Contrôle et protection différentielle de ligne RED615 · 2018-05-10 · par fil pilote à...

Relion® série 615

Contrôle et protection différentielle de ligneRED615Guide de l'acheteur

Sommaire

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

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

3. Fonctions de protection................................................12

4. Application................................................................... 12

5. Solutions ABB prises en charge................................... 14

6. Contrôle....................................................................... 16

7. Mesures....................................................................... 17

8. Qualité de l'énergie.......................................................17

9. Localisation de défaut...................................................17

10. Perturbographie.......................................................... 17

11. Journal des événements..............................................18

12. Données enregistrées..................................................18

13. Surveillance d'état ...................................................... 18

14. Surveillance du circuit de déclenchement.................... 18

15. Auto-surveillance.........................................................18

16. Surveillance du circuit courant.....................................18

17. Surveillance et communication protection....................18

18. Contrôle d'accès.........................................................20

19. Entrées et sorties........................................................ 20

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

21. Données techniques....................................................26

22. IHM locale................................................................... 61

23. Modes d'installation.................................................... 62

24. Boîtier de relais et bloc débrochable............................62

25. Sélection et informations de commande......................62

26. Accessoires pour la commande.................................. 63

27. Outils...........................................................................63

28. Cyber-sécurité.............................................................64

29. Schémas de raccordement......................................... 65

30. Certificats....................................................................69

31. Références..................................................................69

32. Fonctions, codes et symboles..................................... 70

33. Historique des révisions du document.........................74

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Contrôle et protection différentielle de ligne 1MRS757906 BRED615 Version du produit: 5.0 FP1

2 ABB

1. DescriptionLe RED615 est un relais de contrôle et de protectiondifférentielle de ligne à deux extrémités et à discrimination dephase conçu pour les réseaux de distribution publics etindustriels, y compris les réseaux de distribution radiaux,bouclés et maillés avec ou sans production d'énergie électriquedistribuée. Le RED615 est également conçu pour la protectiondes applications différentielles de ligne avec un transformateurdans la zone de protection. Les relais RED615 communiquententre les postes via une liaison fibre optique ou une connexionpar fil pilote à isolation galvanique. Le RED615 fait partie de la

gamme de produits Relion® d'ABB et de la série 615 des relaisde protection et de contrôle. Les relais de la série 615 secaractérisent par leur compacité et leur débrochabilité. Deconception totalement innovante, la série 615 a été créée àpartir de la norme CEI 61850 pour la communication etl'interopérabilité des dispositifs d'automatisation de postesélectriques.

Le relais assure la protection principale des départs lignes etcâbles dans les réseaux de distribution. Le relais comprendégalement des fonctions de protection basées sur le courantpour le secours à distance des relais de protection en aval et lesecours local de la protection principale différentielle de ligne.En outre, les configurations standard B et C comprennentégalement une protection de terre. Les configurations standardD et E comprennent des fonctions de protection directionnelle àmaximum de courant et basée sur la tension.

Le relais assure la protection des départs lignes et câbles aussibien dans les réseaux à neutre isolé, à neutre résistant, à neutreimpédant qu'à neutre à la terre. Le relais peut être mis en

service dès qu'il est paramétré avec les paramètres spécifiquesde l'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 RED615 dispose de cinq configurations standarddifférentes. Il est possible de modifier la configuration standarddes signaux à l'aide du diagramme matriciel des signaux ou del'application graphique du gestionnaire de DEI de protection etde contrôle PCM600. De plus, la fonction de configuration duPCM600 prend en charge la création de fonctions logiques àplusieurs niveaux en utilisant différents modules logiquescomprenant des temporisations et des bascules bistables. Il estpossible d'adapter la configuration du relais aux exigencesspécifiques de l'utilisateur en combinant les fonctions deprotection et les blocs 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 RED615 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.

Contrôle et protection différentielle de ligne 1MRS757906 BRED615 Version du produit: 5.0 FP1 Publié: 2016-03-03

Révision: B

ABB 3

RED615 AL'EXTREMITE

ELOIGNEE

SOTFSOTF

COMMUNICATION

Protocoles: CEI 61850-8-1 Modbus®

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

SUPERVISION ET SURVEILLANCE DE L'ÉTAT

EGALEMENT DISPONIBLE

- Fonction de transfert de signaux binaires- Enregistreur 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

ORAND

RELAIS DE CONTROLE ET DE PROTECTION DIFFERENTIELLE DE LIGNE

PROTECTION IHM LOCALE

CONFIGURATIONSTANDARD

RL

ClearESCI

O

Configuration ASystemHMITimeAuthorization

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Avec prise en charge du transformateur de puissance dans la zoneRED615

CONTROLE ET INDICATION 1) MESURES

Types d'interface analogique 1)

Transformateur de courant

Transformateur de tension1) Entrées transformateur classique

Objet Ctrle 2) Ind 3)

CB

DC

ES1) Vérifier la disponibilité des entrées/sorties

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

pour appareillage primaire

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

1 -

2 3

1 2

- I, Io- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Composantes symétriques

4

-

A

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances

Autre fonction à définir lors de la commande

OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

Somme des courants de phase

I∑

PCSPCS

OPTSOPTM

2×TCSTCM

2×I2>46

3I>>>50P/51P

2×Déclenchement principalRelais de verrouillage

94/86

3I>/Io>BF51BF/51NBF

3I2f>68

3I>51P-1

2×3I>>

51P-23dI>L87L

MCS 3IMCS 3I

BSTBST

PHIZHIZ

18×MAPMAP

3I

IoI∑

3I

GUID-78F52211-9D37-4A2F-9527-CD61BDEA68A2 V2 FR

Figure 1. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard A


4 ABB

SOTFSOTF

COMMUNICATION





- Fonction de transfert de signaux binaires- Enregistreur 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

ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Avec prise en charge du transformateur de puissance dans la zoneRED615 B

3I>/Io>BF51BF/51NBF






CB

DC





1 -

2 3

1 2

- I, Io, Uo- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Composantes symétriques

4

1

O→I79

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

3×Uo>59G

Io>>51N-2

3I>51P-1

3I2f>68

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

2×3I>>

51P-2CBCMCBCM

OPTSOPTM

2×TCSTCM

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

BSTBST

3dI>L87L

Io>HA51NHA

OR

PHIZHIZ

18×MAPMAP

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

3I

Uo

Uo

Io

Io

Io

3I


RED615 AL'EXTREMITE

ELOIGNEE

GUID-6AB801FF-A43F-40D6-8D70-D27EF2F402B0 V2 FR

Figure 2. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard B


ABB 5



ORAND



REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Avec prise en charge du transformateur de puissance dans la zoneRED615 C






CB

DC





1 -

2 3

1 2

- I, Io- Supervision des valeurs limites- Enregistrement du profil de charge- Composantes symétriques

4

-

O→I79


94/86

Io>>51N-2

BSTBST

Io>HA51NHA

3I>/Io>BF51BF/51NBF

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P

3I>51P-1

3I2f>68

2×3I>>

51P-23dI>L87L

SOTFSOTF

18×MAPMAP

COMMUNICATION




OPTSOPTM

2×TCSTCM

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

CBCMCBCM

PHIZHIZ

Io>>>50N/51N

2×Io>

51N-1

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

3I

Io

Io

Io

3I


RED615 AL'EXTREMITE

ELOIGNEE

GUID-C4999021-E1FE-4D55-AB91-FC7C6963501B V2 FR

Figure 3. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard C


6 ABB

COMMUNICATION

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





ORAND



RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Avec prise en charge du transformateur de puissance dans la zoneRED615 D

3I>/Io>BF51BF/51NBF

OPTSOPTM

2×TCSTCM

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P


94/86

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

BSTBST

CBCMCBCM

2×3I>→67-1

3I2f>68

3I>>→67-2

3dI>L87L

CONTROLE ET INDICATION 1)


CB

DC


TOR dans la documentation technique

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


1 -

2 3

1 2

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

MESURES

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



Transformateur de tension1) Entrées transformateur classique2) L'une des cinq entrées est réservée

pour les applications futures

2)

4

5

O→I79

FUSEF60

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

SYNC25

U12

U12

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

f>/f<,df/dt81

3×Uo>59G

3I

Uo

Uo

Io

UL1

UL2

UL3

UL1UL2UL3

18×MAPMAP

FLOC21FL

2xRTD1xmA SOTF

SOTF

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

Io>>51N-2

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

Io>HA51NHA

OR

PHIZHIZ

3I

Io

Io

3×3U<27

U2>47O-

U1<47U+

3×3U>59

UL1

UL2

UL3

3I

4×PQUUBPQVUB


RED615 AL'EXTREMITE

ELOIGNEE

GUID-F76822E6-DDB6-44F2-8704-5A5B3035BAFD V2 FR

Figure 4. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard D


ABB 7

COMMUNICATION

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





ORAND



CONTROLE ET INDICATION 1)


CB

DC


TOR dans la documentation technique

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


1 -

2 3

1 2

REMARQUES

Fonction en option

Nombre d'instances


OR

Io/Uo

Valeur calculée

3×

RL

ClearESCI

O


RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

Avec prise en charge du transformateur de puissance dans la zoneRED615

MESURES


Capteur de courant

Capteur de tension

1) Entrées capteurs combinés avec entrée Io classique

Transformateur de courant 1

3

3

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

E

3I>/Io>BF51BF/51NBF

OPTSOPTM

2×TCSTCM

2×I2>46

I2/I1>46PD

3Ith>F49F

3I>>>50P/51P


94/86

2×Io>→67N-1

Io>>→67N-2

Io>IEF→67NIEF

Io>>51N-2

MCS 3IMCS 3I

PCSPCS

BSTBST

CBCMCBCM

3×Yo>→21YN

3×Po>→32N

OR

Io>HA51NHA

OR

2×3I>→67-1

3I2f>68

3I>>→67-2

3dI>L87L

PQM3IPQM3I

PQM3UPQM3V

PQMUPQMV

O→I79

FUSEF60

18×MAPMAP

FLOC21FL

SOTFSOTF

SYNC25

UL1

UL2

UL3

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

IEC 61850-9-2LE

UL1

UL1UL2UL3

U1<47U+

3I

Io

Io

3I

3I

3×3U<27

U2>47O-

3×3U>59

3×Uo>59G

Uo

f>/f<,df/dt81

PQUUBPQVUB

4×

Io


RED615 AL'EXTREMITE

ELOIGNEE

GUID-D0C7BD80-3FC0-448D-ACD4-D6123319339C V2 FR

Figure 5. Présentation des fonctionnalités de la configuration standard E


8 ABB

Tableau 1. Configurations standard

Description Conf. standard

Protection différentielle de ligne A

Protection différentielle de ligne avec protection directionnelle de terre et surveillance de l'état du disjoncteur B

Protection différentielle de ligne avec protection non directionnelle de terre et surveillance de l'état du disjoncteur C

Protection différentielle de ligne avec protection directionnelle à maximum de courant et protection directionnelle de terre,fonctions de mesure et de protection basées sur la tension et la fréquence, contrôle de synchronisme et surveillance de l'étatdu disjoncteur (option RTD, qualité de l'énergie et localisateur de défaut en option)

D

Protection différentielle de ligne avec protection directionnelle à maximum de courant et protection directionnelle de terre,fonctions de mesure et de protection basées sur la tension et la fréquence, surveillance de l'état du disjoncteur (entrées capteur,qualité de l'énergie, localisateur de défaut et contrôle de synchronisme en option avec CEI 61850-9-2 LE)

E


ABB 9

Tableau 2. Fonctions prises en charge

Fonction CEI 61850 A B C D E

ProtectionProtection triphasée à maximum de courant non directionnelle,seuil bas

PHLPTOC 1 1 1

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle,seuil haut

PHHPTOC 2 2 2

Protection triphasée à maximum de courant non directionnelle,seuil instantané

PHIPTOC 1 1 1 1 1

Protection triphasée directionnelle à maximum de courant, seuilbas

DPHLPDOC 2 2

Protection triphasée directionnelle à maximum de courant, seuilhaut

DPHHPDOC 1 1

Protection non directionnelle de terre, seuil bas EFLPTOC 2 Protection non directionnelle de terre, seuil haut EFHPTOC 1 Protection non directionnelle de terre, seuil instantané EFIPTOC 1 Protection directionnelle de terre, seuil bas DEFLPDEF 2 1) 2 2 2)

Protection directionnelle de terre, seuil haut DEFHPDEF 1 1) 1 1 2)

Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure del'admittance 3)

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

Protection contre les défauts de terre basée sur la mesurewattmétrique 3)

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

Protection contre les défauts de terre transitoires/intermittents INTRPTEF 1 1)4) 1 4) 1 2)4)

Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure desharmoniques 3)

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

Protection non directionnelle contre les défauts de terre multiples,avec Io calculée

EFHPTOC 1 1 1

Protection à maximum de courant inverse NSPTOC 2 2 2 2 2Protection contre les discontinuités de phase PDNSPTOC 1 1 1 1Protection à maximum de tension résiduelle ROVPTOV 3 1) 3 3 2)

Protection triphasée à minimum de tension PHPTUV 3 3Protection triphasée à maximum de tension PHPTOV 3 3Protection à minimum de tension directe PSPTUV 1 1Protection à maximum de tension inverse NSPTOV 1 1Protection de fréquence FRPFRQ 4 4Protection thermique triphasée pour départs, câbles ettransformateurs de distribution

T1PTTR 1 1 1 1

Protection triphasée contre les surcharges thermiques, deuxconstantes de temps

T2PTTR 1 1 1 1

Transfert des signaux binaires BSTGGIO 1 1 1 1 1Protection contre les défaillances disjoncteur CCBRBRF 1 5) 1 1 1 1

Détecteur de courant d'appel triphasé INRPHAR 1 1 1 1 1Enclenchement sur défaut CBPSOF 1 1 1 1 1Déclenchement principal TRPPTRC 2 2 2 2 2Protection multifonction MAPGAPC 18 18 18 18 18Localisateur de défaut SCEFRFLO (1) (1)Protection différentielle de ligne avec transformateur de puissancedans la zone

LNPLDF 1 1 1 1 1

Détection de défaut à haute impédance PHIZ 1 1 1 1 Qualité de l'énergieDistorsion de la demande totale courant CMHAI (1) 6) (1) 6)

Distorsion harmonique totale de la tension VMHAI (1) 6) (1) 6)

Variation de tension PHQVVR (1) 6) (1) 6)

Déséquilibre de tension VSQVUB (1) 6) (1) 6)

Contrôle-commandeContrôle disjoncteur CBXCBR 1 1 1 1 1Contrôle sectionneur DCXSWI 2 2 2 2 2Contrôle du sectionneur de mise à la terre ESXSWI 1 1 1 1 1Indication de position sectionneur DCSXSWI 3 3 3 3 3


10 ABB

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

Indication du sectionneur de mise à la terre ESSXSWI 2 2 2 2 2Réenclenchement automatique DARREC (1) (1) (1) (1)Contrôle synchronisme et mise sous tension SECRSYN 1 (1) 7)

Supervision et surveillance d'étatSurveillance d'état disjoncteur SSCBR 1 1 1 1Surveillance du circuit de déclenchement TCSSCBR 2 2 2 2 2Surveillance du circuit de courant CCSPVC 1 1 1 1 1Supervision fusion fusible SEQSPVC 1 1Surveillance de la communication de protection PCSITPC 1 1 1 1 1Compteur d'exécution pour machines et appareils MDSOPT 1 1 1 1 1MesurePerturbographe RDRE 1 1 1 1 1Enregistrement du profil de charge LDPRLRC 1 1 1 1 1Enregistrement défaut FLTRFRC 1 1 1 1 1Mesure courant triphasé CMMXU 1 1 1 1 1Mesure du courant direct/inverse/homopolaire CSMSQI 1 1 1 1 1Mesure courant résiduel RESCMMXU 1 1 1 1Mesure de la tension triphasée VMMXU 2 1

(1) 7)

Mesure de la tension résiduelle RESVMMXU 1 1 Mesure de la tension directe/inverse/homopolaire VSMSQI 1 1Mesure énergie et puissance triphasée PEMMXU 1 1Mesure RTD/mA XRGGIO130 (1) Mesure de la fréquence FMMXU 1 1

CEI 61850-9-2 LE, envoi valeurs échantillonnées 7)8) SMVSENDER (1) (1)

CEI 61850-9-2 LE, réception valeurs échantillonnées (partage detension) 7)8)

SMVRCV (1) (1)

AutreTemporisateur d'impulsion minimum (2 pcs) TPGAPC 4 4 4 4 4Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à laseconde)

TPSGAPC 1 1 1 1 1

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à la minute) TPMGAPC 1 1 1 1 1Temporisateur d'impulsion (8 pcs) PTGAPC 2 2 2 2 2Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) TOFGAPC 4 4 4 4 4Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) TONGAPC 4 4 4 4 4Bascule Set-Reset (8 pcs) SRGAPC 4 4 4 4 4Bloc déplacement (8 pcs) MVGAPC 2 2 2 2 2Point de contrôle générique (16 pcs) SPCGAPC 2 2 2 2 2Fonction mise à l'échelle valeur analogique (4 pcs) SCA4GAPC 4 4 4 4 4Fonction déplacement valeur entière (4 pcs) MVI4GAPC 1 1 1 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) La valeur "Uo mesurée" est toujours utilisée.2) La valeur "Uo calculée" est toujours utilisée.3) L'une des fonctions suivantes peut être commandée en option : protection contre les défauts de terre basée sur l'admittance, protection basée sur la mesure wattmétrique ou protection

basée sur les harmoniques.4) La valeur "Io mesurée" est toujours utilisée.5) La valeur "Io calculée" est toujours utilisée.6) L'option Qualité de l'énergie inclut la distorsion totale de la demande de courant, la distorsion harmonique totale de la tension et la variation de tension.7) Uniquement disponible avec CEI 61850-9-28) Uniquement disponible avec COM0031...0037


ABB 11

3. Fonctions de protectionLe relais dispose d'une protection différentielle de ligne à deuxseuils et à discrimination de phase, une protection à maximumde courant de phase, une protection à maximum de courantinverse et une protection contre les défaillances disjoncteur. Enfonction de la configuration standard choisie, les protectionssuivantes peuvent être ajoutées aux fonctions de base :protection contre les surcharges thermiques, protectiondirectionnelle ou non directionnelle à maximum de courant,protection directionnelle ou non directionnelle de terre,protection sensible contre les défauts de terre, protectioncontre les discontinuités de phase, protection contre lesdéfauts de terre transitoires/intermittents, protection àmaximum de tension résiduelle, protection basée sur la tensionentre phases et la fréquence et fonctions de réenclenchementautomatique triphasé multiple pour les départs de lignesaériennes. Les configurations standard B, D et E disposent enoption d'une protection contre les défauts de terre basée sur lamesure d'admittance, la mesure des harmoniques ou la mesurewattmétrique, en complément de la protection directionnelle deterre.

La protection différentielle de ligne comprend un seuil basstabilisé et un seuil haut instantané. Le seuil bas stabilisé offreune protection différentielle sensible et reste stable en cas, parexemple, de saturation des transformateurs de courant. Lefonctionnement du seuil bas peut être limité à l'aide de ladétection des harmoniques de rang 2 si un transformateur depuissance hors zone doit être mis sous tension. Le seuil hautinstantané offre une protection différentielle moins sensiblemais permet un fonctionnement rapide en cas de courants dedéfaut élevés. Si un transformateur se trouve dans la zone deprotection, le couplage est automatiquement compensé enfonction des types d'enroulement et des valeurs de réglaged'indice horaire.

La caractéristique de déclenchement du seuil bas peut être àtemps indépendant ou dépendant. La fonctiond'interdéclenchement direct garantit le déclenchementsimultané des deux extrémités, quelle que soit la contributiondu courant de défaut.

4. ApplicationLe RED615 peut être utilisé dans de nombreuses applicationsnécessitant un système de protection sélective. La zone deprotection d'un système de protection différentielle de ligne estla section "départ" définie par l'emplacement destransformateurs de courant dans le poste local et le postedistant. Le RED615 peut également être utilisé pour laprotection différentielle de ligne si un transformateur se trouvedans la section départ protégé.

La combinaison de la communication horizontale GOOSE surun bus de poste et d'un transfert de signal binaire sur la liaison

de communication protection offre de nouvelles possibilitésd'application en dehors de la protection différentielle de lignetraditionnelle. Une application intéressante basée sur letransfert de signal entre postes est la protection contre la pertede réseau dans les réseaux avec production d'énergieélectrique distribuée. Les performances de la combinaison dutransfert de signal binaire et de la communication horizontaleGOOSE en termes de vitesse, de sélectivité et de fiabilité sontdifficilement comparables à la protection contre la perte deréseau traditionnelle.

Le RED615 est le relais idéal pour la protection des départsdans les configurations de réseau contenant des bouclesfermées. Dans des conditions de fonctionnement normales, laboucle du départ est fermée. Le but de la boucle fermée est degarantir la disponibilité de l'énergie électrique pour lesutilisateurs finaux. Une configuration en boucle fermée garantitl'alimentation de tout point défectueux du système par uncourant de défaut dans les deux sens. Il est difficile d'obtenirune protection contre les courts-circuits rapide et sélective àl'aide d'une simple protection à maximum de courant(directionnelle ou non directionnelle). Les relais de protectiondifférentielle de ligne RED615 permettent d'isoler de façonsélective la partie défectueuse du réseau, garantissant ainsi ladistribution d'énergie à la partie saine du réseau.

La configuration standard E comprend une entrée classique decourant résiduel (Io) et trois entrées de capteurs combinés pourles courants et tensions de phase. Les trois capteurs combinéssont raccordés par des connecteurs de type RJ-45.

Les capteurs présentent certains avantages par rapport auxtransformateurs de courant et de tension classiques. Parexemple, les capteurs de courant ne saturent pas avec descourants élevés, consomment moins d'énergie et sont moinslourds. Le risque de ferrorésonance est éliminé dans lescapteurs de tension. Les entrées de capteur permettentégalement d'utiliser le relais dans des tableaux de distributionMT compacts (tels que les produits UniGear Digital, SafeRing etSafePlus d'ABB) avec un espace limité pour lestransformateurs de mesure classiques, nécessitant ainsil'utilisation de capteurs. Les adaptateurs permettent égalementd'utiliser des capteurs avec des connecteurs BNC doubles.

Dans certaines conditions de fonctionnement, telles que lamaintenance des équipements primaires ou des projetsd'extension de poste, il sera nécessaire d'interconnecter desparties de réseau normalement séparées. Pour éviter lereparamétrage des dispositifs de protection du réseau en casde modification de la topologie du réseau, il est possibled'utiliser des relais de protection différentielle de ligne afind'obtenir une protection sélective des départs dans les réseauxbouclés.


12 ABB

3I

RED615Conf. standard

ANSI CEI

46

50P/51P

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

87L

BST

MCS 3I

I2>

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3ΔI>

BST

MCS 3I

A

3IRL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A


ANSI CEI

46

50P/51P

51BF/51NBF

51P-1/51P-2

87L

BST

MCS 3I

I2>

3I>>>

3I>/Io>BF

3I>/3I>>

3ΔI>

BST

MCS 3I

A

I∑

Communication de protection

I∑

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

GUID-28763BDA-8E54-4716-9CDD-F2A208E79E25 V1 FR

Figure 6. Protection différentielle de ligne pour un départ d'interconnexion entre deux postes de distribution primaires à l'aide de laconfiguration standard A

La Figure 6 illustre la protection différentielle de ligne pour undépart d'interconnexion entre deux postes de distributionprimaires à l'aide de la configuration standard A. En outre, la

protection est offerte pour un transformateur de puissancedisponible et se trouvant dans la zone de protection.

Io

3I

3IRED615Conf. standard

ANSI CEI

46

49F/49T

50P/51P

51BF/51NBF

51N

87L

BST

MCS 3I

I2>

3Ith>F/3Ith>T

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>

3ΔI>

BST

MCS 3I

B/C


ANSI CEI

46

47O-/59

47U+/27

50P/51P

51BF/51NBF

67N-1/67N-2

87L

BST

MCS 3I

I2>

U2>/3U>

U1</3U<

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>→/Io>>→3ΔI>

BST

MCS 3I

D3U Uo

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A


Io

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

GUID-3084D6C6-6067-4827-AA10-DAC1A772077C V1 FR

Figure 7. Protection différentielle de ligne d'un départ à l'aide des configurations standard D et B ou C

La protection différentielle de ligne d'un départ à l'aide desconfigurations standard D et B ou C est illustrée à la Figure 7.

En outre, la protection est offerte pour un transformateur depuissance disponible et se trouvant dans la zone de protection.


ABB 13

3IRED615Conf. standard

ANSI CEI

46

47O-/59

47U+/27

50P/51P

51BF/51NBF

67N-1/67N-2

87L

BST

I2>

U2>/3U>

U1</3U<

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>→/Io>>→3ΔI>

BST

E


ANSI CEI

46

47O-/59

47U+/27

50P/51P

51BF/51NBF

67N-1/67N-2

87L

BST

I2>

U2>/3U>

U1</3U<

3I>>>

3I>/Io>BF

Io>→/Io>>→3ΔI>

BST

E

Io


Io

3I

3U

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

3U

RL

ClearESCI

O

U12 0. 0 kVP 0.00 kWQ 0.00 kVAr

IL2 0 A

A

GUID-6802EC2A-DC22-44E6-8BD2-DF7DCEAAEBA0 V1 FR

Figure 8. Protection différentielle de ligne d'un départ à l'aide de la configuration standard E

La Figure 8 illustre la protection différentielle de ligne d'undépart à l'aide de la configuration standard E, où des capteursde courant (bobine de Rogowski) et de tension (diviseur detension) sont utilisés pour les mesures. En outre, la protectionest offerte pour un transformateur de puissance disponible etse trouvant dans la zone de protection. La configurationstandard E est spécialement pré-configurée pour les tableauxde distribution ABB tels que UniGear Digital. Cependant, cetteconfiguration n'est pas limitée à cette utilisation.

Les configurations standard D et E ne sont pas conçues pourune utilisation simultanée de toutes les fonctionnalitésdisponibles dans un même relais. Les fonctions de protectionde fréquence et les troisièmes instances des fonctions deprotection de tension doivent être ajoutées avec l'outil deconfiguration d'application. La charge d'une configuration surmesure est vérifiée avec l'outil de configuration d'application duPCM600 afin de garantir les performances du relais.

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

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


14 ABB

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 auxdispositifs et processus des postes, améliorant ainsi la sécuritédu personnel.

De plus, le COM600 peut être utilisé comme base de donnéeslocale pour la documentation technique du poste et pour lesdonnées réseau collectées par les dispositifs. La collecte desdonnées de réseau facilite l'établissement de rapportscomplets et l'analyse des défauts, via l'utilisation des fonctionsd'historisation des données et de gestion des événements du

COM600. 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


ABB 15

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

6. ContrôleLe RED615 intègre des fonctions pour le contrôle d'undisjoncteur via l'IHM en face avant ou au moyen de commandesà distance. En plus du contrôle de disjoncteur, le relais disposede deux blocs de contrôle prévus pour le contrôle motorisé dessectionneurs ou du chariot de disjoncteur et pour l'indication deleur position. Le relais dispose également d'un bloc de contrôleprévu pour le contrôle motorisé d'un sectionneur de mise à laterre et pour l'indication de sa position.

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

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

un module externe d'entrées/sorties, tel que RIO600, peut êtreintégré au relais. Les entrées et sorties TOR du module externed'E/S peuvent être utilisées pour les signaux TOR 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 diagrammematriciel des signaux ou de la fonction de configurationd'application du PCM600.


16 ABB

7. MesuresLe relais mesure constamment les courants de phase, lescomposantes symétriques des courants et le courant résiduel.Si le relais inclut des mesures de tension, il mesure également latension résiduelle. Le relais calcule également le courantd'appel sur une période prédéfinie par l'utilisateur, la surchargethermique de l'objet protégé et le déséquilibre de tension entrephases à partir du rapport entre le courant inverse et le courantdirect.

En outre, le relais surveille le courant de phase, le courantdifférentiel, le courant de polarisation et le courant de phasemode distant.

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Localisation de défautLe RED615 dispose d'une fonction (en option) de localisationde défaut par mesure d'impédance permettant de localiser lescourts-circuits dans les réseaux de distribution radiaux. Lesdéfauts de terre peuvent être localisés dans les réseaux àneutre à la terre et faiblement impédant. Lorsque l'amplitude ducourant de défaut est supérieure ou égale à l'amplitude ducourant de charge, les défauts de terre peuvent également êtrelocalisés dans les réseaux de distribution à neutre isolé. Lafonction de localisation de défaut identifie le type de défaut,puis calcule la distance jusqu'au point considéré. La valeurestimée de la résistance de défaut est également calculée.Cette estimation fournit des informations sur la cause possibledu défaut et la précision de la distance estimée jusqu'audéfaut.

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

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

Par défaut, les entrées TOR sont paramétrées pour enregistrerles signaux externes ou internes du relais, par exemple lessignaux d'enclenchement ou de déclenchement des seuils durelais, ou les signaux externes de blocage ou de contrôle. Lessignaux TOR du relais, tels que les signaux d'enclenchement etde déclenchement de protection ou un signal externe decontrôle de relais via une entrée TOR, peuvent être paramétréspour démarrer l'enregistrement. Les informations enregistrées


ABB 17

sont stockées dans une mémoire non volatile et peuvent êtretéléchargées pour une analyse ultérieure des défauts.

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

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

12. Données enregistréesLe relais a la capacité de stocker les 128 derniers événementsde défauts. Grâce à ces enregistrements, l'utilisateur peutanalyser les événements du système électrique. Chaqueenregistrement comprend les valeurs de courant de phase, decourant différentiel et de courant de polarisation, l'horodatage,etc. L'enregistrement des défauts peut être déclenché par lesignal d'enclenchement et/ou de déclenchement d'un bloc deprotection. Les modes de mesure disponibles sont lessuivants : DFT, RMS et Crête à Crête. Les enregistrements dedéfauts conservent les valeurs mesurées par le relais aumoment du démarrage de toute fonction de protection. Enoutre, le courant d'appel maximum (avec horodatage) estenregistré séparément. Les enregistrements sont stockés dansla mémoire non volatile.

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

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

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

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

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

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

16. Surveillance du circuit courantLe relais inclut la surveillance du circuit courant. La surveillancedu circuit courant est utilisée pour détecter les défauts dusecondaire des transformateurs de courant. Lors de ladétection d'un défaut, la fonction de surveillance du circuitcourant active un voyant d'alarme et bloque la protectiondifférentielle de ligne et la protection à maximum de courantinverse afin d'éviter tout fonctionnement imprévu. La fonctionde surveillance du circuit courant additionne les courants ducircuit de protection des TC phases et compare le résultat avecle courant de référence mesuré à partir d'une référence séparéeou depuis un autre enroulement des TC phases.

17. Surveillance et communication protectionLa communication entre les relais est activée au moyen d'uncanal de communication à fibre optique. Des fibres multimodeou monomode 1310 nm avec des connecteurs LC sont utiliséespour la communication différentielle de ligne. Le canal est utilisépour transférer les valeurs de courant phase par phase entre lesrelais. Les phaseurs de courant des deux relais,géographiquement éloignés l'un de l'autre, doivent êtresynchronisés afin que l'algorithme différentiel de courant puisseêtre exécuté correctement. La méthode dite par écho estutilisée pour la synchronisation. Aucun dispositif externe tel quedes horloges GPS n'est donc nécessaire pour lacommunication de la protection différentielle de ligne.

En plus de la liaison de communication par fibre optique, il estpossible d'établir une connexion galvanique sur une liaison parfil pilote composée d'un câble à paires torsadées et demodems de communication RPW600. La liaison decommunication par fil pilote en option représente égalementune solution de mise à niveau idéale et économique pour lesinstallations électromécaniques de protection différentielle deligne. Par rapport aux solutions de protection différentielle deligne traditionnelles avec communication analogique par filpilote, la combinaison des relais RED615 et des modems decommunication RPW600 représente une solution moderne de


18 ABB

protection différentielle de ligne à phases séparées sur descâbles à fils pilotes existants.

La liaison par fil pilote prend en charge les mêmes fonctions deprotection et de communication que la liaison par fibre optique.La qualité de service est indiquée par les modems et la liaisonde communication est surveillée en permanence par le relais.Le modem RPW600 offre un niveau d'isolement de 5 kV (valeurefficace) entre les bornes "fil pilote" et la terre. Les modemsRPW600 (maître et esclave) sont connectés galvaniquement àl'une des extrémités du fil pilote et optiquement aux relais àl'aide de câbles courts à fibres optiques monomode.

L'utilisation de câbles de 0,8 mm2 à paires torsadées avec filspilotes permet généralement de couvrir des distances de 8 km.Cependant, des câbles à paires torsadées avec fils pilotes enbon état peuvent couvrir des distances plus longues. Lalongueur de la liaison par fil pilote dépend également del'environnement sonore dans l'installation. Si les câbles à filspilotes doivent être remplacés par des câbles à fibre optique,les connecteurs LC fibre optique monomode des relais peuventêtre utilisés pour la connexion directe de la liaison decommunication par fibre optique.

En dehors de la communication continue de protection, le canalde communication peut également être utilisé pour le transfertde signal binaire (BST), c'est-à-dire pour transférer lesinformations binaires configurables par l'utilisateur entre lesrelais. Il existe huit signaux configurables par l'utilisateur. Lessignaux "Transfert de signal binaire" peuvent provenir desentrées TOR ou des logiques internes du relais et peuvent êtreaffectés aux sorties TOR ou logiques internes du relais distant.

La surveillance de la communication de protection surveille enpermanence la liaison de communication protection. Le relaisbloque immédiatement la fonction de protection différentiellede ligne en cas de détection de graves interférences au niveaude la liaison de communication risquant de compromettre lefonctionnement correct de la fonction. Un signal d'alarme estémis si les interférences persistent, indiquant une défaillancepermanente au niveau de la communication de protection. Lesdeux seuils hauts de la protection à maximum de courant sontdéclenchés par défaut.

RED615 RED615

Liaison de communication différentielle de ligne par fibre optique

Surveillance et communication de protectionTransfert de signaux binaires

GUID-8CE71CC9-F0EA-4BE9-B693-173CAEA9FA58 V2 FR

Figure 10. Liaison de communication de protection par fibre optique

RED615 RED615

Liaison de communication différentielle de ligne par fil pilote

Surveillance et communication de protectionTransfert de signaux binaires

Modem RPW600

Modem RPW600

GUID-12C57326-6CB9-4FA9-B9F4-3D8F21015DCF V2 FR

Figure 11. Liaison de communication de protection par fil pilote


ABB 19

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

19. Entrées et sortiesEn fonction de la configuration standard sélectionnée, le relaisdispose de trois entrées courant de phase et d'une entréecourant résiduel pour la protection non directionnelle de terre etla surveillance du circuit courant, ou de trois entrées courant dephase, d'une entrée courant résiduel et d'une entrée tensionrésiduelle pour la protection directionnelle de terre et lasurveillance du circuit courant.

La configuration standard E comprend une entrée standard decourant résiduel (Io 0.2/1 A) et trois entrées pour la connexiondirecte de trois capteurs combinés avec des connecteursRJ-45. Il est possible d'utiliser des capteurs de courant et detension distincts, via des adaptateurs, à la place des capteurs

combinés. En outre, les adaptateurs permettent d'utiliser descapteurs avec des connecteurs BNC doubles.

Les entrées courant de phase sont des entrées 1/5 A. Deuxentrées courant résiduel sont disponibles en option (1/5 A ou0.2/1 A). L'entrée 0.2/1 A est généralement utilisée dans desapplications nécessitant une protection sensible contre lesdéfauts de terre et dotées de transformateurs de courant detype Tore. L'entrée tension résiduelle intègre les tensionsnominales comprises entre 60 et 210 V.

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

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

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

Tableau 4. Entrées/sorties

Conf.standard

Code commande Voies analogiques Voies binaires

5-6 7-8 TC TP Capteurscombinés

Entrées TOR SortiesTOR

RTD mA

A ACAD 4 - - 12 4 PO + 6 SO - -

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

B AA / ABAC 4 1 - 11 4 PO + 6 SO - -

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

C ACAD 4 - - 12 4 PO + 6 SO - -

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

DFE / FF AD 4 5 - 12 4 PO + 6 SO 2 1

AE / AF AG 4 5 - 16 4 PO + 6 SO - -

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

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

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

entre 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 en


20 ABB

charge différentes applications d'essai. Les applications decontrôle peuvent utiliser la nouvelle fonction sûre et évoluéed'autorisation de contrôle de poste.

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

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

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

relais 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. La redondanceréseau Ethernet peut être obtenue à l'aide du protocole HSR(protocole de redondance transparente de haute disponibilité)ou PRP (protocole de redondance parallèle) ou avec unetopologie en anneau (switch administrable compatible RSTP).La redondance Ethernet peut être appliquée à tous lesprotocoles Ethernet CEI 61850, Modbus et DNP3.

Toutes les variantes de carte de communication prennent encharge la redondance Ethernet basée sur une topologie enanneau. Les variantes de carte de communication avec deuxinterfaces optiques pour la communication du bus de posteprennent en charge les protocoles de redondance HSR et PRP.Ces variantes incluent également la prise en charge de lasynchronisation d'horloge basée sur IEEE 1588.

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.


ABB 21

Switch EthernetCEI 61850 PRPSwitch Ethernet

REF615 REF620 RET620 REM620 REF615

SCADACOM600

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

Figure 12. 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.


22 ABB

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 13. 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 dela 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'anneau

Ethernet 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.

La solution de la topologie Ethernet en anneau évite tout pointindividuel de défaillance et améliore la fiabilité de lacommunication. Cette solution peut être appliquée auxprotocoles Ethernet CEI 61850, Modbus et DNP3.


ABB 23

Switch Ethernetadministrable compatible RSTP

Switch Ethernetadministrable compatible RSTP

Client BClient A

Réseau ARéseau B

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

Figure 14. 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).

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 estpossible 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• SNTP (Simple Network Time Protocol - protocole simple de

synchronisation de l'heure)


24 ABB

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

Format B)

Référence horaire poste distant• Différentiel de ligne

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-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


ABB 25

21. Données techniques

Tableau 6. Dimensions

Description Valeur

Largeur Châssis 177 mm

Boîtier 164 mm

Hauteur Châssis 177 mm (4U)

Boîtier 160 mm

Profondeur 201 mm (153 + 48 mm)

Poids Relais de protection complet 4.1 kg

Bloc débrochable uniquement 2.1 kg

Tableau 7. Alimentation électrique

Description Type 1 Type 2

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

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

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

50 ms à Un

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

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

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

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

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

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

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

Type de fusible T4A/250 V

Tableau 8. Entrées actives

Description Valeur

Fréquence nominale 50/60 Hz

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

Capacité de surcharge thermique :

• En continu 4 A 20 A

• Pendant 1 s 100 A 500 A

Capacité de surcharge dynamique :

• Valeur demi-onde 250 A 1250 A

Impédance d'entrée <100 mΩ <20 mΩ

Entrées tension Tension nominale 60...210 V CA

Tenue en tension :

• En continu 240 V CA

• Pendant 10 s 360 V CA

Consommation à la tension nominale <0.05 VA

1) Courant résiduel et/ou courant de phase


26 ABB

Tableau 9. Entrées d'excitation (capteurs)

Description Valeur

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

Tenue en tension en continu 125 V

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

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

Tenue en tension en continu 50 V

Impédance d'entrée à 50/60 Hz 3 mΩ

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

Tableau 10. Entrées TOR

Description Valeur

Plage de fonctionnement ±20 % de la tension nominale

Tension nominale 24...250 V CC

Courant consommé 1.6...1.9 mA

Puissance consommée 31.0...570.0 mW

Seuil de tension 16...176 V CC

Temps de réponse <3 ms

Tableau 11. Sortie de signal X100 : SO1

Description Valeur

Tension nominale 250 V CA/CC

Courant des contacts en régime permanent 5 A

Pouvoir d'établissement du courant pendant 3.0 s 15 A

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

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

1 A/0.25 A/0.15 A

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

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

Description Valeur





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

1 A/0.25 A/0.15 A



ABB 27

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

Description Valeur





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

5 A/3 A/1 A


Supervision de déclenchement :

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

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

• Tension minimale aux bornes du contact de supervision dedéclenchement

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

Tableau 14. Relais de sortie avec contact simple

Description Valeur


Courant de contact en régime permanent 8A




5 A/3 A/1 A


Tableau 15. Sortie haute vitesse HSO avec BIO0007

Description Valeur


Courant de contact en régime permanent 6 A

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

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


5 A/3 A/1 A

Temps de fonctionnement <1 ms

Temps de réinitialisation <20 ms, charge résistive

Tableau 16. Port Ethernet en face avant

Interface Ethernet Protocole Câble Taux de transfert desdonnées

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


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Tableau 17. Liaison de communication protection

Connecteur Type de fibre Longueur d'onde Longueur max.

standard1)Affaiblissement de propagation autorisé2)

LC MM 62.5/125 ou 50/125 μm 1300 nm 2 km <8 dB

LC SM 9/125 μm3) 1300 nm 20 km <8 dB

1) La longueur maximum dépend de l'atténuation et de la qualité du câble, et du nombre d'épissures et de connecteurs sur le parcours.2) Affaiblissement maximal autorisé (dû aux connecteurs et au câble)3) Utiliser une fibre monomode d'au moins 3 m de longueur pour raccorder le RED615 au modem fil pilote RPW600.

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. Indice de protection du relais de protection encastré

Description Valeur

Face avant IP 54

Face arrière, borniers IP 20

Tableau 20. Conditions d'environnement

Description Valeur

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

Plage de températures de fonctionnement, courte durée -40...+70ºC (<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 29

Tableau 21. 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


30 ABB

Tableau 21. 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 22. 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 23. 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 31

Tableau 24. Essais d'environnement


Essai avec chaleur sèche • 96 h à +55ºC• 16 h à +70ºC1)

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 25. Sécurité du produit

Description Référence

Directive Basse Tension 2006/95/CE

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

Tableau 26. Conformité CEM

Description Référence

Directive CEM 2004/108/CE

Norme EN 60255-26 (2013)

Tableau 27. Conformité à la directive RoHS

Description

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


32 ABB

Fonctions de protection

Tableau 28. 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 33

Tableau 29. 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 30. Protection directionnelle à maximum de courant triphasée (DPHxPDOC)


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

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

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

Temps de réponsedéclenchement1)2)


IDéfaut = 2,0 × Seuil dedéclenchement

39 ms 43 ms 47 ms




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

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

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

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

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


34 ABB

Tableau 31. Paramètres principaux de la protection triphasée directionnelle contre les surtensions (PHxPTOC)


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

DPHHPDOC 0.10...40.00 × In 0.01

Facteur multiplicateur de temps DPHxPDOC 0.05...15.00 0.01


DPHxPDOC 40...200000 ms 10

Mode directionnel DPHxPDOC 1 = Non directionnel2 = Direct3 = Inverse

Angle caractéristique DPHxPDOC -179...180° 1


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

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

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

Tableau 32. Protection non directionnelle de terre (EFxPTOC)



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

EFHPTOCetEFIPTOC

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



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

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC et EFLPTOC :IDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

23 ms

26 ms

29 ms






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

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

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


ABB 35

Tableau 33. Paramètres principaux de la protection non directionnelle contre les défauts de terre (EFxPTOC)


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

EFHPTOC 0,10...40,00 × In 0.01

EFIPTOC 1,00...40,00 × In 0.01

Facteur multiplicateur de temps EFLPTOC 0.05...15.00 0.01

EFHPTOC 0.05...15.00 0.01


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10


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

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

EFIPTOC Temps constant



36 ABB

Tableau 34. Protection directionnelle de terre (DEFxPDEF)



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

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



DEFHPDEFIDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

42 ms

46 ms

49 ms

DEFLPDEFIDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

58 ms 62 ms 66 ms






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

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

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


ABB 37

Tableau 35. Paramètres principaux de la protection directionnelle contre les défauts de terre (DEFxPDEF)


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

DEFHPDEF 0.10...40.00 × In 0.01

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

Facteur multiplicateur de temps DEFLPDEF 0.05...15.00 0.01

DEFHPDEF 0.05...15.00 0.01


DEFLPDEF 60...200000 ms 10

DEFHPDEF 40...200000 ms 10


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

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

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

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

Tableau 36. Protection d'admittance contre les défauts de terre (EFPADM)


Précision1) A la fréquence f = fn

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

Temps de réponse déclenchement2) Minimum Standard Maximum

56 ms 60 ms 64 ms

Temps de réinitialisation 40 ms

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

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

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


38 ABB

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


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

Mode directionnel EFPADM 1 = Non directionnel2 = Direct3 = Inverse

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


EFPADM 60...200000 ms 10

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

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

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

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

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

Angle d'inclinaison de laconductance

EFPADM -30...30° 1

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

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

Angle d'inclinaison de lasusceptance

EFPADM -30...30° 1

Tableau 38. Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure wattmétrique (WPWDE)



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

Temps de réponse déclenchement 1)2) Généralement 63 ms




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

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

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

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

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


ABB 39

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


Mode directionnel WPWDE 2 = Direct3 = Inverse

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

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

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

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

Angle caractéristique WPWDE -179...180° 1

Facteur multiplicateur de temps WPWDE 0.05...2.00 0.01

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


WPWDE 60...200000 ms 10

Courant de fonctionnementminimum

WPWDE 0.010...1.000 × In 0.001

Tension de fonctionnementminimum

WPWDE 0.01...1.00 × Un 0.01

Tableau 40. Protection contre les défauts de terre transitoires/intermittents (INTRPTEF)


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

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

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

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

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


Mode directionnel INTRPTEF 1=Non directionnel2=Direct3=Inverse

-


INTRPTEF 40...1200000 ms 10

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

INTRPTEF 0,01...0,50 × Un 0.01

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

-

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

INTRPTEF 2...20 -

Courant de fonctionnementminimum

INTRPTEF 0,01...1,00 × In 0.01


40 ABB

Tableau 42. Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure des harmoniques (HAEFPTOC)



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

Heure de démarrage 1)2) Généralement 77 ms




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

Suppression des harmoniques -50 dB à f = fn

-3 dB à f = 13 × fn

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

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

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


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

Facteur multiplicateur de temps HAEFPTOC 0.05...15.00 0.01


HAEFPTOC 100...200000 ms 10

Temps de fonctionnementminimum

HAEFPTOC 100...200000 ms 10

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


ABB 41

Tableau 44. Protection à maximum de courant inverse (NSPTOC)



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



IDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchementIDéfaut = 10 × Seuil dedéclenchement

23 ms15 ms

26 ms18 ms

28 ms20 ms







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

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

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


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

Facteur multiplicateur de temps NSPTOC 0.05...15.00 0.01


NSPTOC 40...200000 ms 10


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


Tableau 46. Protection contre les discontinuités de phase (PDNSPTOC)



±2 % de la valeur de consigne

Temps de réponse déclenchement <70 ms







42 ABB

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


Seuil de déclenchement (Rapportdes courants I2/I1)

PDNSPTOC 10...100 % 1


PDNSPTOC 100...30000 ms 1

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

Tableau 48. Protection à maximum de tension résiduelle (ROVPTOV)


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

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



UDéfaut = 2 × Seuil dedéclenchement

48 ms 51 ms 54 ms






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

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

Tableau 49. 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


ABB 43

Tableau 50. 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 51. 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 52. 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


44 ABB

Tableau 53. 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 54. 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 55. 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


ABB 45

Tableau 56. Protection à maximum de tension inverse (NSPTOV)






UDéfaut = 1.1 × Seuil dedéclenchementUDéfaut = 2.0 × Seuil dedéclenchement

33 ms24 ms

35 ms26 ms

37 ms28 ms






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

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

Tableau 57. 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 58. 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


46 ABB

Tableau 59. 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 60. Protection thermique triphasée pour départs, câbles et transformateurs de distribution (T1PTTR)



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

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

1) Courant de surcharge > 1.2 × Température de fonctionnement


ABB 47

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


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

T1PTTR -50...100°C 1

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

T1PTTR 1...5 1

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

Echauffement (échauffement finalpar rapport à la températureambiante)

T1PTTR 0,0...200,0°C 0.1

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

T1PTTR 60...60000 s 1

Température maximale (niveau dela température au seuil dedéclenchement)

T1PTTR 20,0...200,0°C 0.1

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

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

Température de réenclenchement(température de réinitialisation duréenclenchement aprèsdéclenchement)

T1PTTR 20,0...150,0°C 0.1

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

T1PTTR -50,0...100,0°C 0.1

Tableau 62. Protection triphasée contre les surcharges thermiques, deux constantes de temps (T2PTTR)



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


48 ABB

Tableau 63. 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 64. Transfert de signal binaire (BSTGGIO)


Temporisation signalisation Liaison fibre optique <5 ms

Liaison par fil pilote (isolationgalvanique) <10 ms

Tableau 65. Protection de défaillance disjoncteur (CCBRBRF)



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


Temps de réinitialisation1) Généralement 40 ms


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

Tableau 66. Protection de défaillance disjoncteur (CCBRBRF) - Paramètres principaux


Valeur de courant (courant nominalde phase en fonctionnement)

CCBRBRF 0,05...1,00 × In 0.05

Valeur du courant résiduel (courantrésiduel en fonctionnement)

CCBRBRF 0,05...1,00 × In 0.05

Mode défaillance disjoncteur(mode de fonctionnement)

CCBRBRF 1 = Courant2 = Etat disjoncteur3 = les deux

-

Mode déclenchement défaillancedisjoncteur

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

-

Temps de redéclenchement CCBRBRF 0...60000 ms 10

Temporisation défaillancedisjoncteur

CCBRBRF 0...60000 ms 10

Temporisation défaut disjoncteur CCBRBRF 0...60000 ms 10


ABB 49

Tableau 67. Détecteur de courant d'appel triphasé (INRPHAR)


Précision de déclenchement A la fréquence f = fn

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

Temps de réinitialisation +35 ms / -0 ms


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

Tableau 68. Détecteur de courant d'appel triphasé (INRPHAR) - Paramètres principaux


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

INRPHAR 5...100 % 1


INRPHAR 20...60000 ms 1

Tableau 69. Enclenchement sur défaut (CBPSOF)



Tableau 70. Enclenchement sur défaut (CBPSOF) - Paramètres principaux


Temps de réinitialisationEnclenchement sur défaut

CBPSOF 0...60000 ms 1

Tableau 71. Protection analogique multifonction (MAPGAPC)


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

Tableau 72. 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

-


50 ABB

Tableau 73. Localisateur de défaut (SCEFRFLO)


Précision de mesure A la fréquence f = fn

Impédance :± 2.5% ou ±0,25 Ω

Distance :±2.5% ou ±0.16 km/0.1 mile

XC0F_CALC :± 2.5% ou ±50 Ω

IFLT_PER_ILD :± 5% ou ±0,05

Tableau 74. Localisateur de défaut (SCEFRFLO) - Paramètres principaux


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

Ph leakage Ris SCEFRFLO 20…1000000 Ω 1

Ph capacitive React SCEFRFLO 10…1000000 Ω 1

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

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

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

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

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

Tableau 75. Protection différentielle de ligne avec transformateur de puissance dans la zone (LNPLDF)

Caractéristiques Valeur

Précision de déclenchement 1) Suivant la fréquence du courant mesuré : fn ±2 Hz

Seuil bas ±2,5 % de la valeur de consigne

Seuil haut ±2,5 % de la valeur de consigne


Seuil haut, temps de fonctionnement 2)3) 22 ms 25 ms 29 ms



Temps de retard (seuil bas) <40 ms


Précision du temps de déclenchement en mode temps inverse ±5,0 % de la valeur de consigne ou ±20 ms 4)

1) Avec le canal de communication symétrique (lors de l'utilisation de fibre optique).2) Sans temps de réponse supplémentaire dans le canal de communication (lors de l'utilisation de fibre optique).3) Incluant le temps de réponse du contact de sortie. Lorsque le courant différentiel = 2 × Seuil haut et fn = 50 Hz avec liaison par fil pilote (isolation galvanique) + 5 ms.

4) Seuil bas, multiples compris entre 1.5 et 20.


ABB 51

Tableau 76. Protection différentielle de ligne avec transformateur de puissance dans la zone (LNPLDF) - Paramètres principaux

Paramètre Fonction Plage de valeurs Description

Seuil haut LNPLDF 200...4000 % In Valeur de fonctionnement seuilinstantané

Seuil bas LNPLDF 10...200 % In Réglage de base pour le démarrageseuil stabilisé


LNPLDF 45...200000 ms Durée de temporisation dudéclenchement seuil stabilisé

Type de courbe dedéclenchement

LNPLDF 1=ANSI Ext. inv.3=ANSI Norm. inv.5=ANSI Tps cst9=CEI Norm. inv.10=CEI Très inv.12=CEI Ext. inv.15=CEI Tps cst

Sélection de la courbe de temporisationpour le seuil stabilisé

Facteur multiplicateur de temps LNPLDF 0.05...15.00 Facteur multiplicateur de temps dansles courbes IDMT

Seuil H2 LNPLDF 10...50 % Rapport composante harmonique derang 2 / composante fondamentalepour blocage

Correction rapport TC LNPLDF 0.200...5.000 Correction rapport transformateurcourant phase

Tableau 77. Détection de défaut à haute impédance (PHIZ) - Paramètres principaux


Niveau de sécurité PHIZ 1...10 1

Type de système PHIZ 1=Avec terre2=Sans terre


52 ABB

Tableau 78. Caractéristiques de déclenchement

Paramètre Plage de valeurs

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

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


ABB 53

Fonctions Qualité de l'énergie

Tableau 79. Variation de tension (PHQVVR)


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

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

Tableau 80. Déséquilibre de tension (VSQVUB)


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



54 ABB

Fonctions de contrôle

Tableau 81. Réenclenchement automatique (DARREC)



Tableau 82. Contrôle synchronisme et mise sous tension (SECRSYN)



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

Temps de réinitialisation <50 ms




ABB 55

Tableau 83. 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


56 ABB

Fonctions de supervision et de surveillance d'état

Tableau 84. Surveillance d'état disjoncteur (SSCBR)


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


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

Tableau 85. Surveillance du circuit de courant (CCSPVC)


Temps de réponse1) <30 ms

1) Incluant le temps de réponse du contact de sortie

Tableau 86. 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 87. 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 88. 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 57

Fonctions de mesure

Tableau 89. 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 90. 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 91. Mesure du courant résiduel (RESCMMXU)



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


Tableau 92. 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 93. Mesure de la tension résiduelle (RESVMMXU)



±0.5 % ou ±0.002 × Un



58 ABB

Tableau 94. Mesure de la tension directe/inverse/homopolaire (VSMSQI)


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

±1.0% ou ±0.002 × Un


Tableau 95. 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 96. Mesure de la fréquence (FMMXU)


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


ABB 59

Autres fonctions

Tableau 97. Bloc fonctionnel Temporisateur d'impulsion (PTGAPC)



Tableau 98. Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) (TOFPAGC)



Tableau 99. Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) (TONGAPC)




60 ABB

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

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

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

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

IECA070904 V3 FR

Figure 15. Affichage petit format

IECA070901 V3 FR

Figure 16. Affichage grand format

Tableau 100. 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 101. 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 61

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

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

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

Modes d'installation :

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

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

48

177

160

177

153

164

IECA070900 V4 FR

Figure 17. Montage encastré

98

177

160

186

103

IECA070903 V4 FR

Figure 18. Montage semi-encastré23

0

107

25°

133

190

IECA070902 V4 FR

Figure 19. Montage semi-encastré avecune inclinaison de 25°

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

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


62 ABB

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

26. Accessoires pour la commande

Tableau 102. Communication par fil pilote

Article Référence commande

Package de communication par fil pilote comprenant deux modems fil pilote : RPW600AM (maître) et RPW600AF(esclave)

RPW600AMF

Kit de diagnostic comprenant l'outil de diagnostic RPW, un câble de diagnostic et un CD comportant les pilotes etinformations nécessaires

RPW600ADP

Câble fibre optique monomode LC-LC 3 mètres pour raccorder un modem fil pilote au relais RED6151) 1MRS120547-3

1) Veuillez noter que deux câbles de raccordement sont nécessaires pour raccorder le package de communication par fil pilote (RPW600AMF).

Tableau 103. 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

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

Le gestionnaire de DEI de protection et de contrôle PCM600dispose de fonctions étendues de configuration du relais, tellesque la configuration des signaux du relais, la configuration del'application, la configuration de l'affichage graphique, ycompris la configuration des schémas unifilaires, et la

configuration 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 raisonsde 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 est


ABB 63

possible 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 de

mise 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 104. 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 RED615 5.1 ou supérieure

Tableau 105. Fonctions prises en charge

Fonction IHM Web PCM600

Paramétrage du relais

Enregistrement des paramètres dans le relais

Surveillance des signaux

Gestion perturbographe

Visualisation des voyants d'alarme

Gestion du contrôle d'accès

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

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

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

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

Enregistrement des paramètres du relais dans l'outil -

Analyse perturbographie -

Export/import des paramètres XRIO -

Configuration de l'affichage graphique -

Configuration de l'application -

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

Visualisation des diagrammes de phases -

Visualisation des événements

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

Contrôle en ligne - = Prise en charge

28. Cyber-sécuritéLe relais prend en charge l'authentification et l'autorisationutilisateur à base de rôles. Il peut enregistrer 2048 événementsde piste d'audit dans une mémoire non-volatile. La mémoire

non-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 protocoleFTP et l'IHM Web utilisent le cryptage TLS avec une longueur


64 ABB

de 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 les

services de protocole en option peuvent être désactivés suivantla configuration système souhaitée.

29. Schémas de raccordement

Option

100BaseTx / RJ-45Bus série RS-485 Bus série fibre optique (ST)

Communication protection différentielle de ligne

Le DEI comporte un dispositif quicourt-circuite automatiquement le circuit desTC en cas de débrochage

GUID-FBFA9940-E37D-4C32-A083-0367AAEDE267 V2 FR

Figure 20. Schéma de raccordement des configurations A et C


ABB 65

Option

Communication protection différentielle de ligne

100BaseFx / LC ou 100BaseTx / RJ-45Bus série RS-485 Bus série fibre optique (ST)

Le DEI comporte un dispositif qui court-circuiteautomatiquement le circuit des TC en cas dedébrochage

GUID-A05D9233-4377-48D7-9F00-4218F0E7D4DC V2 FR

Figure 21. Schéma de raccordement de la configuration B


66 ABB

RED615

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

2)

X120

12

3

4

567

89

1011

12

14Io

IL1

IL2

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

IL3

1/5A

N1/5A

N1/5A

N1/5A

N

X13012

34

56

BI 4

BI 3

BI 2

BI 1

87

9101112

U12B

1314

U1

1516

U2

1718

U3

UoN

N

N

N

60 -

N

210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

60 -210V

6)

X1LAN

X5123456789

B/-A/+

/ TX

/ RX

GNDGNDC

X16Communication de protection différentielle de ligne

X2LAN

IRIG-B -IRIG-B +AGND

1) 3)

X12RXTX

1) 3)

1) 4)

1) 5)

B/-A/+

1) En option2) Le DEI est équipé d'un mécanisme de court-circuit automatique au niveau du connecteur TC lorsque le bloc débrochable est retiré3) 100BaseFx / LC ou 100BaseTx / RJ-454) Bus série RS-4855) Bus série fibre optique (ST)6) AIM0006 (5U+4BI) Autre module AIM0003 (5U+2RTD+1mA)

GUID-EE704FD2-E4A7-4745-B84D-95033D4DC5AA V2 FR

Figure 22. Schéma de raccordement de la configuration D


ABB 67

RED615

16

17

1918

X100

67

89

10

111213

15

14

2

1

3

45

22

212324

SO2

TCS2

PO4

SO1

TCS1

PO3

PO2

PO1

IRF

+

-Uaux

20

X110

34

56

7

89

10BI 6

BI 5

BI 4

BI 3

BI 2

BI 8

BI 712

13

11

BI 112

X110

16

14

15

19

17

18

22

20

21

SO3

SO2

SO1

23SO4

24

X1LAN

X5123456789

B/-A/+

/ TX

/ RX

GNDGNDC

X16Communication de protection différentielle de ligne

X2LAN

IRIG-B -IRIG-B +AGND

1) 3)

X12RXTX

1) 3)

1) 4)

1) 5)

B/-A/+

1) En option2) Le DEI est équipé d'un mécanisme de court-circuit automatique au niveau du connecteur TC lorsque le bloc débrochable est retiré3) 100BaseFx / LC ou 100BaseTx / RJ-454) Bus série RS-4855) Bus série fibre optique (ST)

X130

12

X131

45

IL1

78

U1

X132

45

IL2

78

U2

X133

45

IL3

78

U3

Io0,2/1A

N

GUID-33733308-95B9-4B59-B5DC-E15AFA16E05E V1 FR

Figure 23. Schéma de raccordement de la configuration E


68 ABB

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

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

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

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

D'autres certificats figurent à la page produit.

31. 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 RED615 sur lapage produit. Faites défiler vers le bas de la page pour trouveret télécharger la documentation associée.

Pour obtenir des informations sur les modems RPW600,reportez-vous au manuel d'utilisation RPW600, document6621-2260. Ce document peut être téléchargé à lapage produit du RED615. Faites défiler vers le bas de la pagepour trouver et télécharger la documentation associée.


ABB 69

http://new.abb.com/medium-voltage/distribution-automation/numerical-relays/feeder-protection-and-control/relion-for-medium-voltage/line-differential-protection-and-control-red615-iec

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION



32. Fonctions, codes et symboles

Tableau 106. Fonctions incluses dans le relais

Fonction IEC 61850 IEC 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)

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

Protection triphasée à maximum de courant nondirectionnelle, seuil instantané

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

Protection triphasée directionnelle à maximum de courant,seuil bas

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

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

Protection triphasée directionnelle à maximum de courant,seuil haut

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

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

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

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

Protection non directionnelle de terre, seuil instantané EFIPTOC1 Io>>> (1) 50N/51N (1)

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

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

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

Protection contre les défauts de terre basée sur la mesure del'admittance

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

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

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

Protection contre les défauts de terre basée sur la mesurewattmétrique

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

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

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

Protection contre les défauts de terre transitoires/intermittents

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

Protection contre les défauts de terre basée sur la mesuredes harmoniques

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

Protection non-directionnelle contre les défauts de terre,avec Io calculée

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

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

NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

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

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

ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

ROVPTOV3 Uo> (3) 59G (3)

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

PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

PHPTUV3 3U< (3) 27 (3)


70 ABB

Tableau 106. Fonctions incluses dans le relais, suite


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)

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

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

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



Protection thermique triphasée pour départs, câbles ettransformateurs de distribution

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

Protection triphasée contre les surcharges thermiques, deuxconstantes de temps

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

Transfert de signal TOR BSTGGIO1 BST (1) BST (1)

Protection contre les défaillances du disjoncteur CCBRBRF1 3I>/Io>BF (1) 51BF/51NBF (1)

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

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

Déclenchement principal TRPPTRC1 Déclenchement principal(1)

94/86 (1)

TRPPTRC2 Déclenchement principal(2)

94/86 (2)

Protection multifonction MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)


















ABB 71



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

Protection différentielle de ligne avec transformateur depuissance dans la zone

LNPLDF1 3Id/I> (1) 87L (1)

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

Qualité du réseau

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

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

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

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

Contrôle

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

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

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

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

Indication de position 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 d'état sectionneur de terre ESSXSWI1 I <-> O ES (1) I <-> O ES (1)

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

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

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

Supervision et surveillance d'état

Surveillance d'état du disjoncteur SSCBR1 CBCM (1) CBCM (1)

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

TCSSCBR2 TCS(2) TCM (2)

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

Supervision fusion fusible SEQSPVC1 FUSEF (1) 60 (1)

Surveillance de la communication des protections PCSITPC1 PCS (1) PCS (1)

Compteur d'exécution pour machines et appareils MDSOPT1 OPTS (1) OPTM (1)

Mesure

Perturbographe 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 courant résiduel RESCMMXU1 Io (1) In (1)

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

VMMXU2 3U (2) 3V (2)


72 ABB



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

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

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

Mesure RTD/mA XRGGIO130 X130 (RTD) (1) X130 (RTD) (1)

Mesure de la 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, résolution à laseconde)

TPSGAPC1 TPS (1) TPS (1)

Temporisateur d'impulsion minimum (2 pcs, résolution à laminute)

TPMGAPC1 TPM (1) TPM (1)

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

PTGAPC2 PT (2) PT (2)

Temporisation basculement d'état à 0 (8 pcs) TOFGAPC1 TOF (1) TOF (1)

TOFGAPC2 TOF (2) TOF (2)



Temporisation basculement d'état à 1 (8 pcs) TONGAPC1 TON (1) TON (1)

TONGAPC2 TON (2) TON (2)



Bascule Set-Reset (8 pcs) SRGAPC1 SR (1) SR (1)

SRGAPC2 SR (2) SR (2)



Bloc déplacement (8 pcs) MVGAPC1 MV (1) MV (1)

MVGAPC2 MV (2) MV (2)

Point de contrôle générique (16 pcs) SPCGAPC1 SPC (1) SPC (1)

SPCGAPC2 SPC (2) SPC (2)


ABB 73



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)

33. Historique des révisions du document

Révision du document/date Version du produit Historique

A/2013-05-28 4.0 FP1 Traduction de la version anglaise G

B/2016-03-03 5.0 FP1 Traduction de la version anglaise K


74 ABB

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Contrôle et protection différentielle de ligne RED615 · 2018-05-10 · par fil pilote à...

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