de surcharge > 1.2 x température de fonctionnement

Tableau 44. Protection triphasée contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps (T2PTTR) - Paramètres principaux


Echauffement T2PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Température maximale T2PTTR 0,0...200,0°C 0.1

Température de fonctionnement T2PTTR 80,0...120,0 % 0.1

Facteur de pondération p T2PTTR 0.00...1.00 0.01

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

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

Fonctionnement T2PTTR ArrêtMarche

-

Tableau 45. 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 uniquement"

9 ms4 ms

10 ms6 ms

12 ms7 ms




34 ABB

Tableau 46. 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 2=Lumière uniquement3=Contrôle par entrée TOR

Tableau 47. Protection analogique multifonction (MAPGAPC)


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

Tableau 48. 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

-

Tableau 49. Délestage et relestage (LSHDPFRQ)


Précision de déclenchement f< ±10 mHz

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

Temps de réponse déclenchement f< <80 ms

df/dt <120 ms


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


ABB 35

Tableau 50. Délestage et relestage (LSHDPFRQ) - Paramètres principaux


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

-

Mode Relestage LSHDPFRQ DésactivéAutoManuel

-

Seuil délestage Fréq LSHDPFRQ 0,800...1,200 × fn 0.001

Seuil délestage df/dt LSHDPFRQ -0,200...-0,005 × fn 0.005

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

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

Seuil relestage LSHDPFRQ 0,800...1,200 × fn 0.001

Durée temporisation relestage LSHDPFRQ 80...200000 ms 10

Tableau 51. 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


36 ABB

Fonctions de contrôle

Tableau 52. Indication de la position du régleur (TPOSYLTC)

Description Valeur

Temps de réponse pour les entrées TOR Valeur standard : 100 ms

Tableau 53. Contrôle régleur avec régulateur de tension (OLATCC)


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

Tension différentielle Ud = ±0.5% de la valeur mesurée ou ±0.005 × Un(tensions mesurées <2.0 x Un)Seuil de fonctionnement = ±1.5% de Ud pour Us = 1.0 × Un

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

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

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

Généralement 0,80 (1,20)Généralement 0,96 (1,04)

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


ABB 37

Tableau 54. Contrôle régleur en charge avec régulateur de tension (OLATCC) - Paramètres principaux


Tension médiane de la plage detension

OLATCC 0.000...2.000 x Un 0.001

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

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

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

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

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

Facteur de stabilité OLATCC 0.0...70.0 % 0.1

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

-

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

-

Caractéristiques de temporisation OLATCC Temps inverseTemps constant

-

Durée impulsion LCT OLATCC 500...10000 ms 100

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

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

-

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

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

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

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

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

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

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

Activation compensation perte enligne

OLATCC FauxVrai

-

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


38 ABB

Tableau 55. Contrôle synchronisme et mise sous tension (SECRSYN)



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





ABB 39

Tableau 56. 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


40 ABB

Fonctions de supervision et de surveillance d'état

Tableau 57. Surveillance du circuit de courant (CCSPVC)


Temps de réponse1) <30 ms

1) Incluant le temps de réponse du contact de sortie

Tableau 58. 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 59. 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 60. 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 41

Fonctions de mesure

Tableau 61. 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 62. 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 63. 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 64. Mesure de la tension résiduelle (RESVMMXU)


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

±0.5 % ou ±0.002 × Un


Tableau 65. 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



42 ABB

Tableau 66. 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 67. Mesure RTD (sonde de température)/mA (XRGGIO130)

Description Valeur

Entrées RTD (sonde detempérature)

Sondes de température àrésistance prises en charge

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

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

Plage de résistances prises encharge 0...2 kΩ

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

Isolement 2 kV (entrées pour terre de protection)

Temps de réponse <4 s

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

Précision de fonctionnement Résistance Température

± 2.0 % ou ±1 Ω ±1cuivre 10 Ω : ±2°C

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

Impédance d'entrée courant 44 Ω ± 0.1 %

Précision de fonctionnement ±0.5 % ou ±0.01 mA

Tableau 68. Mesure de la fréquence (FMMXU)


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


ABB 43

Autres fonctions

Tableau 69. Bloc fonctionnel Temporisateur d'impulsion (PTGAPC)


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

Tableau 70. Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) (TOFPAGC)



Tableau 71. Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) (TONGAPC)




44 ABB

20. 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 9. Affichage petit format

IECA070901 V3 FR

Figure 10. Affichage grand format

Tableau 72. 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 73. 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 45

21. 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 11. Montage encastré

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 FR

Figure 12. Montage semi-encastré23

0

107

25°

133

190

IECA070902 V4 FR

Figure 13. Montage semi-encastré avecune inclinaison de 25°

22. 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).

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


46 ABB

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

24. Accessoires pour la commande

Tableau 74. Câbles

Article Référence commande

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



Tableau 75. 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 47

25. 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 76. 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 REU615 5.1 ou supérieure


48 ABB

Tableau 77. 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

26. 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 49

27. Schémas de raccordement

Capteur optique- Entrée 1



1) En option

GUID-B89BFFF3-08F0-40D3-8F12-99FB21B3900F V1 FR

Figure 14. Schéma de raccordement de la configuration standard A


50 ABB




1) En option2) Le DEI comporte un dispositif qui court-circuite automatiquement le circuit des TC en cas de débrochage3) Module BIO ou RTD en option

GUID-E5FA44B9-524F-4B19-A002-49D39DF6D6D5 V1 FR

Figure 15. Schéma de raccordement de la configuration standard B


ABB 51

28. 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.

29. 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 REU615 sur lapage produit. Faites défiler vers le bas de la page pour trouveret télécharger la documentation associée.


52 ABB

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/voltage-protection-and-control/voltage-protection-and-control-reu615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/voltage-protection-and-control/voltage-protection-and-control-reu615-iec

30. Fonctions, codes et symboles

Tableau 78. Fonctions incluses dans le relais

Fonction CEI 61850 CEI 60617 CEI-ANSI

Protection

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil bas

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

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil haut

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

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil instantané

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

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

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)

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 triphasée contre les surchargesthermiques, deux constantes de temps

T2PTTR1 3Ith>T/G/C (1) 49T/G/C (1)

Déclenchement principal TRPPTRC1 Déclenchement principal(1)

94/86 (1)

TRPPTRC2 Déclenchement principal(2)

94/86 (2)

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

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

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


ABB 53

Tableau 78. Fonctions incluses dans le relais, suite


Protection multifonction MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

















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

LSHDPFRQ2 UFLS/R (2) 81LSH (2)




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 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)

Indication position régleur TPOSYLTC1 TPOSM (1) 84M (1)

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

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

Supervision et surveillance d'état


54 ABB



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

TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Surveillance du circuit de courant CCSPVC1 MCS 3I (1) MCS 3I (1)

Surveillance défaut fusible SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Compteur d'exécution pour machines et appareils 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 courant triphasé CMMXU1 3I (1) 3I (1)

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

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)

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

Mesure RTD (sonde de température)/mA XRGGIO130 X130 (RTD) (1) X130 (RTD) (1)

Mesure fréquence FMMXU1 f (1) f (1)

CEI 61850-9-2 LE, envoi valeurs échantillonnées SMVSENDER SMVSENDER SMVSENDER

CEI 61850-9-2 LE, réception valeurs échantillonnées(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, résolutionà la seconde)

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolutionà 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)




ABB 55



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)

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)

31. Historique des révisions du document

Révision du document/date Version du produit Historique

A/2011-01-26 3.0 Traduction de la version anglaise C

B/2012-10-30 4.0 Traduction de la version anglaise D

C/2014-04-25 5.0 Traduction de la version anglaise F

D/2016-03-03 5.0 FP1 Traduction de la version anglaise G


56 ABB

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