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Préface
Sommaire
SIPROTEC
Introduction
Fonctions
Protection différentielle
7UT613/63x
Montage et mise en service
Spécifications techniques
V4.6
Annexe
Manuel
Bibliographie
Glossaire
Index
C53000-G1177-C160-2
1
2
3
4
A
Remarque
Les consignes et les avertissements utilisés dans le chapitre Préface doivent être respectés pour garantir votre
sécurité.
Déclaration de responsabilité
Copyright
Nous avons vérifié la conformité du texte de ce manuel avec le matériel et le logiciel décrit. Les oublis et divergences ne peuvent pas
être exclus; nous n'assumons aucune responsabilité en cas d’absence de conformité totale.
Copyright© Siemens AG 2007. Tous droits réservés.
L’information contenue dans ce manuel est périodiquement vérifiée et les corrections nécessaires seront incluses dans les futures
éditions. Toute suggestion ou amélioration est la bienvenue.
La diffusion ou reproduction de ce document, toute exploitation ou
divulgation de son contenu sont interdites sauf autorisation explicite. Tout manquement à cette règle expose son auteur au versement de dommages et intérêts. Tous nos droits sont réservés, notamment pour le cas de la délivrance d'un brevet ou celui de
l'enregistrement d'un modèle d'utilité publique.
Nous nous réservons le droit d'apporter des modifications techniques sans avis préalable.
Marques déposées
Version du document : 4.10.02
SIPROTEC, SINAUT, SICAM et DIGSI sont des marques déposées de SIEMENS AG. Les autres désignations utilisées dans ce
manuel peuvent être des marques déposées qui, si utilisées par
des tiers à leurs fins personnelles, sont susceptibles de violer les
droits de leurs propriétaires.
Siemens Aktiengesellschaft
No de référence: C53000-G1177-C160-2
Préface
Objectifs de ce manuel
Ce manuel comprend une description des fonctions de l'appareil 7UT613/63x ainsi que les instructions utiles
à son installation, sa mise en service et son exploitation. On y trouvera en particulier les éléments suivants :
• Informations relatives à la configuration de l'appareil et description des fonctions de l'appareil et des possibilités de réglage → chapitre 2 ;
• Instructions de montage et de mise en service → chapitre 3 ;
• Compilation des spécifications techniques → chapitre 4 ;
• ainsi qu'un résumé des informations les plus importantes pour les utilisateurs expérimentés → annexe A.
Pour les informations générales concernant le fonctionnement et la configuration des appareils SIPROTEC 4,
veuillez vous référer au manuel système SIPROTEC /1/.
Public visé
Ingénieurs de protection, personnel de mise en service, personnel responsable du calcul des réglages,
personnel de contrôle et d’entretien du matériel de protection, personnel de contrôle des automatismes et des
installations, personnel de postes et de centrales électriques.
Applicabilité du Manuel
Ce manuel s’applique aux appareils de protection numérique de type: SIPROTEC 4 Protection différentielle
7UT613/63x; version Firmware V4.60.
Déclaration de conformité
Ce produit est conforme à la directive du Conseil des Communautés européennes sur l'alignement des lois des états membres concernant la compatibilité électromagnétique (Conseil EMC
Directive 89/336/EEC) et relative au matériel électrique utilisé dans certaines limites de tension
(Directive de basse tension 73/23/EEC).
Cette conformité a été contrôlée par des tests exécutés par Siemens AG conformément à l'article 10 de la Directive du Conseil en accord avec les standards génériques EN 61000-6-2 et
EN 61000-6-4 pour la directive CEM, et avec le standard EN 60255-6 pour la directive de
basse tension.
Ce produit a été conçu et fabriqué pour être utilisé dans un environnement industriel.
Ce produit est conforme aux normes internationales de la série CEI 60255 et à la réglementation nationale allemande VDE 0435.
Autres normes
IEEE Std C37.90-*
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
3
Préface
Le produit est autorisé dans les versions suivantes dans le cadre des données techniques UL.
Support complémentaire
Pour toute question concernant l’appareil SIPROTEC 4, veuillez contacter votre représentant Siemens local.
Formations
Les sessions de formation proposées figurent dans notre catalogue de formations. Toute question relative à
ces offres de formation peut être adressée à notre centre de formation de Nuremberg.
Consignes et
Avertissements
Les consignes et les avertissements utilisés dans ce manuel doivent être respectés pour garantir votre sécurité et pour assurer à l'appareil une durée de vie normale.
Les avertissements et définitions standards suivantes sont utilisées dans ce manuel :
DANGER
signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles graves
ou des dégâts matériels considérables vont survenir si les consignes de sécurité ne sont pas
respectées.
Attention
signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles graves
ou des dégâts matériels considérables peuvent survenir si les consignes de sécurité ne sont
pas respectées.
Prudence
signifie que des blessures corporelles légères ou des dégâts matériels pourraient avoir lieu
si les précautions de sécurité correspondantes n'étaient pas observées. Ceci est plus particulièrement valable pour les dégâts pouvant survenir sur l'appareil même ou qui pourraient
en découler sur le matériel protégé.
Remarque
indique un renseignement important concernant le produit ou une partie du manuel méritant
une attention particulière.
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Préface
AVERTISSEMENT
Durant le fonctionnement de l’équipement électrique, certaines parties de l'appareil sont inévitablement
portées à des tensions dangereuses.
Une utilisation non conforme peut dès lors entraîner de graves blessures ou même la mort de personnes ou
des dégâts matériels considérables.
Seul le personnel qualifié est habilité à travailler sur l’installation ou dans les environs des appareils. Ce personnel doit avoir été familiarisé avec tous les avertissements et toutes les mesures d'entretien décrites dans
ce manuel, ainsi qu'avec les consignes de sécurité.
Le transport, stockage, installation et montage de l'appareil, effectués d'après les recommandations de ce
manuel d'instructions, ainsi que l'utilisation et l'entretien appropriés sont les garants d’un fonctionnement irréprochable et en toute sécurité de celui-ci.
Il est particulièrement important de respecter les instructions générales d’installation et les règles de sécurité
relatives au travail dans un environnement à haute tension (par exemple DIN, VDE, EN, CEI ou autres règlements nationaux et internationaux).
Définition
PERSONNEL QUALIFIE
En référence aux précautions de sécurité indiquées dans ce manuel, on entend par personnel qualifié, toute personne qui est qualifiée pour installer, mettre en service et opérer ce type
d’appareil, et qui possède les qualifications suivantes:
• Formations théoriques et pratiques (ou autres qualifications) relatives aux procédures de
mise en service ou hors service, de mise à la terre et d'identification des appareils et des
systèmes conformément aux normes de sécurité en vigueur.
• Formations théoriques et pratiques, conformément aux normes de sécurité en vigueur, relatives à la manutention et à l'utilisation d'équipements de sécurité adaptés.
• Formation aux secours d'urgence (premiers soins).
Conventions typographiques et graphiques
Les formats de texte suivants sont utilisés pour identifier les concepts porteurs d’informations
relatives à l’appareil :
Nom de paramètres
Les identificateurs (noms) des paramètres de configuration et des paramètres fonctionnels
visualisables sur l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI) sont indiqués en
texte gras normal (caractères de même largeur). De même pour les en-têtes (titres) des
menus de sélection.
1234A
Les adresses de paramètres sont affichées comme les noms de paramètres. Les adresses
des paramètres dans les vues d'ensemble contiennent le suffixe A, si le paramètre n'est
visible que sous DIGSI avec l'option Afficher autres paramètres.
États de paramètres
Les états des paramètres, à savoir les réglages possibles de paramètres visualisables sur
l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI) sont indiqués en italique dans le texte.
Ceci s'applique également aux options des menus de sélection.
„Messages“
Ils désignent des informations produites par l'appareil, requises par les autres appareils ou
en provenance des organes de manoeuvre. Ils sont indiqués en texte normal placé entre
guillemets.
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Préface
Pour les diagrammes dans lesquels la nature de l'information apparaît clairement, les conventions de texte
peuvent différer des conventions susmentionnées.
Les symboles suivants sont utilisés dans les diagrammes :
Signal d'entrée logique interne à l'appareil
Signal de sortie logique interne à l'appareil
Signal d'entrée interne d'une grandeur analogique
Signal d'entrée binaire externe avec numéro (entrée binaire, signalisation d'entrée)
Signal de sortie binaire externe avec numéro (message de l'appareil)
Signal de sortie binaire externe avec numéro (message de l'appareil) utilisé comme signal d'entrée
Exemple du paramètre FONCTION d'adresse 1234 avec les états
possibles En service et Hors service
Les symboles graphiques sont également largement utilisés conformément aux normes CEI 60617-12 et CEI
60617-13 ou aux normes dérivées. Les symboles les plus fréquents sont les suivants :
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Préface
Signal d'entrée analogique
Combinaison logique ET des signaux d'entrée
Fonction logique OU des signaux d'entrée
OU exclusif (antivalence) : sortie active, si seulement une des
entrées est active
Coïncidence : Sortie active, si les deux entrées sont simultanément actives ou inactives
Signaux d'entrée dynamiques (fonctionnement par transition) supérieur avec flanc positif, inférieur avec flanc négatif
Formation d'un signal de sortie analogique à partir de plusieurs
signaux d'entrée analogiques
Niveau de valeur limite avec l'adresse et les noms de paramètres
Temporisation (temporisation de la montée du signal T réglable)
avec adresse et nom de paramètres
Relais temporisé (temporisation à la retombée T, non réglable)
Relais à impulsion de temps T activé par passage de flanc
Mémoire statique (FlipFlop RS) avec entrée d'initialisation (S),
entrée de réinitialisation (R), sortie (Q) et sortie inversée (Q)
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Sommaire
1
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Introduction. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17
1.1
Fonctionnement général . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18
1.2
Domaines d'application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21
1.3
Caractéristiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23
Fonctions. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31
2.1
Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32
2.1.1
2.1.1.1
2.1.1.2
2.1.1.3
Equipement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33
2.1.2
2.1.2.1
2.1.2.2
2.1.2.3
EN100-Module 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
Configuration des fonctions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42
2.1.4
2.1.4.1
2.1.4.2
2.1.4.3
2.1.4.4
2.1.4.5
2.1.4.6
Données poste (1) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44
Topologie de l'équipement à protéger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44
Caractéristiques générales de l'installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .62
Affectation des fonctions de protection aux points de mesure/côtés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .77
Caractéristiques du disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .81
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .82
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95
2.1.5
2.1.5.1
2.1.5.2
2.1.5.3
2.1.5.4
Changement de jeu de paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95
Groupes de paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .95
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96
2.1.6
2.1.6.1
2.1.6.2
2.1.6.3
Données poste (2) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .96
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .98
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
9
Sommaire
2.2
2.2.1
Description fonctionnelle de la protection différentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
2.2.2
Protection différentielle pour transformateurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
2.2.3
Protection différentielle pour générateurs, moteurs et réactances . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121
2.2.4
Protection différentielle pour bobines d’inductance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
2.2.5
Protection différentielle pour mini-jeux de barres et lignes courtes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
2.2.6
Protection différentielle monophasée pour jeux de barres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
2.2.7
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129
2.2.8
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
2.2.9
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135
2.3
Protection différentielle de terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
2.3.1
Exemples d'application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
2.3.2
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140
2.3.3
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
2.3.4
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147
2.3.5
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147
2.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
2.4.1
2.4.1.1
2.4.1.2
2.4.1.3
2.4.1.4
2.4.1.5
2.4.1.6
Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
Protection à maximum de courant à temps constant (MaxI t. cst) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
Protection à maximum de courant à temps dépendant (MaxI t. inv.). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
Enclenchement manuel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156
Commutation dynamique de valeurs de seuils . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156
Stabilisation du courant d'enclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157
Protection jeux de barres accélérée par verrouillage arrière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
2.4.2
2.4.2.1
2.4.2.2
2.4.2.3
Protection à maximum de courant de phase . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169
2.4.3
2.4.3.1
2.4.3.2
2.4.3.3
Protection à maximum de courant homopolaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176
2.5
2.5.1
Protection à maximum de courant de terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177
Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177
2.5.2
Protection à maximum de courant à temps constant (MaxI t. cst). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177
2.5.3
Protection dépendante de la surintensité temporisée (MaxI t. inv.). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179
2.5.4
Enclenchement manuel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181
2.5.5
Commutation dynamique de valeurs de seuils . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181
2.5.6
Stabilisation du courant d'enclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
2.5.7
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
2.5.8
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
2.5.9
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188
2.6
10
Protection différentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
Permutation dynamique de paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
2.6.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
2.6.2
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191
2.6.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192
2.6.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Sommaire
2.7
Protection maximum de courant monophasée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .194
2.7.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .194
2.7.2
Protection différentielle à haute impédance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .195
2.7.3
Protection de cuve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198
2.7.4
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .198
2.7.5
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .203
2.7.6
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .203
2.8
Protection de déséquilibre (I2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204
2.8.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .204
2.8.2
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .210
2.8.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .216
2.8.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .217
2.9
Protection de surcharge. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218
2.9.1
Généralités. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218
2.9.2
Protection de surcharge avec image thermique. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218
2.9.3
Protection de surcharge avec image thermique avec influence de la température environnante .221
2.9.4
Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .222
2.9.5
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .224
2.9.6
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .228
2.9.7
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230
2.10
Thermobox pour détection de la surcharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .231
2.10.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .231
2.10.2
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .231
2.10.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .232
2.10.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .236
2.11
Protection de surexcitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .237
2.11.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .237
2.11.2
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .238
2.11.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .241
2.11.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .242
2.12
Protection de retour de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .243
2.12.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .243
2.12.2
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .244
2.12.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .247
2.12.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .247
2.13
Surveillance puissance avant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .248
2.13.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .248
2.13.2
Instructions de réglage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .249
2.13.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252
2.13.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .252
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
11
Sommaire
2.14
2.14.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253
2.14.2
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254
2.14.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255
2.14.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256
2.15
Protection à maximum de tension. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257
2.15.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257
2.15.2
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258
2.15.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259
2.15.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 260
2.16
Protection de fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261
2.16.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261
2.16.2
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
2.16.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264
2.16.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265
2.17
Protection contre les défaillances du disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266
2.17.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266
2.17.2
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 270
2.17.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273
2.17.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273
2.18
Couplages externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274
2.18.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274
2.18.2
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275
2.18.3
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275
2.18.4
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276
2.19
Fonctions de surveillance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
2.19.1
2.19.1.1
2.19.1.2
2.19.1.3
2.19.1.4
2.19.1.5
2.19.1.6
Surveillance de mesures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
Surveillance du matériel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 277
Surveillances du logiciel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278
Surveillance des grandeurs de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 278
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285
2.19.2
2.19.2.1
2.19.2.2
2.19.2.3
2.19.2.4
Surveillance du circuit de déclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289
2.19.3
2.19.3.1
Réactions en cas de défaillance de l’appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289
Synthèse des plus importantes fonctions de surveillance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 290
2.19.4
Erreurs de paramétrage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291
2.20
12
Protection à manque de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253
Contrôle des fonctions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292
2.20.1
2.20.1.1
Logique de mise en route de l'ensemble de l'appareil. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292
Excitation générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292
2.20.2
2.20.2.1
Logique de déclenchement général de l’appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293
Déclenchement général. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Sommaire
2.21
Déconnexion du lieu de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295
2.21.1
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .295
2.21.2
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .297
2.22
Fonctions complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .298
2.22.1
2.22.1.1
2.22.1.2
2.22.1.3
2.22.1.4
2.22.1.5
2.22.1.6
Traitement des signalisations. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .298
Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .298
Messages d'exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .300
Signalisations de défauts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .300
Messages spontanés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .301
Interrogation générale . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .301
Statistique de déclenchement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .301
2.22.2
2.22.2.1
2.22.2.2
2.22.2.3
Valeurs de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302
Affichage et transmission des valeurs de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .306
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .306
2.22.3
2.22.3.1
2.22.3.2
Mesures thermiques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309
Description . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .309
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .310
2.22.4
2.22.4.1
2.22.4.2
Mesures du courant différentiel et du courant stabilisant. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311
Description . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312
2.22.5
2.22.5.1
Valeurs limites pour mesures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312
Définition de valeurs limites . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .312
2.22.6
2.22.6.1
2.22.6.2
Compteur d'énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313
Comptage de l'énergie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .313
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
2.22.7
2.22.7.1
2.22.7.2
2.22.7.3
2.22.7.4
Fonction flexible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .314
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .316
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .320
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .324
2.22.8
2.22.8.1
2.22.8.2
2.22.8.3
2.22.8.4
Enregistrement de perturbographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325
Description fonctionnelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .325
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326
2.22.9
2.22.9.1
Outils de mise en service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326
Moniteur web . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .326
2.23
Valeurs moyennes, minimales et maximales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .328
2.23.1
2.23.1.1
2.23.1.2
Valeurs moyennes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329
2.23.2
2.23.2.1
2.23.2.2
2.23.2.3
Valeurs minimales et maximales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329
Instructions de réglage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .329
Vue d'ensemble des paramètres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .330
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
13
Sommaire
2.24
2.24.1
2.24.1.1
2.24.1.2
2.24.1.3
2.24.1.4
2.24.1.5
3
Contrôle d'autorisation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 331
Types de commandes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 331
Séquence de commande. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332
Protection contre les fausses manoeuvres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333
Enregistrement de commandes/confirmation de réception . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 336
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 337
Montage et mise en service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339
3.1
Installation et connexions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 340
3.1.1
Remarques relatives à la configuration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 340
3.1.2
3.1.2.1
3.1.2.2
3.1.2.3
3.1.2.4
3.1.2.5
Adaptation du matériel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345
Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345
Démontage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346
Cavaliers sur circuits imprimés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350
Modules d’interface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 365
Réassemblage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 369
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
3.1.3.4
Montage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 370
Montage encastré . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 370
Montage en châssis et en armoire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 371
Montage en saillie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373
Retrait de la sécurité de transport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374
3.2
Contrôle des raccordements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 375
3.2.1
Contrôle des liaisons de données des interfaces série . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 375
3.2.2
Contrôle des connexions à l’installation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378
3.3
Mise en service . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 380
3.3.1
Mode de test/blocage de transmission . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381
3.3.2
Vérifier l'interface de synchronisation temporelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381
3.3.3
Test de l'interface système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381
3.3.4
Contrôle des états d'enclenchement et de déclenchement des entrées/sorties binaires . . . . . . . 384
3.3.5
Vérification de la consistance des réglages . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 386
3.3.6
Contrôles secondaires. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 391
3.3.7
Tests pour la protection contre les défaillances du disjoncteur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396
3.3.8
Test de courant symétrique primaire sur l’équipement à protéger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 398
3.3.9
Test de courant de neutre au niveau de l’équipement à protéger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405
3.3.10
Tests de courant de la protection de jeux de barres . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410
3.3.11
Test pour entrées de courant monophasées non affectées. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412
3.3.12
Vérification des raccords de tension et de la direction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 413
3.3.13
Contrôle des fonctions définies par l'utilisateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 418
3.3.14
Test de la stabilité et établissement d’un enregistrement oscillographique . . . . . . . . . . . . . . . . . . 419
3.4
14
Traitement des commandes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 331
Préparation finale de l’appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 421
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Sommaire
4
Spécifications techniques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .423
4.1
Données générales de l'appareil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .424
4.1.1
Entrées analogiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .424
4.1.2
Tension auxiliaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .424
4.1.3
Entrées et sorties binaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .425
4.1.4
Mesure de fréquence via la composante directe de la tension U1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .426
4.1.5
Interfaces de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .427
4.1.6
Contrôles électriques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .433
4.1.7
Contrôles mécaniques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .435
4.1.8
Contraintes climatiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .436
4.1.9
Conditions d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .437
4.1.10
Détails de construction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .438
4.2
Protection différentielle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .439
4.3
Protection différentielle de terre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .446
4.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .448
4.5
Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .460
4.6
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant . . . . . . . . . . .462
4.7
Protection à maximum de courant monophasée . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .463
4.8
Protection de déséquilibre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .464
4.9
Protection de surcharge thermique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .472
4.10
Thermobox de détection de la surcharge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .476
4.11
Protection de surexcitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .477
4.12
Protection à retour de puissance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .479
4.13
Surveillance de la puissance aval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .480
4.14
Protection à minimum de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .482
4.15
Protection à maximum de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .483
4.16
Protection fréquencemétrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .484
4.17
Protection contre les défaillances du disjoncteur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .486
4.18
Associations externes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .487
4.19
Fonctions de surveillance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .488
4.20
Fonctions définissables par l’utilisateur (CFC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .489
4.21
Fonctions de protection flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .493
4.22
Fonctions complémentaires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .496
4.23
Dimensions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500
4.23.1
Montage en saillie (boîtier de largeur 1/2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500
4.23.2
Montage en saillie (boîtier de largeur 1/1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500
4.23.3
Montage encastré et en armoire (boîtier de taille 1/2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .501
4.23.4
Montage encastré et en armoire (boîtier de taille 1/1). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .502
4.23.5
Appareil de mesure de la température. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .503
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
15
Sommaire
A
Annexe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505
A.1
Spécifications de commande et accessoires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506
A.1.1
A.1.1.1
A.1.1.2
Spécifications de commande. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506
Protection différentielle 7UT613 pour 3 points de mesure. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506
Protection différentielle 7UT633 et 7UT635 pour 3 à 5 points de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . 509
A.1.2
Accessoires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 512
A.2
Schémas d'affectation des bornes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 516
A.2.1
Boîtier pour montage en encastrement et montage en armoire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 516
A.2.2
Boîtier pour montage en saillie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 525
A.3
Exemples de raccordement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534
A.3.1
Exemples de transformateurs de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 534
A.3.2
Exemples de transformateurs de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 547
A.3.3
Affectation des fonctions de protection aux équipements à protéger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 549
A.4
Conformité des transformateurs de courant . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 550
Transformateur conforme BS 3938/CEI 60044-1 (2000). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 551
Transformateurs conformes ANSI/IEEE C 57.13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 551
A.5
Préconfiguration . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554
A.5.1
Diodes électroluminescentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554
A.5.2
Entrée binaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554
A.5.3
Sortie binaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554
A.5.4
Touches de fonction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555
A.5.5
Synoptique de base. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556
A.5.6
Schémas CFC prédéfinis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 557
A.6
Fonctions dépendantes du protocole de communication . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 559
A.7
Volume fonctionnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 560
A.8
Vue d'ensemble des paramètres. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 563
A.9
Liste d’informations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594
A.10
Signalisations groupées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 631
A.11
Vue d'ensemble des valeurs de mesure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 633
Bibliographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 639
Glossaire. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 641
Index . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 653
16
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Introduction
1
Ce chapitre présente de manière générale les appareils SIPROTEC 4 Protection différentielle 7UT613/63x. Il
donne une vue d'ensemble des applications couvertes, des caractéristiques ainsi que de l'étendue des différentes fonctions offertes par la 7UT613/63x.
1.1
Fonctionnement général
18
1.2
Domaines d'application
21
1.3
Caractéristiques
23
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
17
Introduction
1.1 Fonctionnement général
1.1
Fonctionnement général
Les appareils de protection différentielle numérique SIPROTEC 4 7UT613/63x sont équipés d'un système à
microprocesseur performant. Toutes les tâches, de l’acquisition des grandeurs de mesure à l’émission des
commandes aux disjoncteurs, sont entièrement traitées de manière numérique.
Figure 1-1
Structure du matériel de la protection différentielle numérique 7UT613/63x – exemple de
7UT613 pour un transformateur à trois enroulements comportant les points de mesure M1, M2
et M3 ainsi que 3 entrées monophasées supplémentaires Z1, Z2 et Z3
Entrées analogiques
Les entrées de mesure EM transforment les courants et tensions issus des transformateurs de courant et
tension associés et les convertissent en fonction des niveaux d’amplitude appropriés pour le traitement interne
de l’appareil. En fonction du modèle, l'appareil comporte 12 entrées de courant (7UT613/7UT633) ou 16
18
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Introduction
1.1 Fonctionnement général
entrées de courant (7UT635). Trois entrées de courant sont prévues pour l'entrée des courants de phase aux
extrémités de la zone à protéger (= points de mesure) d'un équipement monophasé à protéger, les autres
entrées de courant monophasées (= entrées supplémentaires) pouvant servir à tout autre type de courant, par
ex. à un courant de terre dans le raccordement à la terre du point neutre d’un enroulement de transformateur
ou à d'autres courants de mesure monophasés. Une ou deux entrées supplémentaires peuvent être apportées
en cas de très haute sensibilité. Ceci permet, p. ex., la détection de faibles courants de cuve pour les transformateurs ou (avec résistance externe en série) la détection d’une tension (p. ex. pour les procédés basés sur
les mesures à haute impédance).
4 entrées de tension supplémentaires peuvent être commandées pour les modèles 7UT613 et 7UT633. Il est
ensuite possible de raccorder 3 entrées aux tensions phase-terre. Une autre entrée de tension peut servir pour
une autre tension monophasée. Celle-ci peut par ex. être une tension de déplacement (tension e-n) ou tout
autre tension. En principe, la protection différentielle peut se dispenser de tensions de mesure. Or la protection
intégrée contre les surexcitations utilise la tension de mesure pour calculer l'induction dans les transformateurs
ou les bobines à inductance. De plus, les tensions de mesure et les valeurs qui en découlent (induction, puissances, facteur de puissance) peuvent être affichées, signalisées et /ou surveillées par l'appareil lorsqu'il est
sous tension.
Les grandeurs d'entrée analogiques de la partie EM sont transmises à la partie “Amplification des Entrées”
(AE).
L’amplificateur des entrées AE assure la terminaison à haute impédance des grandeurs d’entrée et comporte
des filtres optimisés pour le traitement des valeurs mesurées au niveau de la bande passante et de la vitesse
du traitement.
La partie conversion analogique-numérique AD est constituée d’un multiplexeur, de convertisseurs analogique/numérique et de modules de mémoire pour la transmission des données au microprocesseur.
Système du microprocesseur
Le microprocesseur µC assure, outre le traitement des grandeurs de mesure, les fonctions véritables de protection et de commande. Il s’agit en particulier des tâches suivantes :
• Filtrage et préparation des grandeurs de mesure,
• Surveillance continue des grandeurs de mesure
• Surveillance des critères de démarrage pour les différentes fonctions de protection
• Préparation des grandeurs de mesure : Conversion des courants en fonction du schéma de couplage du
transformateur à protéger (lors de l’utilisation en tant que protection différentielle d’un transformateur) et
adaptation des amplitudes des courants
• Formation des grandeurs différentielles et de stabilisation,
• Calcul des valeurs efficaces des courants pour la détection de surcharge et le suivi de la surtempérature de
l’équipement à protéger,
• Interrogation des valeurs limites et des temporisations
• Pilotage des signaux pour les fonctions logiques
• Traitement de fonctions logiques définies par l'utilisateur
• Décision relative aux commandes de déclenchement
• Contrôle des informations relatives aux manœuvres d’engins et affichage sur les engins
• Enregistrement des signalisations, des données et des données perturbographiques pour l’analyse des
erreurs
• Calcul et affichage/signalisation des grandeurs de mesure et valeurs qui en découlent
• Gestion du système d’exploitation et des fonctions associées, comme l’enregistrement de données, l’horloge en temps réel, la communication, les interfaces, etc.
Les informations sont mises à disposition par l’amplificateur des entrées AE.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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19
Introduction
1.1 Fonctionnement général
Entrées et sorties binaires
Les entrées et les sorties binaires à partir de et vers le calculateur sont gérées via les modules d’entrée/de
sortie (entrées et sorties). Le système y reçoit des informations provenant de l’installation (p. ex. acquittement
à distance) ou d’autres appareils (p. ex. ordres de blocage). Les sorties servent surtout aux commandes des
engins et à transmettre à distance les signalisations des événements et états importants.
Eléments frontaux
Sur les appareils équipés d'une unité de commande, des diodes lumineuses (LED) et une zone d’affichage
(écran LCD), disposés sur le panneau frontal, donnent des informations sur le fonctionnement de l’appareil et
signalent des événements, des positions et des valeurs de mesure.
Des touches numériques et de contrôle intégrées permettent, en combinaison avec un écran à cristaux liquides, la communication avec l’appareil sur place. Par ce moyen, toutes les informations relatives à l'appareil
telles que les paramètres de configuration et de réglage, les signalisations d'exploitation et les valeurs de
mesure peuvent être appelées et les paramètres de réglage modifiés.
Il est en outre possible de manœuvrer des engins de l'installation depuis l'interface utilisateur de l'appareil.
Le modèle 7UT613 possède un écran LCD à 4 lignes à l'avant, tandis que les versions 7UT633 et 7UT635 ont
un écran graphique. Sur ce dernier modèle existent aussi des commutateurs à clé et des touches de commande pour la commande sur place, à partir de l'appareil.
Interfaces série
L'interface de dialogue série sur le panneau avant permet la communication avec un ordinateur muni du programme utilisateur DIGSI. Cela permet une utilisation aisée de toutes les fonctions possibles de l'appareil.
L’interface de service série permet aussi de communiquer avec l’appareil au moyen d’un ordinateur et du logiciel DIGSI. Ce port est particulièrement approprié pour un câblage permanent de l'appareil à un PC ou un
modem pour la commande à distance.
Toutes les données de l’appareil peuvent être transmises vers un système de surveillance et de contrôle centralisé via l’interface système série. Différents protocoles et couches physiques de communication sont disponibles pour cette interface afin de répondre aux besoins de l’application.
Une interface particulière est prévue pour la synchronisation temporelle de l’horloge interne de l’appareil via
une source de synchronisation externe.
D’autres protocoles de communication peuvent être ajoutés par le biais de modules de communication additionnels.
L'interface de service ou tout autre interface supplémentaire peut être utilisée en tant qu'alternative pour le
raccordement d'une thermobox servant à l'entrée de températures externes (par ex. pour la protection de surcharge).
Alimentation
Les unités fonctionnelles décrites sont pourvues d’une alimentation ALIM avec la puissance nécessaire dans
les divers niveaux de tension. De brèves baisses de la tension d’alimentation, qui peuvent survenir en cas de
court-circuit dans le système d’alimentation en tension auxiliaire de l’installation, sont en général comblées par
un condensateur (voir aussi Spécifications techniques).
20
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Introduction
1.2 Domaines d'application
1.2
Domaines d'application
La protection différentielle numérique SIPROTEC 4 7UT613/63x est une protection sélective contre les courtscircuits pour les transformateurs de toutes les gammes de tension, pour les machines rotatives, pour les
bobines d’inductance et les réactances additionnelles ainsi que pour les câbles courts et les mini-jeux de barres
comportant de 2 à 5 travées (en fonction du modèle). En tant qu’appareil monophasé, elle peut être également
utilisé pour les petits jeux de barres dotés de 9 voire 12 travées max (en fonction du modèle). Chaque application peut être configurée, ce qui permet une adaptation optimale à l’équipement à protéger.
L’appareil peut également être exploité avec une connexion biphasée pour les applications 16,7 Hz.
L’un des principaux avantages du principe de la protection différentielle est le déclenchement instantané pour
tous les courts-circuits situés en n’importe quel point de la zone à protéger. Les transformateurs de courant
délimitent les extrémités de la zone à protéger par rapport au reste du réseau. Cette délimitation bien définie
est la raison qui donne au principe de protection différentielle une sélectivité idéale.
Lorsqu’elles sont utilisées pour protéger un transformateur, les 7UT613/63x sont en règle générale raccordées
aux jeux de transformateurs qui délimitent les enroulements du transformateur de puissance du reste du
réseau. Les rotations de phase et le déphasage des courants dus au couplage des enroulements de transformateur sont corrigés mathématiquement dans l’appareil. La mise à la terre des points neutres des enroulements de transformateur peut être librement définissable et est prise en compte automatiquement. Il est de
plus possible de rassembler les courants provenant de plusieurs points de mesure pour un côté de l'équipement à protéger.
Utilisé pour protéger un générateur ou un moteur, la 7UT613/63x surveille les courants dans le point neutre et
aux bornes de la machine. C’est également valable pour les réactances additionnelles.
Il est également possible de protéger les câbles courts ou les mini-jeux de barres comportant 3 à 5 extrémités
ou travées (en fonction du modèle). Dans ce contexte, “court“ signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux extrémités de la ligne et l’appareil, ne représente pas une charge trop élevée pour le transformateur de courant.
Avec les transformateurs, les générateurs, les moteurs ou les bobines à inductance équipées d’un point neutre
à la terre, le courant entre le point neutre et la terre peut être mesuré et utilisé pour une protection de terre
sensible.
Avec ses 9 ou 12 entrées de courant standard (en fonction du modèle), l’appareil peut être utilisé comme protection monophasée d’un jeu de barres pour un maximum de 9 ou 12 travées. Ainsi, une 7UT613/63x est utilisée par phase. Il est également possible de réaliser avec un seul appareil 7UT613/63x la protection d’un jeu
de barres pour 9 ou 12 travées max. en intercalant des transformateurs de mixage externes.
Si les grandeurs de mesure ne nécessitent pas toutes les entrées de mesure analogiques, les entrées restantes peuvent servir à d'autres tâches de mesure ou de protection. Si p. ex. on utilise une 7UT635 (comportant
3 entrées de mesure triphasées) sur un transformateur à trois enroulements, les deux entrées de mesure restantes peuvent être utilisées pour la protection à maximum de courant d'un ou deux équipements à protéger,
p. ex. un départ pour besoins auxiliaires.
Une voire deux entrées de courant de mesure supplémentaire sensible peuvent, dans le cas des transformateurs ou des bobines équipées d’une cuve à installation isolée par exemple, surveiller le courant de fuite entre
la cuve et la terre et mettre ainsi en évidence des défauts de terre à haute impédance. Une résistance série
externe permet aussi une mesure de la tension à haute impédance.
Pour les transformateurs (également pour les autotransfos), les générateurs ou les bobines d’inductance, il est
possible de réaliser une protection différentielle à haute impédance pour les défauts de terre. Dans ce cas, les
transformateurs de courant (de même type) aux extrémités de la zone à protéger fournissent l’alimentation à
une résistance (externe) commune à haute impédance. Le courant qui traverse cette résistance est détecté
par une entrée de courant de mesure sensible de la 7UT613/63x.
Pour tous les types d’équipements à protéger, l’appareil dispose de fonctions de protection à maximum de
courant de secours, susceptibles d’agir sur les côtés ou les points de mesure souhaités.
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Introduction
1.2 Domaines d'application
Pour tous les types de machines, deux fonctions de protection de surcharge avec image thermique peuvent
être mises en place sur les côtés souhaités. La température du fluide de refroidissement peut être surveillée
via des capteurs externes (à l’aide d’un Thermobox externe). Il est ainsi possible de calculer et d’afficher la
température du point chaud ainsi que le taux de vieillissement relatif.
Une protection contre les déséquilibres permet la détection de courants asymétriques. Elle permet de diagnostiquer les défaillances de phase, les charges asymétriques et — surtout dans le cas de machines électriques
— les composantes inverses et dangereuses du système de courants.
Pour les appareils avec des entrées de mesure de tension, les fonctions de puissance permettent, dans les
centrales p.ex., de réaliser une protection de retour de puissance ou de surveiller la puissance aval. Dans le
réseau, elles peuvent être utilisées pour le découplage de réseau. La puissance et ses composantes peuvent
être éditées comme valeurs de mesure.
Une protection contre la surexcitation est intégrée aux modèles dotés d'entrées de tension, dans le but de détecter les états d'induction excessive au niveau des réactances parallèles (transformateurs, bobines à inductance). Elle surveille le rapport U/f proportionnel à l'induction B du noyau de fer. Le risque de saturation de fer,
caractéristique du domaine des centrales électriques suite à une interruption (totale) de la charge et/ou d'une
réduction de fréquence, est ainsi détecté.
De même, pour les appareils à entrées de mesure de tension, une protection à minimum de tension et une
protection à maximum de tension sont intégrées. Une protection fréquencemétrique à 4 échelons surveille la
fréquence des tensions de mesure.
Pour les générateurs et transformateurs de courant de traction, un modèle biphasé est également disponible,
qui comporte toutes les fonctions adaptées à cette application (protection différentielle, détection de défaut à
la terre, protection à maximum de courant monophasée très rapide, protection de surcharge).
Avec la 7UT613/63x, il est possible de réaliser deux fonctions de protection contre les défaillances du disjoncteur. Elles surveillent la réaction d’un disjoncteur après un ordre de déclenchement. Elles peuvent être attribuées à l’un des côtés de l’équipement à protéger.
D'autres fonctions de protection, de surveillance et de mesure peuvent être configurées à l'aide de fonctions
flexibles. Vous pouvez déterminer vous-même jusqu'à 12 de ces fonctions pour quelles grandeurs de mesure
vous souhaitez traiter et quelles réactions l'appareil doit avoir en cas de dépassement par le haut ou par le bas
de valeurs limites paramétrables. Vous pouvez ainsi par exemple configurer des fonctions de protection de surintensité temporisée, traiter des tensions, des puissances ou des composantes symétriques de grandeurs de
mesure.
Vous pouvez faire calculer des valeurs minimales, maximales et/ou des moyennes et/ou des valeurs minimales, maximales des moyennes de jusqu'à 20 grandeurs de mesure sélectionnables et obtenir ainsi des
données statistiques propres.
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Introduction
1.3 Caractéristiques
1.3
Caractéristiques
Caractéristiques générales
• Système à microprocesseur puissant 32 bits.
• Traitement et commande numérique complets des valeurs de mesure, depuis l’échantillonnage et la numérisation des grandeurs de mesure jusqu’aux ordres d'enclenchement et de déclenchement pour le disjoncteur.
• Complète isolation galvanique et insensibilité aux parasites des commutations de traitement internes des
circuits de mesure, de contrôle et d’alimentation du système par transformateurs de mesure, modules binaires d’entrée et de sortie et transformateurs de courant continus/alternatifs.
• Convient aux transformateurs, générateurs, moteurs, bobines ou mini-jeux de barres ainsi qu'aux lignes à
extrémités multiples et aux transformateurs à enroulements multiples
• Utilisation aisée grâce à un panneau de commande et d'affichage intégré ou au moyen d’un ordinateur raccordé avec guide pour l’utilisateur.
Protection différentielle de transformateur
• Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant
• Stabilisation contre les courants magnétisants (Inrush) au moyen de la prise en compte de la 2e harmonique
• Stabilisation contre les courants de défauts transitoires et stationnaires, p. ex. par surexcitation, avec
d’autres harmoniques réglables (3e ou 5e harmonique)
• Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant
• Haute stabilité même en cas de saturation variable du transformateur de courant
• Déclenchement rapide en cas de défauts du transformateur à courant fort
• Adaptable du régime des points neutres du transformateur
• Sensibilité accrue aux défauts de terre lors de la détection du courant de terre d’un enroulement de transformateur mis à la terre
• Adaptation intégrée au couplage du transformateur
• Adaptation intégrée au rapport de transformation avec prise en compte de différents courants nominaux du
transformateur de courant
Protection différentielle de moteurs et de générateurs
• Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant
• Sensibilité élevée
• Court temps d’exécution de commande
• Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant
• Haute stabilité même en cas de saturation variable du transformateur de courant
• Indépendant du régime du point neutre
Protection des mini-jeux de barres/protection différentielle
• Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant
• Court temps d’exécution de commande
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1.3 Caractéristiques
• Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant
• Haute stabilité même en cas de saturation variable du transformateur de courant
• Surveillance des valeurs de mesure avec courant d’exploitation
Protection de jeux de barres
• Protection différentielle monophasée pour un jeu de barre comportant 9 ou 12 travées max. (en fonction de
la variante)
• Soit 1 appareil par phase, soit connexion d’un appareil au moyen d’un transformateur de mixage
• Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant
• Court temps d’exécution de commande
• Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant
• Haute stabilité même en cas de saturation variable du transformateur de courant
• Surveillance des valeurs de mesure avec courant d’exploitation
Protection différentielle de terre
• Pour les enroulements du transformateur dont le point neutre est mis à la terre, pour les générateurs, moteurs, bobines à inductance ou bobine de mise à la terre
• Court temps d’exécution de commande
• Haute sensibilité en cas de défaut de mise à la terre dans la zone à protéger
• Haute stabilité en cas de défaut extérieur de mise à la terre par stabilisation avec amplitude et relation de
phases du courant de terre circulant.
• 2 fonctions de protection différentielles de défaut à la terre possibles
Protection différentielle à haute impédance
• Acquisition sensible du courant de défaut par une résistance commune (externe) de charge du transformateur de courant
• Court temps d’exécution de commande
• Insensible aux composantes de courant continu et saturation de transformateur de courant
• Stabilité extrême si réglage optimal
• Convient à la détection des défauts à la terre pour les générateurs, bobines à inductance et transformateurs
mis à la terre et également aux autotransformateurs, avec ou sans point neutre raccordé à la terre
• Convient à toutes les mesures de tension (par le courant de résistance) selon le principe de la haute impédance
Protection de cuve
• Pour les transformateurs ou les bobines équipés d’une cuve isolée ou fixée à haute impédance
• Surveillance du courant circulant entre la cuve et la terre
• Raccordement au choix à une entrée de mesure de courant „« normale »“ ou à une entrée de mesure haute
sensibilité (réglable à partir de 3 mA).
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Introduction
1.3 Caractéristiques
Protection à maximum de courant pour les courants de phase et homopolaire
• Deux niveaux indépendants courant/temps (MaxI t. cst) pour chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (somme des courants de phase) pour un côté au choix de l’équipement à protéger ou un quelconque point de mesure
• Un niveau supplémentaire courant/temps dépendant du courant (MaxI t. inv.) pour chaque courant de phase
et pour le courant homopolaire triple
• Pour la protection MaxI t. inv., choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes ou possibilité de
caractéristique spécifiée par l’utilisateur
• Les niveaux peuvent être combinés au choix, différentes caractéristiques sont possibles pour les courants
de phase et homopolaire
• Possibilité de blocage, p. ex., pour le verrouillage arrière avec seuil réglable
• Déclenchement sans temporisation en cas d’enclenchement sur un court-circuit avec seuil réglable
• Stabilisation à l’enclenchement sur la 2e harmonique
• Commutation dynamique des paramètres de protection à maximum de courant, par exemple en cas de démarrage à froid de l’installation
• 3 protections à maximum de courant pour les courants de phase et homopolaire
Protection à maximum de courant pour le courant de terre
• Deux niveaux indépendants courant/temps (MaxI t. cst) pour le courant de terre, p.ex. courant entre le point
neutre et la mise à la terre
• Niveaux supplémentaires courant/temps dépendant du courant (MaxI t. inv.) pour le courant de terre
• Pour le niveau MaxI t. inv., choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes ou possibilité de
caractéristique spécifiée par l’utilisateur
• Les 3 niveaux peuvent être combinés au choix
• Possibilité de blocage, p. ex., pour le verrouillage arrière avec seuil réglable
• Déclenchement sans temporisation en cas d’enclenchement sur un court-circuit avec seuil réglable
• Stabilisation à l’enclenchement sur la 2e harmonique
• Commutation dynamique des paramètres de protection à maximum de courant, par exemple en cas de démarrage à froid de l’installation
• 2 fonctions de protection temporisée de surintensité pour courant de terre possibles.
Protection à maximum de courant monophasée
• Deux niveaux indépendants temporisables (MaxI t. cst), qui peuvent être combinés au choix
• Pour n’importe quelle détection à maximum de courant monophasée
• Raccordable au choix à une entrée monophasée „« normale »“ ou à une entrée de courant haute sensibilité
• Convient à la mesure des courants les plus faibles (par exemple pour la protection à haute impédance ou
la protection de cuve
• Convient à la mesure de n’importe quelle tension par l’utilisation d’une résistance externe en série (par
exemple pour la protection à haute impédance)
• Possibilité de blocage pour chaque seuil
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Introduction
1.3 Caractéristiques
Protection contre les déséquilibres
• Evaluation du système inverse des 3 courants de phase sur un côté au choix de l’équipement à protéger ou
point de mesure triphasé ;
• Deux niveaux indépendants (MaxI. t. cst) et une autre caractéristique inverse (dépendant du courant inverse, MaxI t. inv.)
• Pour le niveau MaxI t. inv., choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes ou possibilité de
caractéristique définissable par l’utilisateur
• Les seuils peuvent être combinés au choix
• Blocage du déclenchement en cas de détection de coupure fil
• Caractéristique de déclenchement thermique avec un facteur de dissymétrie et un temps de refroidissement
ajustable.
Protection de surcharge thermique
• Protection de surcharge avec image thermique des pertes thermiques liées au courant
• Calcul de la valeur efficace
• Réglable sur un côté au choix de l’équipement à protéger
• Seuil d’alarme thermique réglable
• Seuil d’alarme en courant réglable
• Avec ou sans intégration de la température du fluide de refroidissement ou de la température ambiante (à
l’aide de capteurs externes et d’un Thermobox)
• Calcul au choix du point chaud avec détection de la réserve de charge et taux de vieillissement selon CEI
60354 (avec sondes de température externes et Thermobox)
• 2 fonctions de protection de surcharge possibles
Protection de surexcitation (appareils disposant d'entrées de mesure de tension)
• Analyse du rapport tension/fréquence U/f comme mesure de l'induction B d'une réactance parallèle (transformateur, bobine d'inductance)
• Niveaux d'avertissement et de déclenchement réglables (avec temporisation indépendante)
• Caractéristique standard inverse ou caractéristique de déclenchement quelconque réglable pour reproduire
la sollicitation thermique
Protection à retour de puissance (appareils disposant d'entrées de mesure de tension)
• Calcul de la puissance active à partir des composantes directes
• Au choix temps de fonctionnement bref ou calcul exact de la puissance active sur 16 périodes du réseau
• Calcul précis de la puissance active, même en cas de petit facteur de puissance, grâce à la compensation
de l'angle de défaut des transformateurs de mesure
• Insensibilité envers les oscillations de puissance
• Echelon de courte durée avec critère externe, p.ex. en cas de fermeture de vanne à fermeture rapide
Surveillance du niveau de puissance aval (appareils disposant d'entrées de mesure de tension)
• Calcul de la puissance active à partir des composantes directes
• Surveillance à maximum (P>) ou à minimum (P<) de la puissance avec des seuils réglables séparément.
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Introduction
1.3 Caractéristiques
• Au choix temps de fonctionnement bref ou calcul exact de la puissance active sur 16 périodes du réseau
• Blocage automatique de l'échelon P< en cas de perte détectée de la tension de mesure ou de rupture de fil
dans le circuit secondaire de transformateur
Protection à minimum de tension (appareils disposant d'entrées de mesure de tension)
• Détection triphasée de minimum de tension à deux échelons
• Evaluation de la composante directe des tensions raccordées, donc indépendant d'asymétries
• Blocage automatique en cas de perte détectée de la tension de mesure
• Rapport de retombée configurable
Protection à maximum de tension (appareils disposant d'entrées de mesure de tension)
• Détection triphasée de maximum de tension à deux échelons
• Evaluation de la plus grande des trois tensions phase-terre ou de la plus grande des trois tensions phasephase (réglable)
• Rapport de retombée configurable
Protection fréquencemétrique (appareils disposant d'entrées de mesure de tension)
• Trois échelons à maximum de fréquence et un échelon à minimum de fréquence
• Mesure de la fréquence à partir de la composante directe des tensions
• Immunité contre les harmoniques et sauts de phase
• Seuil de sous-tension réglable
Protection contre les défaillances du disjoncteur
• Avec surveillance du courant circulant dans chaque pôle du disjoncteur sur un côté au choix de l’équipement
à protéger
• Possibilité de surveiller la position du disjoncteur (lorsque les contacts auxiliaires ou les retours de position
sont raccordés)
• Lancement de commandes de déclenchement pour chaque fonction de protection intégrée
• Possibilité de lancement de fonctions de déclenchement externes
• à un niveau ou à deux niveaux
• Temps de retombée et de prolongation brefs
• 2 fonctions de protection contre les défaillances du disjoncteur possibles
Déclenchement direct externe
• Déclenchement du disjoncteur depuis un appareil externe via une entrée binaire
• Intégration de commandes externes dans le traitement du déclenchement et de la signalisation
• Au choix avec ou sans temporisation de déclenchement
• 2 fonctions de protection contre les défaillances du disjoncteur possibles
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Introduction
1.3 Caractéristiques
Traitement d’informations externes
• Intégration d’informations externes (signalisations définissables par l’utilisateur) dans le traitement des signalisations
• Signalisations de transformateur prédéfinies (protection Buchholz, dégagement gazeux)
• Transmission au relais de sortie, LED, et par interface série aux dispositifs centraux de contrôle et d’enregistrement
Fonctions flexibles
• Jusqu'à 12 fonctions de surveillance ou de protection réglables individuellement
• Grandeurs d'entrée sélectionnables à partir de toutes les grandeurs de mesure triphasées ou monophasées
raccordées
• Egalement possible pour les grandeurs d'entrée calculées à partir des grandeurs de mesure ou combinées
: composantes symétriques, composantes de puissance, fréquence
• Logiques standard avec surveillance du dépassement, par le haut ou par le bas, d'une valeur limite réglable
pour les grandeurs d'entrée
• Temporisation réglable de mise en route et de retombée
• Blocage externe par „Blocage en cas de perte de grandeur de mesure“ configurable
• Textes de signalisations éditables
• En outre, mesure et édition de jusqu'à 20 valeurs minimales ou maximales de grandeurs de mesure ou de
grandeurs de calcul
• En outre, mesure et édition de jusqu'à 20 moyennes de grandeurs de mesure ou de grandeurs de calcul
Fonctions logiques définies par l'utilisateur (CFC)
• liens librement programmables des signaux internes et externes pour la réalisation de fonctions logiques
définissables par l’utilisateur
• Toutes les fonctions logiques courantes
• Permet l’utilisation de temporisations et l’utilisation de seuils sur les valeurs mesurées
Mise en service, exploitation
• Activation d'un côté ou point de mesure lors de travaux de révision : ils seront exclus du traitement du
système de protection différentielle sans influencer le reste du système de protection
• Assistance étendue pour l’exploitation et la mise en service
• Affichage de tous les courants de mesure en amplitude et en déphasage
• Affichage des courants différentiels et de stabilisation calculés
• Outils intégrés, pouvant être présentés au moyen d’un navigateur standard : représentation graphique sur
des diagrammes vectoriels de tous les courants aux extrémités de l’équipement à protéger sur l’écran d’un
ordinateur
• Contrôle du raccordement et de la direction, vérification de l’interface
Fonctions de surveillance
• Surveillance des circuits de mesure internes, de l’alimentation en tension auxiliaire ainsi que du matériel et
du logiciel, d’où une fiabilité accrue
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Introduction
1.3 Caractéristiques
• Surveillance de la symétrie et de la succession des phases dans les circuits secondaires du transformateur
• Surveillance de la symétrie, de la tension totale et de la succession des phases dans les circuits secondaires
du transformateur (lorsque les tensions sont disponibles)
• Surveillance de la perte de tension avec blocage rapide des fonctions détectant les minimums de tension
dans les circuits secondaires du transformateur (lorsque les tensions sont disponibles)
• Vérification de la cohérence des réglages en ce qui concerne l’équipement à protéger et l’attribution possible
des entrées de mesure : blocage de la protection différentielle en cas de réglages incohérents, susceptibles
d’entraîner une fonction de défaut du système de protection différentielle
• Possibilité de surveillance des circuits de déclenchement
• Surveillance de la rupture de phase dans les circuits de courant secondaires avec blocage rapide sélecteur
de phase des fonctions de protection différentielle et de la protection contre les déséquilibres pour éviter
tout fonctionnement intempestif
Autres fonctions
• Horloge alimentée par pile, synchronisable au moyen d’un signal dédié (DCF 77, IRIG B par récepteur satellite), par une entrée binaire ou l’interface système
• Calcul et affichage en continu des valeurs de mesure d’exploitation sur l’affichage frontal, affichage des
valeurs de mesure de toutes les extrémités de l’équipement à protéger
• Mémoire de signalisation des 8 dernières défaillances du réseau (défaut dans le réseau), avec attribution
temps réel (résolution 1ms)
• Enregistrement des défaillances et transmission des données pour signaux binaires analogiques et définissables par l'utilisateur pour une durée maximale de 5 secondes environ
• Statistiques de déclenchement : comptage des ordres de déclenchement émis par l’appareil, ainsi qu’enregistrement des données de court-circuit et accumulation des courants de court-circuit ayant amené à un déclenchement
• Possibilité de communication au moyen d’appareils centraux de contrôle et d’enregistrement par interfaces
série (en fonction du modèle commandé), au choix par câble de communication, modem ou fibre optique.
Plusieurs protocoles de transmission sont disponibles à cet effet.
■
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Introduction
1.3 Caractéristiques
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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2
Fonctions
Ce chapitre décrit les différentes fonctions de l'appareil SIPROTEC 4 7UT613/63x. Les possibilités de paramétrage associées à chaque fonction sont décrites. Le chapitre comprend également des remarques quant à la
détermination des valeurs de réglage et - si nécessaire - des formules associées.
Sur la base des informations suivantes, vous pouvez en outre décider auxquelles fonctions proposées vous
souhaitez avoir recours.
2.1
Généralités
2.2
Protection différentielle
103
2.3
Protection différentielle de terre
137
2.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
148
2.5
Protection à maximum de courant de terre
177
2.6
Permutation dynamique de paramètres
189
2.7
Protection maximum de courant monophasé
194
2.8
Protection de déséquilibre (I2)
204
2.9
Protection de surcharge
218
2.10
Thermobox pour détection de la surcharge
231
2.11
Protection de surexcitation
237
2.12
Protection retour de puissance
243
2.13
Surveillance puissance avant
248
2.14
Protection à manque de tension
253
2.15
Protection à maximum de tension
257
2.16
Protection de fréquence
261
2.17
Protection contre les défaillances du disjoncteur
266
2.18
Couplages externes
274
2.19
Fonctions de surveillance
277
2.20
Contrôle des fonctions
292
2.21
Découplage lieu de mesure
295
2.22
Fonctions complémentaires
298
2.23
Valeurs moyennes, minimales et maximales
328
2.24
Traitement des commandes
331
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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31
Fonctions
2.1 Généralités
2.1
Généralités
L'image de base apparaît sur l'écran quelques secondes après la mise sous tension de l'appareil. Dans le cas
de la 7UT613/63x, l’écran affiche les grandeurs de mesures.
Les paramètres fonctionnels, c.-à-d. les options de fonction, les seuils limites, etc., peuvent être modifiés soit
en utilisant les touches de contrôle situées au niveau du panneau avant de l’appareil, soit via l'interface de service, soit via un ordinateur individuel à l'aide du programme DIGSI. Vous avez besoin du mot de passe n° 5
(pour des paramètres individuels). La commande via DIGSI est décrite dans la Description du système SIPROTEC /1/.
Dans ce chapitre général, vous devrez prendre des décisions fondamentales pour assurer une interaction correcte entre votre installation, ses points de mesure, les raccordements analogiques de l'appareil et les fonctions de protection de l'appareil. En raison des nombreuses possibilités offertes par les appareils de la famille
7UT613/63x, ce chapitre sera relativement volumineux. En effet, l'appareil donne une représentation la plus
complète possible de l'installation à protéger ainsi que de ses points de mesure, à savoir les transformateurs
de courant et de tension, des fonctions de protection de l'appareil sollicitées et de leur mode d'action.
Il convient tout d'abord de déterminer (chapitre 2.1.3) la nature de la partie de l'installation à protéger, attendu
que le nombre des différentes possibilités dépend de la nature de l'équipement principal à protéger. C'est en
outre à vous de décider des fonctions de protection auxquelles vous souhaitez recourir ; en effet, dans une
application concrète, les fonctions intégrées à l'appareil ne sont pas toutes nécessaires, judicieuses voire possibles.
La topologie de l'équipement à protéger (chapitre 2.1.4) doit ensuite être décrite. C'est pour ainsi dire la description de la disposition, des côtés que présente l'équipement à protéger (bobines sur les transformateurs,
côtés sur les générateurs/moteurs, extrémités sur les lignes, travées sur les mini-jeux de barres) et de quels
points de mesure les grandeurs de mesure correspondantes sont disponibles.
Après quelques caractéristiques générales du réseau (fréquence, succession des phases), vous devez renseigner l'appareil dans le sous-chapitre 2.1.4 sur les caractéristiques de l'équipement principal à protéger. Cellesci comprennent les caractéristiques nominales et (sur les transformateurs), le régime du point neutre, l’indice
de couplage et le cas échéant, l'enroulement auto-connecté.
Au sous-chapitre 2.1.4, vous devez également régler les caractéristiques du transformateur de sorte que les
courants mesurés sur les différents points de mesure de l'appareil soient analysés avec le critère correct.
L'équipement à protéger est ainsi décrit pour la protection principale de l'appareil, à savoir la protection différentielle. En ce qui concerne les autres fonctions de protection, c'est à vous de sélectionner, au sous-chapitre
2.1.6, les grandeurs de mesure devant être traitées par vous et selon quel mode de traitement.
Dans le même sous-chapitre 2.1.6, vous apprenez comment procéder au réglage des caractéristiques du disjoncteur et obtenez quelques informations sur les jeux de paramètres et leur utilisation. Vous pourrez finalement régler les caractéristiques générales, qui sont indépendantes des fonctions de protection.
2.1.1
Equipement
2.1.1.1 Instructions de réglage
Les paramètres qui concernent la logique de déclenchement général de l’appareil sont définis dans les
données générales au chapitre 2.1.4.
Par ailleurs, l’adresse 201 AFFICH. DEFAUTS détermine si les signalisations de défaut affectées aux LED
ainsi que les signalisations spontanées apparaissant après un défaut à l’écran doivent être sauvegardées pour
32
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
chaque démarrage d’une fonction de protection (Sur détection) ou seulement lors d’un ordre de déclenchement (Sur déclench.).
Dans le cas d'appareils à écran graphique, vous pouvez, en réglant l'adresse 202 SIGN.SPONTAN., spécifier
si une signalisation de défaut spontanée doit apparaître automatiquement à l'écran (Oui) ou non (Non). Quant
aux appareils à écran texte, ces signalisations sont toujours affichées suite à l'apparition d'un défaut réseau.
Pour les appareils à écran texte, vous pouvez sélectionner la page initiale de l'écran de base à l'adresse 204
Page dém synop..
2.1.1.2 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
201
AFFICH. DEFAUTS
Sur détection
Sur déclench.
Sur détection
Affich. défauts sur LEDs et écran
LCD
202
SIGN.SPONTAN.
Non
Oui
Non
Signalisation spontanée de
défauts
204
Page dém synop.
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Côté 6
Côté 7
Côté 1
Page de démarrage synoptique
2.1.1.3 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
-
Acquit LED
iSgS
Afficheurs LED réinitialisés
-
Mode Test
iSgS
Mode de test
-
Bloq. Mess
iSgS
Bloquer transmission messages/mesures
-
DévTrMes
iSgS
Déverrouillage transm. Mess&Mes via EB
-
>Lumière
SgS
>Lumière allumée (écran)
-
Synch.Horl
iSgS_C
Synchronisation de l'horloge
-
ModTestMat
iSgS
Mode test matériel
1
Non affecté
SgS
Non affecté
2
Non disponible
SgS
Non disponible
3
>Synchr. horl.
SgS_C
>Synchroniser l'horloge
5
>Réinit. LED
SgS
>Réinitialiser les LEDs
15
>Mode test
SgS
>Mode test
16
>Bloq. Mess&Mes
SgS
>Bloquer transmission messages/mesures
51
Equip. en serv.
SgSo
Equipement en service
52
Prot. act.
iSgS
1 fonct. de prot. au moins est active
55
Démarrage
SgSo
Démarrage
56
1er démarrage
SgSo
Premier démarrage
67
Démarr. à chaud
SgSo
Démarrage à chaud
69
Heure d'été
SgSo
Heure d'été
70
Chargem. param.
SgSo
Charger les nouveaux paramètres
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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33
Fonctions
2.1 Généralités
N°
Information
Type d'info
Explications
71
Test paramètres
SgSo
Vérification des paramètres
72
Modif. niveau2
SgSo
Paramètres niveau 2 modifiés
73
Param. local
SgSo
Paramétrage local
109
Fréq. en dehors
SgSo
Fréquence réseau en dehors plage autor.
125
FiltreRebond
SgSo
Filtre anti-rebonds
320
Données sp.>
SgSo
Seuil données sp> dépassé
321
Paramètres sp>
SgSo
Seuil paramètres sp> dépassé
322
Dialogue sp. >
SgSo
Seuil dialogue sp> dépassé
323
Nouv(Gén) sp.>
SgSo
Seuil Nouv (gén.) sp. > dépassé
2.1.2
EN100-Module 1
2.1.2.1 Description fonctionnelle
Via un EN100-Module 1, l'intégration de la 7UT613/63x dans le réseau de communication éthernet 100-Mbit
de la technique de contrôle de processus et d’automatisation peut être effectuée avec des protocoles conformes à la norme CEI 61850. Cette norme permet une communication des appareils sans Gateways ni convertisseur de protocole. Ceci permet l'utilisation d'appareils SIPROTEC 4 de manière ouverte et interopérationnelle même dans des environnements hétérogènes. Parallèlement à l'intégration de la technique de contrôle des
processus, il est possible d'établir via cette interface une communication DIGSI et une communication réciproque des appareils avec GOOSE.
2.1.2.2 Instructions de réglage
Sélection des interfaces
Pour l'utilisation du module d'interface système éthernet (CEI 61850, EN100-Module 1) aucun paramétrage
n'est nécessaire. Si l'appareil dispose bien d'un tel module suivant MLFB, il sera préconfiguré automatiquement sur le Port B comme interface disponible.
2.1.2.3 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
009.0100 Défaill. module
iSgS
Défaillance module EN100
009.0101 Perturb. Canal1
iSgS
Perturbation lien EN100 canal 1 (Ch1)
009.0102 Perturb. Canal2
iSgS
Perturbation lien EN100 canal 2 (Ch2)
2.1.3
Configuration des fonctions
Les appareils 7UT613/63x disposent d'une série de fonctions de protection et de fonctions complémentaires.
Les possibilités du matériel et du firmware sont adaptées à ces fonctions. En outre, les fonctions de commande
peuvent être ajustées en fonction de l'installation. La configuration permet aussi d'activer ou de désactiver des
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
fonctions individuelles, voire de modifier l'interaction des fonctions. Les fonctions inutilisées dans la
7UT613/63x peuvent ainsi être masquées.
Exemple de configuration des fonctions :
Les appareils 7UT613/63x s'utilisent sur des jeux de barres et des transformateurs. La fonction de surcharge
ne devrait être activée que pour les transformateurs. C'est la raison pour laquelle cette fonction est réglée sur
Non disponible pour les mini-jeux de barres, tandis qu'elle doit être réglée sur Disponible pour les transformateurs.
Les fonctions de protection et les fonctions complémentaires disponibles peuvent être configurée comme étant
Disponible ou Non disponible. Pour certaines fonctions, il est possible de choisir également entre plusieurs alternatives qui sont expliquées plus bas. Les fonctions configurées comme Non disponible ne sont
pas traitées par la 7UT613/63x. Aucune signalisation n’est produite et les paramètres de réglages associés
(fonctions, seuils) sont masqués lors du réglage.
2.1.3.1 Instructions de réglage
Définition de l'étendue fonctionnelle
Les paramètres de configuration peuvent être saisis avec un ordinateur personnel équipé du programme de
commande , via l'interface utilisateur située sur le panneau frontal de l'appareil ou l'interface de service sur la
face arrière. La commande via DIGSI est décrite dans la Description du système SIPROTEC /1/.
Toute modification des paramètres de configuration dans l’appareil impose de saisir le mot de passe n°7
(pour un jeu de paramètres). En l'absence du mot de passe, vous pouvez consulter les réglages, mais vous ne
pouvez ni les modifier ni les transmettre à l'appareil.
La fonction et, le cas échéant, les alternatives possibles sont adaptées aux conditions propres à l'installation
dans la boîte de dialogue Volume fonctionnel.
Remarque
Le nombre de fonctions présentes et le paramétrage par défaut dépendent du type d'appareil.
Les paramètres de configuration sont expliqués dans la suite. L’annexe récapitule les fonctions de protection
adaptées aux différents équipements à protéger.
Commutation des jeux de paramètres
Pour utiliser la commutation des jeux de paramètres, l'adresse 103 PERMUT.JEUPARAM doit être réglée sur
Disponible. Dans ce cas, vous pouvez ajuster, pour les réglages fonctionnels, jusqu'à quatre jeux différents
de paramètres fonctionnels que vous pourrez permuter rapidement et confortablement en cours de fonctionnement. En réglant ce paramètre sur Non disponible, seul un groupe de paramètres est accessible et configurable.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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35
Fonctions
2.1 Généralités
Equipement à protéger
Le réglage de OBJET PROTEGE (adresse 105) est essentiel pour garantir une affectation correcte des paramètres de réglage et pour les entrées, sorties et fonctions possibles de l'appareil. Il s'agit ici de l'équipement
principal à protéger pour lequel la protection différentielle va être utilisée. Dans ce contexte, il convient de mentionner que les entrées analogiques de mesure du courant de l'appareil non-nécessaires pour la protection différentielle de l'équipement principal à protéger peuvent être utilisées pour des tâches de protection et de
mesure sur d'autres parties de l'installation. Le réglage de l'équipement à protéger et des fonctions de protection suivantes s'effectue indépendamment de l'action qu'ont ces fonctions de protection sur l'équipement à protéger ainsi que des points de mesure disponibles.
• Les transformateurs normaux à enroulements isolés sont définis comme des OBJET PROTEGE = Transfo
triph., indépendamment de l’indice de couplage ou de l'état de mise à la terre des points neutres. Cela
vaut aussi en présence d'une bobine de mise à la terre dans la zone protégée. Si la zone de protection différentielle comporte un générateur ou un bloc-moteur avec un transformateur (à plusieurs bobines également) la protection doit également être appelée protection de transformateur.
• Avec OBJET PROTEGE = Transfo mono., la phase centrale L2 reste libre. Ce réglage est idéal pour les
transformateurs monophasés de 16,7 Hz. Les transformateurs monophasés sont du reste traités comme
des équipements à protéger triphasés.
• Les autotransformateurs doivent être réglés sur OBJET PROTEGE = Autotransfo même si l'autotransformateur possède d'autres enroulements séparés. Ce réglage vaut aussi pour des bobines d’inductance si
des jeux de transformateurs de courant sont installés des deux côtés des points de connexion.
• Si 3 autotransformateurs monophasés sont connectés en un groupe de transformateurs (figure 2-1), les raccordements du point neutre des enroulements sont eux aussi accessibles individuellement et fréquemment
équipés de transfomateurs de courant. Il est ici possible de réaliser trois commutations de comparaison de
courant monophasées sur chaque enroulement auto-connecté, au lieu d'une protection différentielle de
transformateur normale sur tout le groupe de transformateurs. A la figure 2-1, le domaine de protection de
chaque phase est indiqué.
Figure 2-1
36
Groupe de transformateurs, constitué de 3 autotransformateurs monophasés, avec comparaison des courants pour chaque phase individuelle
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
• Une telle comparaison des courants est plus sensible aux défauts de terre des transformateurs que la protection différentielle normale. Ceci est significatif en ceci que ce genre de défauts de terre sont les plus probables sur ces groupes de transformateurs.
• Il est impossible et interdit que l'enroulement de compensation soit compris dans la protection pour cette
application, même si elle était présente et pourvue de transformateurs de courant. Cette variante de protection effectue une simple comparaison de courants de nœuds de tous les courants se dirigeant vers chaque
enroulement.
• Si vous souhaitez cette variante de protection, réglez l'adresse 105 OBJET PROTEGE = Noeud autotfo.
• Générateurs et moteurs sont traités de manière identique. Le réglage OBJET PROTEGE =
Générat./Moteur vaut aussi pour des réactances additionnelles et des bobines d’inductance, si un jeu
de transformateurs de courant complet est installé des deux côtés.
• Pour l'utilisation sur mini-jeux de barres, réglez sur OBJET PROTEGE = JdB 3Ph.. Le nombre maximal de
travées est déterminé par le nombre maximal possible de points de mesure triphasés de l'appareil. Les
relais 7UT613 et 7UT633 autorisent jusqu'à 3 points de mesure, le relais 7UT635 jusqu'à 5 points de
mesure. Ce réglage vaut aussi pour protéger des lignes courtes délimitées par des jeux de transformateurs
de courant. Dans ce contexte, „court“ signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux
extrémités de la ligne et l’appareil, ne représente pas une charge trop élevée pour le transformateur de courant.
• Si l'appareil est employé comme protection différentielle pour jeu de barres, comme appareil monophasé ou
comme appareil triphasé via un transformateur de mixage, il convient de choisir le réglage OBJET PROTEGE
= JdB 1Ph.. Le nombre maximal de travées est déterminé par le nombre maximal possible de points de
mesure monophasés de l'appareil (les relais 7UT613 et 7UT633 jusqu'à 9 points de mesure, le relais
7UT635 jusqu'à 12).
Protection différentielle
La protection différentielle constitue la fonction principale de l'appareil. L'adresse 112 PROT. DIFF. est donc
réglée sur Disponible.
Protection différentielle de terre
La Protection différentielle de terre (adresse 113 DIFF. TERRE) compare la somme des courants de phase s'écoulant dans un équipement triphasé avec le courant partant vers le point neutre mis à la
terre. Vous trouverez de plus amples explications à la section 2.3.
Tenez compte du fait qu'elle n'est pas applicable pour les jeux de barres (adresse 105 OBJET PROTEGE= JdB
1Ph. et adresse 105 OBJET PROTEGE= JdB 3Ph.).
Protection différentielle de terre 2
Ceci est valable pour l'éventuelle protection différentielle de terre n°2, adresse 114 DIF TERRE 2
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant
La commutation dynamique de paramètres (adresse 117 PERMUT.DYN.PAR.) permet p.ex. en cas de fonctions de protection à maximum de courant pour des courants de phases, homopolaires et de terre (voir ci-dessous), de commuter pendant un moment, durant l'exploitation, sur des valeurs de réponses alternatives. Vous
trouverez de plus amples explications à la section 2.6.
Protection de surintensité temporisée pour les courants de phase
L’adresse 120 MAX DE I PHASE permet de régler le groupe de caractéristiques selon lequel la protection à
maximum de courant de phase devrait fonctionner. Elle n'est pas applicable pour une protection de jeu de
barres monophasée (adresse 105 OBJET PROTEGE= JdB 1Ph.). Si elle doit exclusivement faire office de
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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37
Fonctions
2.1 Généralités
protection à maximum de courant à temps constant (Max I t. cst.), il convient de paramétrer Max I tps cst.
En plus de la protection à maximum de courant à temps constant, vous pouvez aussi configurer une protection
à maximum de courant à temps dépendant fonctionnant selon une caractéristique CEI (Max I inv. CEI),
une caractéristique ANSI (Max I inv. ANSI) ou une caractéristique définie par l'utilisateur. Dans ce dernier
cas, vous pouvez encore déterminer si vous souhaitez seulement spécifier la caractéristique de déclenchement (Caract. utilis.) ou la caractéristique de déclenchement et de retombée (Retombée). Les différentes caractéristiques sont représentées dans les spécifications techniques.
Protection à maximum de courants de phase 2 et 3
Pour les relais 7UT613/63x, vous avez la possibilité d'utiliser d'autres fonctions de protection à maximum de
courants de phase. De cette manière, vous pouvez réaliser une protection de surintensité temporisée sur différents côtés de l'équipement à protéger ou à divers points de mesure triphasés, indépendamment les uns des
autres. Pour MAX I Ph2, vous pouvez sélectionner les mêmes options à l'adresse 130 que pour la première
protection de surintensité temporisée. La même chose est valable à l'adresse 132 pour MAX I Ph3. Les
options sélectionnées peuvent être identiques ou différentes pour les trois fonctions de protection de surintensité temporisées.
Protection de surintensité temporisée pour courants homopolaires
Pour les caractéristiques possibles de la protection de surintensité à courant homopolaire, l'adresse 122 MAX
DE 3I0 propose les mêmes possibilités que pour la protection à maximum de courant phase. Néanmoins,
vous pouvez régler, pour la protection à maximum de courant homopolaire, d'autres options que pour la protection à maximum de courant phase. Cette fonction de protection détecte en continu le courant résiduel 3I0
du côté surveillé, qui résulte de la somme des courants de phase correspondants. Le point de mesure peut luiaussi différer de celui de la protection à maximum de courant phase. Tenez compte du fait que la protection
de surintensité temporisée pour courant homopolaire n'est pas applicable pour les applications monophasées
(adresse 105 OBJET PROTEGE = Transfo mono. ou JdB 1Ph.).
Protection de surintensité pour les courants homopolaires 2 et 3
Pour les relais 7UT613/63x, vous avez la possibilité d'utiliser d'autres fonctions de protection à maximum de
courants homopolaires. De cette manière, vous pouvez saisir le courant homopolaire à différents points de
mesure triphasées, indépendamment les uns des autres. Pour la fonction MAX I-3I0 2, vous avez de
nouveau le choix entre les mêmes options à l'adresse 134. Il en va de même à l'adresse 136 pour la fonction
MAX I-3I0 3. Les options sélectionnées peuvent être identiques ou différentes pour les trois fonctions de
protection de surintensité temporisées.
Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre)
Une autre protection à maximum de courant de terre, indépendante de la protection à maximum de courant
homopolaire prescrite, est aussi disponible. Cette protection, configurable sous l'adresse 124 MAX DE I
TERRE détecte le courant aux bornes d'une entrée de mesure de courant monophasée. Dans la majorité des
cas, il s'agira du courant circulant dans un point neutre relié à la terre (sur des transformateurs, des générateurs, des moteurs ou des bobines d’inductance). Pour cette protection, vous pouvez aussi choisir un des
groupes de caractéristiques comme pour la protection à maximum de courant phase, et ce, quelle que soit la
caractéristique qui y a été sélectionnée.
Protection à maximum de courant de terre 2 (courant de point neutre)
Pour la saisie du courant à la terre, une deuxième protection de surintensité de courant à la terre est disponible
dans les relais 7UT613/63x. Elle vous permet de réaliser une autre protection de surintensité monophasée. Si
vous avez par exemple mis un transformateur YNyn0 à la terre au niveau des deux points neutres, vous pouvez
surveiller le courant de terre transitant dans chaque point neutre. Vous pouvez bien entendu utiliser les deux
fonctions de protection de surintensité pour le courant de terre à des endroits totalement différents de votre
38
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
installation pour la saisie de courants monophasés. Pour MAX I-TERRE 2, vous avez le choix entre les mêmes
options à l'adresse 138 que pour les autres fonctions de surintensité temporisées.
Protection à maximum de courant monophasée
Une protection à maximum de courant monophasée à temps constant MAX DE I 1PHASE peut être utilisée
sous l'adresse 127. Cette protection convient notamment comme protection de cuve très sensible ou comme
protection différentielle à haute impédance. Elle peut être affectée à une entrée de mesure de courant très sensible.
Protection de déséquilibre
La protection contre les déséquilibres surveille le courant asymétrique (inverse) pour les équipements triphasés à protéger. Elle peut être à temps constant comme à l'adresse 140 DESEQUILIBRE I2 (Max I tps cst)
mais elle peut aussi reposer sur une caractéristique CEI (Max I inv. CEI) ou ANSI (Max I inv. ANSI).
Elle peut aussi être complétée par un seuil thermique (MAXI Therm). Par nature, la protection contre les déséquilibres n'est pas applicable pour les applications monophasées (adresse 105 OBJET PROTEGE =
Transfo mono. ou JdB 1Ph.).
Protection de surcharge thermique
Pour la protection de surcharge, l'adresse 142 PROT. SURCHARGE permet de choisir une des méthodes de
détection des surcharges. Tenez compte du fait que la protection de surcharge n'est pas applicable pour une
protection de jeu de barres monophasée (adresse 105 OBJET PROTEGE = JdB 1Ph.). Si vous n'utilisez pas
la protection de surcharge, réglez Non disponible. Il existe sinon :
• Protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255-8
• Protection de surcharge avec calcul du point chaud et détermination du taux de vieillissement selon CEI
60354
• Protection de surcharge avec image thermique avec influence de la température environnante
Dans le premier cas, vous pouvez encore choisir si, en cas d'image thermique, seul l'échauffement résultant
des pertes de chaleur du courant dans les enroulements de l'équipement à protéger doit être saisi ou si la température totale doit être calculée, en tenant compte de la température du fluide de refroidissement ou de la
température ambiante.
S'il faut tenir compte de la température du fluide de refroidissement ou de la température ambiante, une Thermobox au moins doit être raccordée à l'appareil (voir ci-dessous), permettant de raccorder la température du
fluide de refroidissement ou la température ambiante à l'appareil. Dans ce cas, réglez l'adresse 142 PROT.
SURCHARGE = Avec sonde Temp (image thermique avec mesure de température).
S'il n'est pas possible de mesurer la température du fluide de refroidissement ou la température ambiante et
de la transmettre à l'appareil, vous pouvez régler l'adresse 142 PROT. SURCHARGE = modtherm sstemp
(image thermique sans mesure de température). Dans ce cas, l'appareil calcule l'échauffement dans l'équipement à protéger, en rapport avec la température admissible, à partir des courants transitants. Cette méthode
se caractérise par une manipulation facile et un faible nombre de valeurs de réglage.
En cas de protection de surcharge avec calcul du point chaud selon CEI 60354, des connaissances précises
de l'équipement à protéger et de son environnement et refroidissement sont nécessaires ; elle est pertinente
en cas de transformateurs à capteurs de température intégrés. Réglez pour cette méthode l'adresse 142
PROT. SURCHARGE = selon CEI 354. Pour de plus amples informations, voir aussi le chapitre 2.9.
Protection de surcharge 2
Pour les relais 7UT613/63x, vous avez la possibilité d'utiliser une autre protection de surcharge. Vous pouvez
ainsi par exemple calculer l'échauffement de deux enroulements sur un transformateur à l'aide de la mesure
de courant ou surveiller les enroulements d'une bobine d'inductance en plus d'un transformateur. Pour la fonc-
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
39
Fonctions
2.1 Généralités
tion SURCHAGE 2, vous avez le choix entre les mêmes options à l'adresse 144 que pour la première protection
de surcharge.
Thermobox pour surcharge
Si la température du fluide de refroidissement doit être prise en compte pour une protection de surcharge à
image thermique ou qu'une protection de surcharge à calcul du point chaud selon CEI 60354 est utilisée
(adresse 142 PROT. SURCHARGE = Avec sonde Temp ou selon CEI 354), au moins une Thermobox
7XV5662–xAD doit être raccordé à l'interface supplémentaire de l'appareil afin de communiquer la température
du fluide de refroidissement à l'appareil. Cette interface supplémentaire est réglée sous l'adresse 190
Interface sonde. Les interfaces possibles dépendent de l'exécution de la 7UT613/63x (voir aussi les références de commande en annexe). Le Port C (interface de service) est possible pour toutes les exécutions.
Selon le modèle de l'appareil, le Port D peut également être possible.
Type de Thermobox
Si vous exploitez les thermobox avec la 7UT613/63x, réglez le nombre et le mode de transmission des points
de mesure (RTD = Resistance Temperature Detector ou thermorésistance) sous l'adresse 191 RACC. INT
SONDE : 6 RTD Simplex ou 6 RTD DemiDplx (avec une Thermobox) ou 12 RTD DemiDplx (avec deux
Thermobox). Ce réglage doit correspondre au paramétrage de la Thermobox.
Remarque
L'affectation du point de mesure de la température et de la protection de surcharge correspondante a lieu ultérieurement, lors des réglages des fonctions de protection.
Protection de surexcitation
La protection de surexcitation sert à la détection d'une surinduction, dans les générateurs et transformateurs,
et surtout dans les transformateurs monoblocs des centrales. Tenez compte du fait que la protection de surexcitation (adresse 143 SUREXCITATION) n'est possible que si l'appareil est équipé d'entrées de tension de
mesure et que les tensions sont raccordées à l'appareil. Elle n'est pas applicable pour une protection de jeu
de barres monophasée (adresse 105 OBJET PROTEGE= JdB 1Ph.). Pour de plus amples informations, voir
aussi le chapitre 2.11.
Protection à retour de puissance
La protection à retour de puissance (adresse 150 RETOUR PUISS) protège en premier lieu une unité turbinegénérateur en cas de défaillance de l'énergie d'entraînement. Elle peut être utilisée dans le réseau p. ex.
comme critère de découplage. Elle peut être utilisée uniquement sur les équipements triphasés, et donc pas
en cas d'adresse 105 OBJET PROTEGE = Transfo mono. ou JdB 1Ph.. La protection à retour de puissance
requiert que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension et qu'un jeu de transformateur de
courant soit affecté de manière correspondante pour permettre un calcul pertinent de la puissance active. On
reviendra sur la définition de la direction inverse à un autre endroit.
Surveillance du niveau de puissance aval
La surveillance du niveau de puissance aval (adresse 151 PUISS AVANT) peut protéger un équipement contre
une valeur trop haute ou trop basse de la puissance active par rapport à une valeur définie. Elle peut être utilisée uniquement sur les équipements triphasés, et donc pas en cas d'adresse 105 OBJET PROTEGE =
Transfo mono. ou JdB 1Ph.. La surveillance du niveau de puissance requiert que l'appareil soit connecté
à un jeu de transformateurs de tension et qu'un jeu de transformateur de courant soit affecté de manière correspondante pour permettre un calcul pertinent de la puissance active. On reviendra sur la définition de la direction "aval" à un autre endroit.
40
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
Protection à minimum de tension
La protection à minimum de tension (adresse 152 SOUSTENS) détecte les chutes de tension et prévient le
passage dans les états de fonctionnement non permis ainsi que les pertes de stabilité possibles pour les équipements électriques. Elle peut être utilisée uniquement sur les équipements triphasés, et donc pas en cas
d'adresse 105 OBJET PROTEGE = Transfo mono. ou JdB 1Ph.. Par nature, elle n'est possible que sur les
variantes d'appareil disposant d'une entrée de mesure de la tension.
Protection à maximum de tension
La protection à maximum de tension (adresse 153 SURTENSION) protège l'installation contre les augmentations de tension et empêche ainsi des dommages sur leur isolation. Elle peut être utilisée uniquement sur les
équipements triphasés, et donc pas en cas d'adresse 105 OBJET PROTEGE = Transfo mono. ou JdB 1Ph..
Par nature, elle n'est possible que sur les variantes d'appareil disposant d'une entrée de mesure de la tension.
Protection fréquencemétrique
La protection fréquencemétrique (adresse 156 FREQUENCE f <>) a pour objet la détection des variations de
fréquences anormales dans les centrales. Elle peut être utilisée dans le réseau p. ex. comme délestage de
charge. Elle peut être utilisée uniquement sur les équipements triphasés, et donc pas en cas d'adresse 105
OBJET PROTEGE = Transfo mono. ou JdB 1Ph.. Comme la fréquence est mesurée à partir de la tension
de mesure, elle n'est possible que sur les variantes d'appareil disposant d'une entrée de mesure de la tension.
Protection contre les défaillances du disjoncteur
La protection contre les défaillances du disjoncteur (adresse 170 DEFAILL. DISJ.) peut agir sur un disjoncteur au choix. L'affectation est effectuée ultérieurement. Tenez compte du fait que la protection n'est pas applicable pour une protection de jeu de barres monophasée (adresse 105 OBJET PROTEGE = JdB 1Ph.).
Protection contre les défaillances disjoncteur 2
Le relais 7UT613/63x dispose d'une deuxième protection contre les défaillances du disjoncteur (adresse 171
DEFAil. DISJ. 2) pour un deuxième disjoncteur de l'installation. Ce qui a été dit pour la première est également valable ici.
Activation des points de mesure
L'activation des points de mesure (adresse 180 DECOUPL LM) est une fonction d'aide pour la mise en service
et les travaux de maintenance de l'installation.
Surveillances des valeurs de mesure
Les différentes méthodes de supervision des valeurs de mesure (adresse 181 SURV MESURES) sont expliquées plus précisément à la section 2.19.1. Bien entendu, les tensions ne peuvent être surveillées que si l'appareil dispose d'entrées de tension.
Surveillance du circuit de déclenchement
Dans le cas de la surveillance du circuit de déclenchement, l'adresse 182 SURV.CIRC.DECL. permet de
choisir si celle-ci repose sur deux (Avec 2 EB) entrées binaires ou sur une seule entrée binaire (Avec 1 EB).
Les entrées doivent être libres de potentiel.
Couplages externes
Les possibilités de couplage de deux ordres de sources externes peuvent être configurées aux adresses 186
DEC COUPL EXT 1 et 187 DEC COUPL EXT 2.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
41
Fonctions
2.1 Généralités
Fonctions flexibles
Le relais 7UT613/63x dispose de fonctions flexibles que vous pouvez utiliser pour des tâches de protection, de
surveillance ou de mesure. Si vous souhaitez utiliser de telles fonctions, réglez-les ici. Sont possibles :
jusqu'à 12 fonctions flexibles de protection et de surveillance,
jusqu'à 20 valeurs moyennes résultant de grandeurs de mesure ou de grandeurs de calcul et
jusqu'à 20 valeurs minimales ou maximales pour les grandeurs de mesure ou les grandeurs de calcul.
A cet endroit, vous choisissez uniquement le nombre nécessaire. La configuration de ces fonctions, c'est-àdire quelle grandeurs d'entrée doivent être décisives et le réglage des paramètres de fonctions ont lieu ultérieurement, voir section 2.22.7.
2.1.3.2 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
103
PERMUT.JEUPARAM
Non disponible
Disponible
Non disponible
Permutation jeu de paramètres
105
OBJET PROTEGE
Transfo triph.
Transfo mono.
Autotransfo
Noeud autotfo
Générat./Moteur
JdB 3Ph.
JdB 1Ph.
Transfo triph.
Objet protégé
112
PROT. DIFF.
Non disponible
Disponible
Disponible
Protection différentielle
113
DIFF. TERRE
Non disponible
Disponible
Non disponible
Protection différentielle de terre
114
DIF TERRE 2
Non disponible
Disponible
Non disponible
prot. dif. de terre 2
117
PERMUT.DYN.PAR.
Non disponible
Disponible
Non disponible
Permutation dynamique de paramètres
120
MAX DE I PHASE
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
Protection à maximum de courant
phase
122
MAX DE 3I0
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
Protection à maximum de 3I0
124
MAX DE I TERRE
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
Protection à maximum de courant
de terre
127
MAX DE I 1PHASE
Non disponible
Disponible
Non disponible
Prot. à max de I temps constant
sur 1ph.
42
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
130
MAX I Ph2
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
MAX I L2
132
MAX I Ph3
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
MAX I L3
134
MAX I-3I0 2
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
MAX I- 3I0 2
136
MAX I-3I0 3
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
MAX I- 3I0 3
138
MAX I-TERRE 2
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
Caract. utilis.
Retombée
Non disponible
MAX I - TERRE 2
140
DESEQUILIBRE I2
Non disponible
Max I tps cst
Max I inv. CEI
Max I inv. ANSI
MAXI Therm
Non disponible
Protection contre déséquilibres
(I2)
142
PROT. SURCHARGE
Non disponible
modtherm sstemp
Avec sonde Temp
selon CEI 354
Non disponible
Protection de surcharge
143
SUREXCITATION
Non disponible
Disponible
Non disponible
Protection de surexcitation
144
SURCHAGE 2
Non disponible
modtherm sstemp
Avec sonde Temp
selon CEI 354
Non disponible
Prot. de surcharge 2
150
RETOUR PUISS
Non disponible
Disponible
Non disponible
Protection de retour de puissance
151
PUISS AVANT
Non disponible
Disponible
Non disponible
surveillance de puissance vers
l'avant
152
SOUSTENS
Non disponible
Disponible
Non disponible
protection de sous tension
153
SURTENSION
Non disponible
Disponible
Non disponible
protection de surtension
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
43
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
156
FREQUENCE f <>
Non disponible
Disponible
Non disponible
Protection fréquencemétrique
170
DEFAILL. DISJ.
Non disponible
Disponible
Non disponible
Protection contre défaillances de
disjoncteur
171
DEFAil. DISJ. 2
Non disponible
Disponible
Non disponible
Protection contre défaillances de
disjoncteur 2
180
DECOUPL LM
Non disponible
Disponible
Non disponible
Découplage lieu de mesure
181
SURV MESURES
Non disponible
Disponible
Disponible
Surveillance des mesures
182
SURV.CIRC.DECL.
Non disponible
Avec 2 EB
Avec 1 EB
Non disponible
Surveillance du circuit de déclenchement
186
DEC COUPL EXT 1
Non disponible
Disponible
Non disponible
Décl. direct 1 par couplage
externe
187
DEC COUPL EXT 2
Non disponible
Disponible
Non disponible
Décl. direct 2 par couplage
externe
190
Interface sonde
Non disponible
Port C
Port D
Non disponible
Interface sonde (thermobox)
191
RACC. INT SONDE
6 RTD Simplex
6 RTD DemiDplx
12 RTD DemiDplx
6 RTD Simplex
Mode de raccordement interface
sondes
2.1.4
Données poste (1)
2.1.4.1 Topologie de l'équipement à protéger
Entrées de mesure
Les appareils de la famille 7UT613/63x englobent des variantes présentant différentes caractéristiques au
regard de la fonctionnalité et du volume des possibilités de traitement des valeurs de mesure, définies par le
matériel. En fonction du type commandé les entrées suivantes sont disponibles pour les grandeurs de mesure
analogiques :
Tableau 2-1
Entrées de grandeurs de mesure analogiques
pour équipements à protéger triphasés1)
Type
Courant
triphasé1)
courant (supplément)
monophasé
sensible 2)
pour jeu de barres monophasé
Courant
courant (supplément)
mono- monophasé
sensible 2)
phasé
1
3
1
7UT633
3
3
1
9
3
1
1
1
5
1
1
—
—
—
—
—
4
4
2
12
4
2
—
—
2)
44
1
1
3
1)
3
Tension
monophasé
7UT613
7UT635
9
Tension
triphasé
vaut également pour les transformateurs monophasés
sélectionnables, comprises dans le nombre des entrées monophasées
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
concepts
En raison du grand nombre de possibilités de raccordement, il est nécessaire de se faire une représentation
précise de la topologie de l'équipement à protéger afin que l'appareil soit informé de la procédure à suivre pour
le traitement des grandeurs de mesure des entrées de mesure analogiques pour les différentes fonctions de
protection.
La topologie de l'équipement à protéger contient l'ensemble de toutes les informations, la disposition de l'équipement à protéger (voire des équipements à protéger), les transformateurs qui donnent des informations sur
les courants traversant l'équipement à protéger et, le cas échéant, si des tensions sont mesurées en quelque
endroit de l'équipement à protéger. Le résultat de l'analyse topologique est donc de fournir à l'appareil une représentation complète de l'équipement à protéger et des grandeurs de mesure disponibles. Il sera dénifi dans
une étape ultérieure les grandeurs de mesure devant être utilisées par chaque fonction de protection
(chapitre 2.1.6).
Il convient tout d'abord de faire la différence entre l'équipement principal à protéger et les autres équipements
à protéger. L'équipement principal à protéger est celui auquel est appliqué la fonction de protection principale,
à savoir la protection différentielle. Il s'agit donc du transformateur, du générateur, du moteur, etc., tels qu'ils
sont définis à l'adresse105 OBJET PROTEGE.
L'équipement principal à protéger présente 2 ou plusieurs côtés. Sur un transformateur, les côtés sont les extrémités des enroulements, sur un générateur ou un moteur, ce sont les côtés des bornes et ceux du point
neutre. Sur un équipement à protéger combiné, comme dans le cas de blocs générateur/transformateur, ce
sont les extrémités extérieures, sur les jeux de barres, ce sont les travées. Le terme de „côtés“ n'est appliqué
qu'à l'équipement principal à protéger.
Les courants qui traversent l'équipement à protéger sont détectés au niveau des points de mesure. Les points
de mesure sont représentés par les jeux de transformateurs qui délimitent la zone protégée. Ils peuvent être
identiques aux côtés, mais pas obligatoirement. Ils sont différents lorsque par exemple sur un enroulement de
transformateur (=1 côté) l'alimentation est assurée par deux câbles continus par le biais de 2 jeux de transformateurs (= 2 points de mesure).
Les points de mesure affectés aux côtés de l'équipement principal à protéger sont les points de mesure affectés. Si l'appareil possède plus d'entrées de mesure du courant triphasées qu'il ne serait nécessaire pour l'affectation des côtés de l'équipement principal à protéger, les autres points de mesure sont appelés points de
mesure non-affectés. Ceux-ci peuvent alors être utilisés pour d'autres tâches de protection, de surveillance et
de mesure qui traitent trois courants de phase, par ex. la protection différentielle de terre, la protection à
maximum de courant, la protection contre les déséquilibres, la protection de surcharge ou tout simplement l'affichage de courants d’exploitation. Les points de mesure non affectés détectent donc les courants d'un autre
équipement à protéger.
En fonction de l'éxécution de l'appareil, il existe 1 à 4 entrées supplémentaires monophasées pour les transformateurs supplémentaires. Ceux-ci servent à enregistrer des courants monophasés, par ex. un courant de
terre dans la connexion entre le point neutre d'un enroulement à la terre et la terre ou un courant de fuite entre
la cuve d'un transformateur et la terre. Ils peuvent eux-aussi être affectés à l'équipement principal à protéger
oune pas être affectés.. S'ils sont affectés à un côté de l'équipement principal à protéger, ils peuvent être traités
par la protection différentielle (exemple : prise en compte du courant neutre dans le courant différentiel). Les
courants des entrées supplémentaires non affectées peuvent être traités autrement en tant que courants monophasés (exemple : détection du courant de cuve par le biais de la protection à maximum de courant monophasé) ou encore être combinés à des points de mesure triphasés non affectés (par ex. protection différentielle
de terre sur un équipement autre que l'équipement principal à protéger).
La figure 2-2 illustre la définition des concepts à l'aide d'un exemple. Pour pouvoir illustrer un maximum de concepts, l'exemple présente plus de raccordements qu'il ne serait réellement possible d'avoir.
L'équipement principal à protéger est un transformateur à deux enroulements YNd avec mise à la terre du point
neutre du côté raccordé en étoile. Le côté C1 est le côté haute tension (Y), le côté C2 est le côté basse tension
(d). La définition des côtés pour l'équipement principal à protéger (et uniquement pour celui-là) est la base de
la formation des courants différentiels et des courants de stabilisation pour la protection différentielle.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
45
Fonctions
2.1 Généralités
Pour le côté C1, il existe 2 points de mesure M1 et M2. Les courants mesurés en ces points font partie du côté
C1, leur somme traverse le côté 1 pour parvenir à la zone protégée de l'équipement principal à protéger. La
position des sectionneurs de jeux de barres n'a aucune influence. La polarité des courants n'est pas prise en
compte dans les analyses topologiques.
Du côté basse tension, en raison du nœud du départ pour besoins auxiliaires, le côté C2 présente deux points
de mesure: M3 et M4. La somme de ces courants passe du côté basse tension (C2) de l'équipement principal
à protéger.
Les 4 points de mesure M1 à M4 sont affectés aux côtés de l'équipement principal à protéger, ce sont donc des
points de mesure affectés. Ils forment la base du traitement des valeurs de mesure des courants triphasés pour
la protection différentielle. En théorie, ceci s'applique aussi aux transformateurs monophasés ; dans ce cas,
seuls les courants de mesure des points de mesure sont raccordés, en biphasé seulement.
Le point de mesure M5 n'est pas affecté à l'équipement principal à protéger mais au départ de câble, qui n'a
rien à voir avec le transformateur. M5 n'est donc pas affecté. Les courants de ce point de mesure peuvent être
utilisés pour d'autres fonctions de protection, par ex. pour la protection à maximum de courant phase pour protéger le départ de câble.
Pour la protection triphasée d’un jeu de barres, aucune différence n'est faite entre les points de mesure et les
côtés ; tout deux signifient les travées des jeux de barres.
46
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
Figure 2-2
Exemple de concepts sur une topologie
Côtés:
S1
Côté haute tension de l'équipement principal à protéger (transformateur)
S2
Côté basse tension de l'équipement principal à protéger (transformateur)
Points de mesure triphasés, affectés :
M1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M2
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M4
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M5
Point de mesure non affecté à l'équipement principal à protéger
Z3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
Z4
Point de mesure non affecté à l'équipement principal à protéger
Points de mesure triphasés, non affectés :
Points de mesure supplémentaires, monophasés :
Le point de mesure supplémentaire Z3 est fourni par le courant de neutre du transformateur. Affecté au côté 1
de l'équipement principal à protéger, il s'agit donc d'un point de mesure affecté. Pour la protection différentielle,
il peut être utilisé pour la formation complète d’un courant différentiel. Il peut fournir le courant de neutre du
côté 1 pour la protection différentielle de terre via l'enroulement haute tension.
Le point de mesure supplémentaire Z4 n'est pas affectée à l'équipement principal à protéger parce qu'il n'est
pas nécessaire par la protection différentielle. Il n'est pas affecté. C'est ici qu'est détecté le courant de cuve,
ensuite amené à la protection à maximum de courant monophasée en tant que protection de cuve via l'entrée
de mesure monophasée IZ4. Même si sa fonction élargie est la protection du transformateur, Z4 n'est pas
affecté à la fonction de protection principale parce que la protection à maximum de courant monophasée est
une fonction de protection entièrement autonome sans rapport nécessaire à un côté.
La figure 2-3 représente un exemple de topologie présentant, en plus de l'équipement principal à protéger (le
transformateur à trois enroulements), un autre équipement à protéger (la bobine de terre) qui possède un point
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Fonctions
2.1 Généralités
de mesure triphasé et un point de mesure monophasé supplémentaire. Tandis que sur l'équipement principal
à protéger, un côté peut être alimenté par plusieurs points de mesure (de même que le côté haute tension C1
du transformateur est alimenté via M1 et M2, il n'existe pas de définition des côtés sur un autre équipement à
protéger. D'autres fonctions de protection (ce n'est pas le cas de la protection différentielle) peuvent avoir une
influence sur ceci, par ex. la protection à maximum de courant (triphasée sur M5), la protection à maximum de
courant de terre (monophasée sur Z4) ou encore la protection différentielle de terre qui compare le courant
homopolaire triple de M5 avec le courant de terre de Z4.
Figure 2-3
Topologie d'un transformateur à trois enroulements en tant qu'équipement principal à protéger
et d'une bobine de terre placée à l'extérieur comme autre équipement à protéger ; à droite, la
bobine de terre en représentation triphasée
Côtés:
C1
Côté haute tension de l'équipement principal à protéger (transformateur)
C2
Côté basse tension de l'équipement principal à protéger (transformateur)
C3
Côté de l'enroulement tertiaire de l'équipement principal à protéger (transformateur)
Points de mesure triphasés, affectés :
M1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M2
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M4
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 3
Points de mesure triphasés, non affectés :
M5
Point de mesure non affecté à l'équipement principal à protéger, faisant partie de la bobine de terre
Points de mesure supplémentaires, monophasés :
Z4
Point de mesure non affecté à l'équipement principal à protéger, faisant partie de la bobine de terre
Définition de la topologie
Définissez tout d'abord la topologie de l'équipement à protéger et, le cas échéant, des autres équipements à
protéger. Les explications suivantes font référence aux exemples précédents et aux concepts qui y ont été définis. Au besoin, d'autres exemples sont donnés. Les réglages nécessaires et possibles dépendent du type
d'équipement à protéger tel qu'il a été défini lors de la configuration du volume fonctionnel (chapitre 2.1.3).
Les points de mesure pour un transformateur monophasé sont des points de mesure triphasés : En ce qui concerne la technique de mesure, le transformateur monophasé est traité comme un équipement triphasé avec
une phase manquante (L2).
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2.1 Généralités
Remarque
Si vous modifiez l'équipement à protéger, vous devez contrôler une fois de plus toutes les données de topologie et, le cas échéant, les adapter.
Remarque
Pour configurer la topologie, procédez selon l'ordre indiqué ci-après. En effet, les réglages et les possibilités
de réglage dépendent en partie des réglages précédemment effectués. Dans DIGSI, traitez les cavaliers
(feuilles de réglage) de gauche à droite dans les données du poste 1.
Numérotez les côtés de l'équipement principal à protéger puis les points de mesure triphasés, d'abord pour
l'équipement principal à protéger et ensuite pour les autres. L'exemple de la figure 2-2 comporte les côtés C1
et C2 et les points de mesure M1 à M5.
Pour la numérotation des côtés, suivez l'ordre suivant :
• Sur les transformateurs, de même que sur les blocs générateurs/transformateurs ou les blocs moteurs/transformateurs, commencez par le côté haute tension.
• Sur les autotransformateurs, les deux raccordements des enroulements auto-connectés doivent être désignés en tant que côtés 1 et 2 ; le cas échéant, ils sont ensuite suivis d'autres prises de réglage puis éventuellement d'un enroulement en triangle. Le côté 5 n'est du reste pas autorisé.
• Sur les générateurs, commencez par le côté des bornes.
• Sur les moteurs et les bobines d'inductance, commencez par le côté de l'alimentation électrique ;
• Sur les réactances additionnelles, les lignes et les jeux de barres : libre choix de l'ordre.
La détermination des côtés doit être respectée pour tous les réglages suivants.
Pour les points de mesure, commencez par les points de mesure affectés à l'équipement principal à protéger,
suivant l'ordre des côtés, et continuez par ceux qui ne sont pas affectés, comme c'est le cas sur la figure 2-2.
Définissez ensuite les points de mesure supplémentaires (monophasés) de nouveau suivant l'ordre affectés à
l'équipement principal à protéger puis, éventuellement, les autres.
Remarque
La définition des côtés et les points de mesure détermine toutes les autres étapes. il est également essentiel
que les courants des points de mesure soient raccordés aux entrées de mesure correspondantes de l'appareil.
Les courants du point de mesure M1 doivent être raccordés aux entrées de mesure IL1M1, IL2M1, IL3M1 (sur les
transformateurs monophasésIL2M1), etc.!
Les données de topologie ne peuvent être modifiées qu'au moyen d'un PC et de DIGSI.
Indications globales pour les points de mesure triphasés
Déterminez le montant total des points de mesure triphasés raccordés à l'appareil (= jeux de transformateurs
raccordés) et rapportez ce nombre à l'adresse 211 NBRE LM RACCORD (nombre de points de mesure raccordés). Sur les relais 7UT613 et 7UT633, jusqu'à 3 points de mesure sont possibles, sur le relais 7UT635 ce sont
jusqu'à 5 points de mesure. Dans les exemples, les figures 2-2 et 2-3 présentent chacune 5 points de mesure.
Rapportez le nombre des points de mesure triphasés affectés à l'équipement principal à protéger à l'adresse
212 NBRE LM ATTRIB (nombre de points de mesure affectés). Ce chiffre ne doit bien sûr pas être supérieur
à celui indiqué à l'adresse 211. La différence NBRE LM RACCORD – NBRE LM ATTRIB est le nombre de points
de mesure triphasés non affectés. Dans les exemples figures 2-2 et 2-3, sur les 4 points de mesure triphasés,
4 sont des points de mesure affectés : M1 à M4. M5 est un point de mesure non affecté.
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2.1 Généralités
Le nombre des côtés rattachés à l'équipement principal à protéger peut être réglé à l'adresse 213 NBRE
COTES. Dans l'exemple figure 2-2 l'équipement à protéger est un transformateur à 2 enroulements; les côtés
sont au nombre de 2 : C1 et C2. Dans l'exemple figure 2-3 l'équipement principal à protéger est un transformateur à 3 enroulements; les côtés sont au nombre de 3. Sur les autotransformateurs, un nombre maximal de 4
côtés est autorisé (voir plus bas).
Le nombre des côtés peut bien-sûr être identique (mais jamais supérieur) à celui des points de mesure affectés. Sur un transformateur à trois enroulements avec un jeu de transformateur sur chaque enroulement, NBRE
LM ATTRIB = 3 et NBRE COTES = 3 (figure 2-4).
Sur un jeu de barres, il n'existe pas de différence entre les côtés et les points de mesure. Tout deux sont synonymes de travées. C'est pourquoi l'adresse 213 est supprimée lorsque l'adresse 105 OBJET PROTEGE =
JdB 3Ph. est réglée.
Figure 2-4
Exemple de topologie sur un transformateur à trois enroulements
Côtés:
C1
Côté haute tension de l'équipement principal à protéger (transformateur)
C2
Côté basse tension de l'équipement principal à protéger (transformateur)
C3
Côté de l'enroulement tertiaire de l'équipement principal à protéger (transformateur)
Points de mesure triphasés, affectés :
M1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M2
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 3
Particularités des autotransformateurs
Comme cela a été indiqué ci-dessus, sur les autotransformateurs, les enroulements auto-connectés doivent
toujours être définis avec C1 et C2. Il peut y avoir un troisième côté lorsque l'enroulement de compensation est
assuré par un enroulement de puissance (enroulement tertiaire) (figure 2-5). Cet exemple présente 3 côtés et
4 points de mesure triphasés affectés. Il faut toujours commencer avec l'enroulement auto-connectlors du paramétrage de l'autotransformateur.
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2.1 Généralités
Figure 2-5
Topologie d'un autotransformateur avec enroulement de compensation assuré par un enroulement tertiaire
Côtés:
C1
Côté haute tension de l'équipement principal à protéger (autotransformateur)
C2
Côté basse tension de l'équipement principal à protéger (autotransformateur)
C3
Côté de l'enroulement tertiaire (enroulement de compensation) de l'équipement principal à protéger
(autotransformateur)
Points de mesure triphasés, affectés :
M1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M2
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M4
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 3
Un troisième côté peut également être une autre prise de réglage sur un enroulement auto-connecté. D'une
manière générale, l'ordre de la numérotation des points de mesure doit toujours suivre les raccordements de
tension de l'enroulement auto-connecté : enroulement plein, suivi des prises de réglage puis, le cas échéant,
de l'enroulement en triangle accessible.
Groupe d'autotransformateurs
Si 3 autotransformateurs monophasés sont connectés en un groupe de transformateurs, les raccordements du
point neutre des enroulements auto-connectés sont eux aussi accessibles individuellement et fréquemment
équipés de transfomateurs de courant. Lors de la configuration du volume fonctionnel au chapitre 2.1.3, vous
avez décidé si vous vouliez réaliser une protection différentielle via le groupe entier de transformateurs, ou si
vous préfériez une comparaison des courants via l'enroulement de chaque phase pour une comparaison de
courants de noeuds.
Protection différentielle sur l'ensemble du groupe de transformateurs :
Pour le premier cas, la figure 2-6 montre un exemple en représentation triphasée. Cet exemple présente 3
côtés et 3 points de mesure triphasés affectés. Les raccordements de l'enroulement auto-connecté sont définis
en tant que côtés C1 (enroulement entier) et C2 (prise de réglage) avec les points de mesure M1 et M2.
Comme l'enroulement en triangle fonctionne aussi bien en tant qu'enroulement tertiaire qu'en tant qu'enroulement de compensation, il est le troisième côté C3 avec le point de mesure M3.
Les courants mesurés dans les raccordements du point neutre ne sont pas directement nécessaires. Vous
pouvez cependant les affecter à un autre point de mesure triphasé. L'appareil calcule automatiquement au
moyen de celui-ci la somme des courants comme courant de terre si vous le réglez de manière correspondante
pour la protection différentielle (voir chapitre 2.2.7).
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2.1 Généralités
Vous pouvez aussi raccorder la somme de ces courants à une entrée de mesure monophasée de l'appareil
(indiquée en pointillés) et la déclarer point de mesure supplémentaire monophasé afin d'utiliser ce courant pour
la protection différentielle, la protection différentielle de terre et/ou la protection de terre à maximum de courant.
Ce point de mesure supplémentaire Z3 est affecté aux deux côtés C1 et C2 car il doit être comparé à la somme
des courants des deux côtés pour le courant circulant en Z3. On reviendra plus tard sur l'affectation.
Figure 2-6
Topologie d'un groupe de transformateurs, constitué de 3 autotransformateurs monophasés,
avec enroulement de compensation assuré par un enroulement tertiaire
Côtés:
C1
Côté haute tension de l'enroulement auto-connecté sur l'équipement principal à protéger
C2
Côté basse tension de l'enroulement auto-connecté (prise de réglage) sur l'équipement principal à protéger
C3
Côté de l'enroulement tertiaire (enroulement de compensation) sur l'équipement principal à protéger
Points de mesure triphasés, affectés :
M1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M2
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 3
Points de mesure monophasés supplémentaires, affectés (somme des courants du jeu de transformateurs) :
Z3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour les côtés 1 et 2
Comparaison des courants pour chaque enroulement auto-connecté :
Si vous avez opté lors de la configuration du volume fonctionnel au chapitre 2.1.3 pour une comparaison des
courants pure via chaque enroulement, l'exemple de la figure 2-7 s'applique. A l'exception des deux raccordements de l'enroulement auto-connecten tant que côtés C1 (enroulement entier) et C2 (prise de réglage) avec
les points de mesure M1 et M2, un autre côté C3 est défini sur les raccordements du point neutre avec les points
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2.1 Généralités
de mesure M3. Dans ce cas de figure, une comparaison des courants est réalisée pour chaque enroulement
individuel, donc pour chaque phase, avec ses 3 points de mesure.
Une telle comparaison des courants est plus sensible aux défauts de terre des transformateurs que la protection différentielle normale. Ceci est significatif, car ce type de défauts peut survenir fréquemment sur les
groupes de transformateurs. Le paramètrage de l'adresse 105 OBJET PROTEGE = AutotransfoNoeud
autotfo permet d'activer la protection de comparaison des courants dans les noeuds de l'autotransformateur.
Il est impossible et interdit que l'enroulement de compensation soit compris dans la protection pour cette application, même si elle était présente et pourvue de transformateurs de courant. Cette variante de protection
effectue une simple comparaison de courants de noeuds de tous les courants se dirigeant vers chaque enroulement. Pour les autotransformateurs avec enroulement de compensation, l'enroulement de compensation doit
être protégé séparément(p. ex. avec une protection temporisée de surintensité. Lors du réglage de l'adresse
105 OBJET PROTEGE = Autotransfo, on peut inclure l'enroulement de compensation.
Le transformateur supplémentaire Z1 sur la figure2-7 n'est pas nécessaire. Pour réaliser une protection de terre
à maximum de courant ou une protection de terre différentielle, il est aussi possible de raccorder la somme des
3 courants au point de mesure M3 M3 à une entrée de mesure supplémentaire monophasée de l'appareil. Vous
trouverez en annexe un exemple de raccordement dans lequel un point de mesure M3 sert de point de mesure
triphasé pour la comparaison des courants tandis que la somme des courants 3I0 du jeu de transformateurs
est menée sur une entrée de mesure monophasée IZ1 de l'appareil.
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2.1 Généralités
Figure 2-7
Topologie d'un groupe de transformateurs, constitué de trois autotransformateurs monophasés
; définition de la topologie pour une protection de la comparaison des courants pour chaque
phase
Côtés:
C1
Côté haute tension de l'enroulement auto-connecté sur l'équipement principal à protéger
C2
Côté basse tension de l'enroulement auto-connecté (prise de réglage) sur l'équipement principal à protéger
C3
Côté du point neutre de l'enroulement auto-connecté sur l'équipement principal à protéger
Points de mesure triphasés, affectés :
M1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 1
M2
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 2
M3
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour le côté 3
Points de mesure supplémentaires monophasés, affectés :
Z1
Point de mesure affecté à l'équipement principal à protéger pour les côtés 1 et 2
Indications globales pour protection d’un jeu de barres monophasée
Si l'appareil est employé comme protection de jeux de barres, comme appareil monophasé ou comme appareil
triphasé via un transformateur de mixage, réglez le nombre des travées du jeu de barres à l'adresse 216 NBRE
BRANCHES. Le nombre minimal est 3 extrémités (un nombre inférieur rendrait absurde l'utilisation d'un relais
7UT613/63x).
Sur les relais 7UT613 et 7UT633, le nombre maximal de travées es 9, sur le relais 7UT635 12 extrémités.
Affectation des points de mesure triphasés
Les points de mesure triphasés doivent maintenant être affectées aux côtés de l'équipement principal à protéger. La condition obligatoire que NBRE COTES ≤ NBRE LM ATTRIB ≤ NBRE LM RACCORD et que l'équipement
à protéger ait au moins 2 côtés ne laisse qu'un nombre limité de possibilités de combinaisons judicieuses pour
cette affectation. Pour écarter les combinaisons impossibles, les paramètres suivants ne produisent que les
adresses qui correspondent aux réglages généraux conformément aux adresses 211, 212, et 213. Même les
options que l'on peut sélectionner pour chaque paramètre se limitent aux options judicieuses pour les valeurs
générales réglées.
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2.1 Généralités
Si ces données globales sont invraisemblables, l'appareill ne trouve pas de combinaison sensée pour une affectation possible. Lors de l'affectation des points de mesure, vous trouverez alors l'adresse 230 ERREUR
ASSOCIAT et une des options suivantes affichées :
• Nbre LM attrib le nombre des points de mesure affectés est invraisemblable ;
• Nbre côtés le nombre de côtés est invraisemblable.
Ce paramètre est invariable. Il vous informe simplement de l'improbabilité des valeurs chiffrées générales.
Quand il s'affiche, tout autre affectation est impossible. Vérifiez les adresses 211, 212, et 213 et et rectifiez
les réglages.
Parmi la multitude de paramètres d'affectation indiqués ci-après, un seul est possible à chaque fois. Seule
l'adresse qui correspond au total indiqué ci-dessus des points de mesure et des côtés affectés est visible. Les
points de mesure et les côtés sont séparés par une virgule, par ex. 3M,2C = 3 points de mesure affectés sur
2 côtés.
Seules les possibilités de combinaison possibles pour ce nombre de points de mesure et de côtés sont affichées comme options de réglage. Les points de mesure d'un même côté sont reliés par le signe „+“ ; l'ordre
des côtés est séparé par des virgules. Ceci est illustré ci-après dans chaque cas de figure.
L'adresse 220 ASSOCIAT 2LM,2C est valable si vous avez donné 2 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 2 côtés (adresse 213). Il n'existe ici qu'une option, à savoir
• LM1,LM2, ce qui signifie que sur les 2 points de mesure, M1 est affecté au côté C1 et M2 au côté C2.
Etant donné qu'il n'existe pas d'autres possibilités, il n'y a pas d'alternative à cette adresse
l'adresse 221 ASSOCIAT 3LM,2C est valable si vous avez donné 3 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 2 côtés (adresse 213). Les options suivantes sont disponibles :
• LM1+LM2,LM3, ce qui signifie que sur les 3 points de mesure, M1 et M2 sont affectés au côté C1 et M3 au
côté C2.
• LM1,LM2+LM3, ce qui signifie que sur les 3 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 et M3 sont
affectés au côté C2.
L'adresse 222 ASSOCIAT 3LM,3C est valable si vous avez donné 3 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 3 côtés (adresse 213). Il n'existe ici qu'une option, à savoir
• LM1,LM2,LM3, ce qui signifie que sur les 3 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté C2 et
M3 au côté C3. Les exemples donnés aux figures 2-4, 2-6 et 2-7 correspondent à ce cas de figure.
Les autres affectations ne sont possibles que pour le relais 7UT635, étant donné que les relais 7UT613 et
7UT633 disposent de 3 entrées de mesure de courant triphasées au maximum (cf. tableau 2-1).
L'adresse 223 ASSOCIAT 4LM,2C est valable si vous avez donné 4 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 2 côtés (adresse 213). Les options suivantes sont disponibles :
• LM1+LM2,LM3+LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1 et M2 sont affectés au côté C1 et
M3 et M4 au côté C2. L'exemple de la figure 2-2 représente ce cas de figure (M5 n'y est pas affecté).
• LM1+LM2+LM3,LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1, M2 et M3 sont affectés au côté C1,
M4 au côté C2.
• LM1,LM2+LM3+LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1 est affecté au côté C1 ; M2, M3 et
M4 au côté C2.
L'adresse 224 ASSOCIAT 4LM,3C est valable si vous avez donné 4 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 3 côtés (adresse 213). Les options suivantes sont disponibles :
• LM1+LM2,LM3,LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1 et M2 sont affectés au côté C1, M3
au côté C2 et M4 au côté C3. Les exemples donnés aux figures 2-3 et 2-5 correspondent à ce cas de figure.
• LM1,LM2+LM3,LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 et M3 au
côté C2 et M4 au côté C3.
• LM1,LM2,LM3+LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté
C2 et M3 et M4 au côté C3.
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Fonctions
2.1 Généralités
L'adresse 225 ASSOCIAT 4LM,4C est valable si vous avez donné 4 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 4 côtés (adresse 213). Il n'existe ici qu'une option, à savoir
• LM1,LM2,LM3,LM4, ce qui signifie que sur les 4 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté
C2, M3 au côté C3 et M4 au côté C4.
L'adresse 226 ASSOCIAT 5LM,2C est valable si vous avez donné 5 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 2 côtés (adresse 213). Les options suivantes sont disponibles :
• LM1+2+3,LM4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1, M2 et M3 sont affectés au côté C1,
M4 et M5 au côté C2.
• LM1+2,LM3+4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1et M2 sont affectés au côté C1, M3, M4
et M5 au côté C2.
• LM1+2+3+4,LM5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1, M2, M3 et M4 sont affectés au côté
C1, M5 au côté C2.
• LM1,LM2+3+4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, et M2, M3, M4
et M5 au côté C2.
L'adresse227 ASSOCIAT 5LM,3C est valable si vous avez donné 5 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 3 côtés (adresse 213). Les options suivantes sont disponibles :
• LM1+2,LM3+4,LM5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 et M2 sont affectés au côté C1, M3
et M4 au côté C2 et M5 au côté C3.
• LM1+2,LM3,LM4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 et M2 sont affectés au côté C1, M3
au côté C2, M4 et M5 au côté C3.
• LM1,LM2+3,LM4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 et M3 au
côté C2, M4 et M5 au côté C3.
• LM1+2+3,LM4,LM5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1, M2 et M3 sont affectés au côté C1,
M4 au côté C2 et M5 au côté C3.
• LM1,LM2+3+4,LM5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2, M3 et
M4 au côté C2 et M5 au côté C3.
• LM1,LM2,LM3+4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté
C2, M3, M4 et M5 au côté C3.
L'adresse 228 ASSOCIAT 5LM,4C est valable si vous avez donné 5 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 4 côtés (adresse 213). Les options suivantes sont disponibles :
• LM 1+2,3,4,5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 et M2 sont affectés au côté C1, M3 au
côté C2, M4 au côté C3 et M5 au côté C4.
• LM 1,2+3,4,5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 et M3 au côté
C2, M4 au côté C3 et M5 au côté C4.
• LM 1,2,3+4,5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté C2,
M3 et M4 au côté C3 et M5 au côté C4.
• LM 1,2,3,4+5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté C2,
M3 au côté C3 et M4 et M5 au côté C4.
L'adresse 229 ASSOCIAT 5LM,5C est valable si vous avez donné 5 points de mesure affectés (adresse 212)
sur 5 côtés (adresse 213). Il n'existe ici qu'une option, à savoir
• LM 1,2,3,4,5, ce qui signifie que sur les 5 points de mesure, M1 est affecté au côté C1, M2 au côté C2,
M3 au côté C3, M4 au côté C4, M5 au côté C5.
Affectation des côtés sur les autotransformateurs
Dans le cas des autotransformateurs, se pose la question supplémentaire de savoir comment les côtés de
l'équipement à protéger doivent être traités par la protection principale, autrement dit par la protection différentielle. Comme il a été représenté ci-dessus, il existe plusieur possibilités pour définir les côtés. Pour obtenir une
représentation exacte de l'autotransformateur et de ses côtés, d'autres informations sont nécessaires. Les
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adresses suivantes ne sont donc valables que pour les autotransformateurs (adresse 105 OBJET PROTEGE
= Autotransfo ou Noeud autotfo).
Les deux tableaux suivants indiquent quelles variantes de la configuration sont compatibles avec un
Autotransfo et avec un Noeud autotfo et quel principe du transformateur s'applique. L'enroulement de
terre est pris en compte comme côté dans la configuration.
Tableau 2-2
Nombre
Côtés
Variantes de configuration pour un Autotransfo
Types de configuration du côté
COTE 1
COTE 2
2
Enroul. princip
Enroul. princip
COTE 3
COTE 4
3
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul. princip
—
Enroul. princip
Enroul.
compens.
—
—
—
3
Enroul. princip
3
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul MALT
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul. princip
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul.
compens.
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul MALT
Enroul. princip
—
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul.
compens.
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul.
compens.
Enroul.
compens.
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul.
compens.
Enroul MALT
Tableau 2-3
Variantes de configuration pour un Noeud autotfo
Types de configuration du côté
Nombre
Côtés
COTE 1
COTE 2
COTE 3
3
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul MALT
4
Enroul. princip
Enroul. princip
Enroul. princip
COTE 4
—
Enroul MALT
L'adresse 241 COTE 1 de l'autotransformateur doit être affectée à un Enroul. princip (enroulement primaire, comme il a été recommandé ci-dessus). Ceci est obligatoire et donc non modifiable.
L'adresse 242 COTE 2 de l'autotransformateur doit également être affectée à un Enroul. princip (enroulement secondaire = prise de réglage, comme il a été recommandé ci-dessus). Ceci est obligatoire et donc non
modifiable.
Pour les côtés 3 et 4, il existe des alternatives. Si l'autotransformateur présente une autre prise de réglage, le
côté correspondant est déclaré comme Enroul. princip.
Dans l'exemple de la figure 2-6 , pour un OBJET PROTEGE = Autotransfo, le côté C3 est l'enroulement tertiaire, c'est-à-dire l'enroulement de compensation sortant et résistant. Pour cet exemple, le réglage suivant est
également effectué :
Adresse 243 COTE 3 = Enroul. compens.
Cette option est possible uniquement avec OBJET PROTEGE = Autotransfo.
Dans l'exemple de la figure 2-7, pour un OBJET PROTEGE = Noeud autotfo, le côté 3 est orienté vers le
raccordement de terre. Est ici valable :
adresse 243 COTE 3 = Enroul MALT.
Cette option est possible pour OBJET PROTEGE =Autotransfo et pour OBJET PROTEGE = Noeud autotfo
uniquement aucun autre côté n'est affecté.
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2.1 Généralités
Il en va de même pour l'adresse 244 COTE 4 = Enroul MALT
L'affectation des côtés C1 et C2 aux deux raccordements de l'enroulement auto-connecté n'est donc pas modifiable. Pour COTE 3 et COTE 4, sélectionnez l'option correspondant à la topologie : Enroul. princip
(autre prise de réglage sur l'enroulement auto-connecté), Enroul. compens (enroulement de compensation
sortant résistant) ou Enroul MALT (côté terre de l'enroulement auto-connecté).
Affectation des entrées de mesure monophasées supplémentaires
Pour chacune des entrées de courant possibles supplémentaires, l'affectation doit être effectuée aux adresses
251 à 254. Le nombre des entrées supplémentaires dépend du type d'appareil (voir aussi le tableau 2-1). Sur
le relais 7UT635, les entrées IZ1 à IZ3 ne sont disponibles en tant qu'entrées de mesure supplémentaires que
si elles ne sont pas utilisées pour un 5e point de mesure triphasé, c'est à dire si uniquement 4 points de mesure
triphasés (voire moins) sont nécessaires.
Les entrées supplémentaires peuvent être affectés à un côté ou à un point de mesure ou encore demeurer non
affectées. Si un point de mesure est affecté à un côté précis, ce côté est identique au point de mesure correspondant.
Les courants de mesure supplémentaires monophasés sont utilisés dans les cas suivants :
58
1.
Pour la prise en compte du courant de terre d'un enroulement relié à la terre (directement ou via une bobine
de mise à la terre dans la zone protégée) d'un transformateur dans la protection différentielle ;
2.
Pour la comparaison du courant de terre d'un enroulement relié à la terre (transformateur, générateur,
moteur, bobine d'inductance, bobine de mise à la terre) au courant neutre sortant des courants de phase
dans la protection différentielle de terre ;
3.
Pour la détection du courant de terre d'un enroulement relié à la terre pour la protection à maximum de
courant de terre ;
4.
Pour la détection de tout courant monophasé pour la protection monophasée à maximum de courant ;
5.
Pour les tâches d'exploitation de surveillance de la valeur limite et/ou l'affichage de valeurs de mesure.
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• Cas 1 : Il est ici important que l'entrée monophasée soit affectée au côté de l'équipement principal à protéger, avec les courants de phase entrants desquels le courant de terre doit être comparé. L'entrée monophasée correspondante doit donc être affectée au côté correspondant. Sur les transformateurs, ce côté doit obligatoirement présenter un point neutre de l'enroulement qui soit relié à la terre (directement ou via une
bobine de mise à la terre dans la zone protégée).
Dans l'exemple de la figure 2-2, le point de mesure supplémentaire Z3 doit être affecté au côté C1. Si donc
l'appareil a été instruit de cette affectation, il est garanti que le courant mesuré sur l'entrée de courant IZ3
sera interprété comme un courant qui traverse le point neutre de l'enroulement haute tension (côté 1).
Dans l'exemple de la figure 2-6, le point de mesure supplémentaire Z3 doit être affecté à l'enroulement autoconnecté. Celui-ci a toutefois 2 côtés avec deux points de mesure triphasés. Z3 est affecté au côté C1.
Comme l'appareil est informé, via l'adresse 105 OBJET PROTEGE = Autotransfo qu'il s'agit d'un autotransformateur, et via l'affectation des côtés 1 et 2, que ceux-ci font partie de l'enroulement auto-connecté,
il est clair, que Z3 fait partie de l'enroulement auto-connecté, et qu'il est donc effectivement affecté aux côtés
C1 et C2. Si vous affectez Z3 au côté C2, vous obtenez le même résultat. Pour un autotransformateur, le
côté de tension auquel est affecté l'enroulement auto-connecté du courant de point neutre importe donc peu
(début de l'enroulement ou prise de réglage quelconque).
• Cas 2 : Dans ce cas, les considérations émises pour le cas 1 sont valables. Pour les générateurs, les
moteurs ou les bobines d'inductance, sélectionnez le côté des bornes correspondant. Dans le cas 2, vous
pouvez aussi utiliser un point de mesure non affecté à l'équipement principal à protéger. Pour l'exemple de
la figure 2-3, vous pouvez utiliser la protection différentielle de terre via la bobine de terre. Le point de
mesure supplémentaire Z4 est ensuite affecté au point de mesure M5. L'appareil est alors informé que les
grandeurs de mesure du point de mesure non affecté M5 (triphasé) doivent être comparés à la grandeur de
mesure du point de mesure supplémentaire Z4 (monophasé).
Dans l'exemple de la figure 2-6, le point de mesure supplémentaire Z3 doit être affecté à l'enroulement autoconnecté. Celui-ci a toutefois 2 côtés avec deux points de mesure triphasés. Z3 est affecté au côté S1.
Comme l'appareil est informé, via l'adresse 105 OBJET PROTEGE = Autotransfo qu'il s'agit d'un autotransformateur, et via l'affectation des côtés 1 et 2, que ceux-ci font partie de l'enroulement auto-connecté,
il est clair, que Z3 fait partie de l'enroulement auto-connecté, et qu'il est donc effectivement affecté aux côtés
C1 et C2. Si vous affectez Z3 au côté C2, vous obtenez le même résultat. Pour un autotransformateur, le
côté de tension auquel est affecté l'enroulement auto-connecté du courant de point neutre importe donc peu
(début de l'enroulement ou prise de réglage quelconque).
• Cas 3 : Là aussi de nouveau, le point de mesure supplémentaire doit être affecté au côté dont le courant de
terre doit être détecté. Vous pouvez aussi utiliser un point de mesure non affecté à l'équipement principal à
protéger. Tenez compte du fait que la protection de terre à maximum de courant obtiendra non seulement
ses grandeurs de mesure à partir du point de mesure supplémentaire ici affecté, mais aussi les informations
relatives au disjoncteur (courant circulant et détection de l'enclenchement manuel) à partir du point de
mesure triphasé correspondant.
Si le courant devant être employé par la protection de terre à maximum de courant ne peut pas être affecté
à un côté ou à un point de mesure triphasé, vous pouvez procéder comme pour les cas 4 et 5.
• Cas 4 et 5 : Dans ces cas, vous réglez pour l'affectation des points de mesure supplémentaires racc/n.
attrib. (raccordé mais non affecté). Le point de mesure supplémentaire n'est ensuite affecté ni à un côté
particulier de l'équipement principal à protéger, ni à un quelconque autre point de mesure triphasé. Ces
fonctions de protection et de mesure ne nécessitent aucune information sur l'affectation à un point de
mesure triphasé car elles traitent à elles seules le courant monophasé correspondant.
• Généralités : Si vous souhaitez utiliser un point de mesure supplémentaire monophasé tant pour une fonction conformément aux cas 3 à 5 que pour un des cas 1 et 2, vous devez bien sûr procéder à l'affectation
pour les cas 1 ou 2.
Si l'appareil possède une entrée de mesure supplémentaire dont vous n'avez pas besoin, laissez le réglage
correspondant sur non connecté (non connecté).
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2.1 Généralités
Parmi les adresses décrites ci-après, seules celles qui sont disponibles sur l'appareil en question apparaîtront.
Tenez compte du fait,
• que pour les relais 7UT613 et 7UT633, seules les entrées supplémentaires IZ1 IZ3 sont disponibles et que
3 côtés ou points de mesure triphasés au maximum peuvent être affectés et
• que pour le relais 7UT635 les entrées supplémentaires IZ1 IZ3 ne peuvent être affectées au point de
mesure M5, puisqu'ici M5 ou IZ1 IZ3 sont disponibles.
Les adresses 251 ENTR. SUPPL IZ1, 252 ENTR. SUPPL IZ2,253 ENTR. SUPPL IZ3 et 254 ENTR.
SUPPL IZ4 déterminent à quel côté de l'objet à protéger ou à quel point de mesure triphasé les entrées de
mesure monophasée IZ1, IZ2, IZ3 ou IZ4 sont affectées. Suivant les explications précédemment décrites,
réglez le côté, le point de mesure ou aucune affectation.
Entrées de mesure supplémentaires monophasées de haute sensibilité
En fonction du modèle, les appareils de la famille 7UT613/63x possèdent 1 ou 2 entrées de mesure supplémentaires qui ont une sensibilité particulièrement élevée étant donné que des courants peuvent être détectés
à l'entrée dès 3 mA. Elles peuvent être utilisées pour la protection monophasée à maximum de courant.
Cette protection monophasée indépendante à maximum de courant convient notamment comme protection de
cuve très sensible ou comme protection différentielle à haute impédance (voir aussi le chapitre 2.7) lorsqu'une
entrée de mesure haute sensibilité est utilisée.
Si vous souhaitez utiliser une telle entrée de mesure du courant de haute sensibilité, vous pouvez en informer
l'appareil aux adresses 255 et 256.
Sur les relais 7UT613 et 7UT633 l'entrée IZ3 peut être utilisée comme sensible. Si vous souhaitez que I Z3
soit une entrée sensible, réglez l'adresse 255 TYPE IZ3 =Entrée sensib. , sinon laissez le réglage TC
1A/5A.
Sur le relais 7UT635, l'entrée IZ3 peut être utilisée comme sensible dans la mesure où elle n'est pas utilisée
pour un 5e point de mesure triphasé, c'est à dire lorsque seulement 4 points de mesure triphasés sont requis.
Si vous souhaitez que IZ3 soit une entrée sensible, réglez l'adresse 255 TYPE IZ3 = Entrée sensib..
L'entrée IZ4 est toujours disponible comme entrée monophasée sur le relais 7UT635 et peut être réglée via
l'adresse 256 TYPE IZ4 comme Entrée sensib. ou TC 1A/5A.
Affectation des entrées de mesure de tension
Les relais 7UT613 et 7UT633 (pas 7UT635) peuvent être équipés d'entrées de mesure de tension. Le jeu d'entrée de tension triphasée et la 4e entrée de tension peuvent chacun être affectés à un côté ou à un point de
mesure ou à la tension de jeux de barres (dans le cas de protection de jeux de barres).
Les mesures de tension peuvent être utilisées avec l'appareil 7UT613/63x pour la protection de surexcitation,
la protection de manque de tension, la protection de surtension, la protection à retour de puissance, la surveillance de puissance aval, la protection fréquencemétrique, ou pour des tâches de mesure comme l'affichage
des tensions ou le calcul et la sortie des puissances et du comptage de l'énergie.
La figure 2-8 illustre les différentes possibilités d'affectation de la tension (qui ne peuvent évidemment pas
toutes survenir en même temps dans la pratique). Il faut donc régler l'adresse 261 TP UL1,2,3 ASS.
• En cas de mesure de la tension avec Ua , les tensions sont mesurées sur le Côté 1 de l'équipement principal à protéger.
• En cas de mesure de la tension avec Ub, les tensions sont mesurées sur le Lieu mesure 2 qui est affecté
au côté 1 de l'équipement principal à protéger.
• En cas de mesure de la tension avec Uc, les tensions sont mesurées sur le Jeu de barres (possible
uniquement avec protection d’un jeu de barres).
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2.1 Généralités
• En cas de mesure de la tension avec Ud, les tensions sont mesurées sur le Lieu mesure 3 qui n'est pas
affecté au côté 1 de l'équipement principal à protéger.
• En cas de mesure de la tension avec Ua, les tensions sont mesurées sur le Côté 2 de l'équipement principal à protéger.
Les exemples illustrent que les côtés, les jeux de barres, les points de mesure affectés voire non affectés
peuvent être sélectionnés. Dans le cas d'une protection d’un jeu de barres, seule la mesure sur le Jeu de
barres est possible.
Dans la pratique, l'affectation de la tension est donc fonction du type de tension que l'appareil va devoir recevoir
et traiter. Les transformateurs doivent bien sûr être installés en sonséquence et raccordés à l'appareil.
Figure 2-8
Exemples d'affectation de la tension
Affectation de la tension
Ua
La tension est mesurée sur le côté C1 de l'équipement principal à protéger (transformateur)
Ub
La tension est mesurée au niveau du point de mesure affecté M2
Uc
La tension est mesurée au niveau d'un jeu de barres
Ud
La tension est mesurée au niveau du point de mesure non affecté M3
Ue
La tension est mesurée sur le côté C2 de l'équipement principal à protéger (transformateur)
Si les transformateurs représentés comme Ua n'existent pas dans l'installation, vous pouvez par ex. utiliser les
tensions sur le Lieu mesure 2 (représenté comme Ub) étant donné qu'au plan électrique, elles sont identiques (à la condition que le disjoncteur soit fermé). L'appareil affecte ensuite automatiquement la tension du
côté 1 et calcule la puissance du côté à partir de cette tension et du courant des côtés de C1, qui corresspond
à la somme des courants des points de mesure M1 et M2.
Si aucune tension n'est raccordée, réglez non connecté.
Si vous utilisez la protection de surexcitation, vous devez sélectionner (et raccorder) une tension qui soit
adaptée à la protection de surexcitation. Sur les transformateurs, il faut que ce soit un côté non régulé, étant
donné que ce sont les seuls à présenter un rapport proportionnel entre le quotient U/f et l'induction du fer B. Si
par ex. à la figure 2-8, l'enroulement sur le côté 1 possède un régulateur de tension, sélectionnez Côté 2.
Pour les fonctions de protection de puissance, il est important que les tensions soient mesurées au point par
lequel les courants circulent, desquels la puissance doit être calculée. Si p. ex. la puissance qui circule dans
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Fonctions
2.1 Généralités
le côté haute tension (côté 1) du transfomateur dans la figure 2-8 est déterminante, l'affectation est établie à
l'adresse 261 TP UL1,2,3 ASS = Côté 1. Les courants circulant aux points de mesure M1 et M2 avec la
tension en Ua sont multipliés pour conserver la puissance.
Pour une protection de retour de puissance pour un générateur, les courants sont habituellement mesurés
dans les raccordements du point neutre, les tensions du côté des bornes (figure 2-9). Il peut s'avérer utile de
ne pas affecter la tension au point de mesure M2 ou au côté C2, mais au point de mesure M1 ou au côté C1.
Les tensions en U avec les courants M1 sont requises pour calculer la puissance. Cela garantit que la mesure
de la puissance active du générateur soit évaluée à partir du réseau comme retour de puissance.
Figure 2-9
Mesure de puissance au générateur
Si vous avez le choix entre l'affectation d'un côté ou d'un point de mesure de l'équipement principal à protéger,
comme dans la figure 2-9 (C1 est ici identique à M1), l'affectation du côté est préférable parce que vous pouvez
régler ultérieurement les puissances directement dans les grandeurs relatives (les plus connues). Etant donné
que les données nominales de l'objet principal sont connues de l'appareil, vous n'avez pas besoin de procéder
à la conversion des grandeurs relatives aux valeurs secondaires.
Les protections de surtension et de manque de tension et la protection fréquencemétrique utilise aussi les tensions raccordées à l'appareil. Choisissez ici le côté ou le point de mesure auquel le jeu de transformateurs de
tension est relié électriquement.
Si vous n'utilisez pas les tensions pour les fonctions de protection, sélectionnez les tensions que vous souhaitez avoir affichées ou transmises en cours d'exploitation comme mesures d'exploitation ou encore à partir desquelles vous voulez que la puissance à afficher soit calculée.
Pour l'entrée de tension monophasée U4, vous pouvez sélectionner un côté ou un point de mesure sous
l'adresse 262 ENTR. MESURE U4 - indépendant de l'affectation des entrées de tension triphasées. La tension
de déplacement, mesurée aux enroulements e-n du jeu de transformateurs, est fréquemment utilisée. Vous
pouvez cependant détecter une autre tension de mesure quelconque via cette entrée de mesure. Dans ce cas,
réglez ENTR. MESURE U4 = racc/n. attrib. (raccordé mais non attribué). Si aucune tension n'est requise
sur l'entrée de tension monophasée, réglez non connecté (non connecté).
En raison des différentes possibilités de raccordement, l'appareil doit encore être informé de l'interprétation
qu'il doit faire de la tension monophasée raccordée. Entrez cette information à l'adresse 263 TYPE MESURE
U4. Si la tension affectée conformément à l'adresse TP Uen eest une tension de déplacement, réglez 262. Il
peut en outre s'agir d'une tension phase-terre (par ex. TT UL1-T) ou d'une tension phase-phase (par ex. TT
UL12). Si la tension raccordée à U4 n'est affectée à aucun côté ou à aucun point de mesure, réglez TP UX.
2.1.4.2 Caractéristiques générales de l'installation
Généralités
L'appareil requiert un certain nombre de données du réseau et du poste pour pouvoir adapter ses fonctions.
Citons entre autres des données nominales du poste et des transformateurs, la polarité et la connexion des
grandeurs de mesure, le cas échéant les caractéristiques des disjoncteurs, etc. En outre, un certain nombre
de paramètres fonctionnels sont affectés à l'ensemble des fonctions et pas à une fonction concrète de protection, de commande ou de surveillance. Ces données du poste 1 ne peuvent être modifiées qu'avec un PC et
DIGSI et sont décrites dans le présent chapitre.
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2.1 Généralités
Fréquence du réseau
La fréquence nominale du réseau peut être définie sous l’adresse 270 FREQUENCE NOM.. Les fréquences nominales 50 Hz, 60 Hz et 16,7 Hz sont disponibles.
Succession des phases
L’adresse 271 SUCCESS. PHASES permet de modifier le réglage par défaut L1 L2 L3 pour un champ tournant droit si votre poste présente un champ tournant gauche L1 L3 L2. La succession de phases n'a pas
d'influence sur le conversion des indices de couplage de la protection différentielle, tant que le même champ
tournant existe sur tous les côtés de l'objet à protéger. Sur une application monophasée, ce réglage est sans
importance et non accessible.
Figure 2-10
Succession des phases
Unité de température
Les températures qui sont traitées via le Thermobox peuvent être affichées en Degré Celsius ou
Deg.Fahrenheit. Cela vaut en particulier aussi pour la valeur de la température du point chaud si vous utilisez une protection de surcharge avec calcul de température du point chaud. Réglez l'unité de température
souhaitée sous l'adresse 276 Unité temp.. La modification de l'unité de température ne convertit pas automatiquement les valeurs de réglage dépendant de cette unité. Celles-ci doivent être saisies de nouveau sous
les adresses valides correspondantes.
Données d’objet pour des transformateurs
Les données de transformateur sont requises lorsque l'appareil est utilisé comme protection différentielle pour
transformateurs, c'est à dire si, quand la configuration des fonctions de protection est réglée sous l'adresse
105 OBJET PROTEGE = Transfo triph. ou Transfo mono. ou Noeud autotfo. Dans les autres cas,
ces réglages ne sont pas accessibles.
Lors de la définition des côtés, respectez les définitions que vous avez choisies pour la topologie de l'équipement principal à protéger (définition de la topologie). Le côté 1 est toujours l'enroulement de référence, il
possède donc la position de phase de courant 0 et aucun indice de couplage. En général, c'est l'enroulement
haute tension du transformateur.
Les données d’objet concernent les indications pour chacun des côtés de l'équipement à protéger tels qu'ils
ont été définis lors de la définition de la topologie. Les caractéristiques de côtés non affectés ne sont pas demandées. Ces données ne sont demandées qu'ultérieurement (section „Données d'objet pour autres équipements à protéger“).
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2.1 Généralités
Pour le côté 1, l'appareil a besoin des indications suivantes :
• La tension nominale primaire UN en kV (phase-phase) à l’adresse 311 UN ENROUL. C1.
• La puissance apparente nominale à l'adresse 312 SN ENROUL. C1. Tenez compte du fait que, sur les
transformateurs pourvus de plus de 2 enroulements, les enroulements peuvent avoir des puissances apparentes nominales différentes. La puissance est ici uniquement déterminante pour l'enroulement affecté
au côté 1. La puissance doit toujours être introduite en grandeur primaire, même si l’appareil est généralement configuré en grandeurs secondaires. C'est à partir de cette puissance que l'appareil calculera le
courant nominal primaire de ce côté, courant qui servira de base aux valeurs mesurées obtenues pour ce
côté.
• Le régime du point neutre à l'adresse 313 POINT NEUTRE C1: mis à la terre ou isolé. Sélectionnez
mis à la terre si le point neutre est mis à la terre par une limitation du courant de terre (à faible impédance) ou une bobine Petersen (à haute impédance). Le point neutre est également considéré comme mis
à la terre lorsque, dans la zone protégée, une bobine de mise à la terre ou un conducteur de terre de
surtension se trouve entre le point neutre et la terre.
• Le mode de couplage à l’adresse 314 MODE COUPL. C1. Lorsque le côté haute tension est le côté 1, ceci
correspond à la majuscule du couplage du transformateur (Y ou D). Sur les autotransformateurs et les transformateurs monophasés, seul Y est autorisé..
Si un enroulement est régulé il faut utiliser comme UN du côté de la tension correspondant au courant moyen
de la plage de régulation et non la tension nominale effective.
Umax, Umin étant les limites de la plage de réglage.
Exemple de calcul :
Transformateur
YNd5
35 MVA
110 kV/20 kV
côté en étoile (Y) régulé, ±20 %
Pour l'enroulement régulé (110 kV), il en résulte :
tension maximale
Umax = 132 kV
tension minimale
Umin = 88 kV
Tension à régler (adresse 311)
Pour le côté 2 les considérations concernant la tension nominale primaire UN ENROUL. C2 (adresse 321) et
le régime du point neutre POINT NEUTRE C2 (adresse 323) sont les mêmes que celles concernant l'enroulement du côté 1. Respectez rigoureusement l'affectation du côté conformément à la dénitition faite lors de la
topologie.
La puissance apparente nominale à l'adresse 322 SN ENROUL. C2 est celle de l'enroulement auquel le côté
2 est affecté. Sur les transformateurs présentant plus de 2 enroulements, les enroulements peuvent être de
modèles destinés à des puissances différentes. La puissance doit toujours être saisie sous forme de valeur
primaire même si l'appareil est habituellement paramétré en valeurs secondaires. C'est à partir de cette puissance que l'appareil calcule le courant nominal primaire du côté.
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2.1 Généralités
Le mode de couplage MODE COUPL. C2 (adresse 324) et le chiffre de l’indice de couplage IND COUPLAGE
C2 (adresse 325) doivent correspondre aux données de transformateur de l'enroulement du côté 2. Le chiffre
de l’indice de couplage indique le déphasage des courants de cet enroulement par rapport à l'enroulement de
référence (côté 1). Selon CEI, le déphasage doit être un multiple de 30°. Si l'enroulement haute tension est le
côté de référence, c'est-à-dire le côté 1, vous pouvez directement prendre les données dans l’indice de couplage, p. ex. MODE COUPL. C2 = D et IND COUPLAGE C2 = 5 pour l'indice de couplage Yd5. L'indice de
couplage peut être choisi entre 0 et 11 dans la mesure du possible (p. ex. chiffres pairs seulement pour Yy, Dd
et Dz, chiffres impairs seulement pour Yd, Yz et Dy). Sur les enroulements auto-connectés des autotransformateurs et les transformateurs monophasés, seul Y 0 est autorisé.
Si un autre enroulement que l'enroulement haute tension est retenu comme enroulement de référence, il ne
faut pas oublier de modifier le chiffre de l’indice de couplage : Ainsi, Yd5 devient Dy7 vu du côté du triangle.
Figure 2-11
Inversion de l’indice de couplage avec un enroulement basse tension comme côté de référence
- Exemple
Il en va de même lorsque le transformateur présente plus de 2 enroulements ou de 2 côtés affectés (enroulement 4 et 5 uniquement pour le relais 7UT635). Si, dans les groupe d'autotransformateurs, l'extrémité orientée
vers le raccordement à la terre a été défini comme côté afin de réaliser une protection de la comparaison des
courants sur chacun des enroulements (voir aussi la figure 2-7 et les explications correspondantes sous„Groupe d'autotransformateurs“), ces réglages n'ont aucune raison d'être pour ce côté ; c'est pourquoi ils ne sont
pas disponibles. Si le côté S3 ou S4 d'un autotransformateur est un enroulement de compensation, le type de
couplage supposé est toujours „D“ et seuls des indices de couplage impairs peuvent être sélectionnés pour
ces côtés.
Pour l'enroulement affecté au côté 3 :
• adresse 331 UN ENROUL. C3 la tension nominale, convertie en cas de régulation,
• adresse 332 SN ENROUL. C3 la puissance apparente nominale de l'enroulement,
• adresse 333 POINT NEUTRE C3 le régime du point neutre,
• adresse 334 MODE COUPL. C3 le mode de couplage,
• adresse 335 IND COUPLAGE C3 le chiffre de l’indice de couplage.
Pour l'enroulement affecté au côté 4 :
• adresse 341 UN ENROUL. C4 la tension nominale, convertie en cas de régulation,
• adresse 342 SN ENROUL. C4 la puissance apparente nominale de l'enroulement,
• adresse 343 POINT NEUTRE C4 le régime du point neutre,
• adresse 344 MODE COUPL. C4 le mode de couplage,
• adresse 345 IND COUPLAGE C4 le chiffre de l’indice de couplage.
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2.1 Généralités
Pour l'enroulement affecté au côté 5 :
• adresse 351 UN ENROUL. C5 la tension nominale, convertie en cas de régulation,
• adresse 352 SN ENROUL. C5 la puissance apparente nominale de l'enroulement,
• adresse 353 POINT NEUTRE C5 le régime du point neutre,
• adresse 354 MODE COUPL. C5 le mode de couplage,
• adresse 355 IND COUPLAGE C5 le chiffre de l’indice de couplage.
À partir des données nominales du transformateur à protéger et de ses enroulements, l'appareil calcule aussi
automatiquement les formules d'adaptation de courant requises pour les courants nominaux des enroulements. Les courants sont convertis afin que la sensibilité de la protection se rapporte constamment à la puissance nominale du transformateur. La puissance apparente nominale du plus puissant enroulement sert de
puissance apparente nominale du tranformateur en cas d'installation différente des enroulements. En général,
il n'est pas nécessaire de recourir à des circuits d'adaptation de l’indice de couplage ni à des conversions pour
les courants nominaux.
Données d’objet pour générateurs, moteurs et bobines d’inductance
Si un relais 7UT613/63x est utilisée comme protection de générateur ou de moteur, il convient de choisir OBJET
PROTEGE = Générat./Moteur lors de la configuration des fonctions de protection (voir volume fonctionnel,
adresse 105). Ce réglage vaut aussi pour les réactances additionnelles et les bobines d’inductance si un jeu
de transformateurs de courant complet est installé des deux côtés. Dans les autres cas, ces réglages ne sont
pas accessibles.
La tension nominale primaire (composée) de la machine est définie à l’adresse 361 UN GEN/MOTEUR.
La puissance apparente nominale primaire est réglée à l’adresse 362 SN GEN/MOTEUR. La puissance doit
toujours être introduite en grandeur primaire, même si l’appareil est généralement configuré en grandeurs secondaires. À partir de cette puissance et de la tension nominale, l'appareil détermine lui-même le courant
nominal primaire de l'équipement à protéger et de ses côtés. C'est la base de toutes les valeurs relatives.
Données d’objet pour mini-jeux de barres ou lignes courtes (triphasées)
Ces données sont requises si l'appareil est utilisé comme protection différentielle triphasée de mini-jeux de
barres, ou de lignes courtes. Lors de la configuration des fonctions de protection (voir volume fonctionnel,
adresse 105) , il faut définir OBJET PROTEGE = JdB 3Ph.. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas
accessibles.
La tension nominale primaire (composée) 370 UN J. DE BARRES est nécessaire lorsque des fonctions de
protection asservies à la tension sont configurées (par ex. protection de surexcitation, la protection voltmétrique, la protection fréquencemétrique, les fonctions de protection de puissance). Elle a aussi son importance
pour le calcul des mesures d'exploitation.
Les travées d'un jeu de barres peuvent être conçues pour des courants nominaux différents. Une travée de
ligne aérienne pour de hautes intensités peut par exemple être conçue comme sortie de câble ou sortie de
transformateur. Pour chaque côté travée, vous pouvez donner un courant nominal primaire du côté auquel font
référence toutes les valeurs obtenues pour ce côté. Ces courants nominaux ne sont pas nécessairement identiques aux courants nominaux des transformateurs correspondants. Ces derniers ne sont réglés qu'ultérieurement, avec les données du transformateur de courant. La figure 2-12 présente un exemple pour un jeu de
barres avec 3 travées.
Pour le jeu de barres à proprement parler en tant qu'équipement principal à protéger, vous pouvez aussi définir
un courant nominal de l'équipement à protéger. Les courants de tous les points de mesure affectés à l'équipement principal à protéger sont convertis dans l'appareil de sorte que les réglage de la protection fassent toujours référence au courant nominal de l'équipement à protéger, à savoir ici au jeu de barres. Si un courant
nominal est défini pour le jeu de barres, réglez-le à l'adresse 371 IN EXPLOIT. JDB. Si aucun courant
nominal n'a été défini pour le jeu de barres, il est approprié de sélectionner comme courant nominal de jeu de
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2.1 Généralités
barres le courant nominal de travée le plus élevé. A la figure 2-12 le courant nominal de l'équipement à protéger
(jeu de barres) serait alors 1000 A.
Figure 2-12
Courants nominaux des côtés sur un jeu de barres à 3 travées
(réglage adresse 105 OBJET PROTEGE = JdB 3Ph.)
Les autres données d’objet concernent uniquement les indications pour chacun des côtés de l'équipement à
protéger tels qu'ils ont été définis lors de la définition de la topologie. Les caractéristiques de côtés non affectés
ne sont pas demandées. Ces données ne sont demandées qu'ultérieurement (section „Données d'objet pour
autres équipements à protéger“).
Procédez donc au réglage du courant nominal primaire du côté 1 à l'adresse 372 IN-EXPL PRIM C1. Comme
cela a été indiqué ci-dessus, sur les jeux de barres, côtés et points de mesure sont synonymes de travées.
Il en va de même pour les autres côtés :
• adresse 373 IN-EXPL PRIM C2 pour côté (travée) 2
• adresse 374 IN-EXPL PRIM C3 pour côté (travée) 3
• adresse 375 IN-EXPL PRIM C4 pour côté (travée) 4
• adresse 376 IN-EXPL PRIM C5 pour côté (travée) 5.
Sur les relais 7UT613 et 7UT633, les adresses 375 et 376 sont supprimées car ces modèles n'autorisent que
3 côtés.
Données d'objet pour jeux de barres, raccordement monophasé comportant jusqu'à 9 ou 12 travées
Ces données du jeu de barres sont requises si l'appareil est utilisé comme protection différentielle monophasée
du jeu de barres. Lors de la configuration des fonctions de protection (voir volume fonctionnel, adresse 105) ,
il faut définir OBJET PROTEGE = JdB 1Ph.. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas accessibles. Sur
les relais 7UT613 et 7UT633, jusqu'à 9 travées sont possibles, sur le relais 7UT635 ce sont jusqu'à 12 travées.
La tension nominale primaire (composée) 370 UN J. DE BARRES est utilisée pour l'affichage de mesures
d'exploitation, elle n'influence pas les fonctions de protection proprement dites.
Les travées d'un jeu de barres peuvent être conçues pour des courants nominaux différents. Une travée de
ligne aérienne pour de hautes intensités peut par exemple être conçue comme sortie de câble ou sortie de
transformateur. Pour chaque travée, vous pouvez définir un courant nominal auquel font référence toutes les
valeurs obtenues pour cette travée. Ces courants nominaux ne sont pas nécessairement identiques aux courants nominaux des transformateurs correspondants. Ces derniers ne sont réglés qu'ultérieurement, avec les
données du transformateur de courant. La figure 2-12 présente un exemple pour un jeu de barres avec 3 travées.
Pour le jeu de barres à proprement parler en tant qu'équipement principal à protéger, vous pouvez aussi définir
un courant nominal de l'équipement à protéger. 4 Les courants de tous les points de mesure affectés à l'équipement principal à protéger sont convertis dans l'appareil de sorte que les réglage de la protection fassent tou-
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2.1 Généralités
jours référence au courant nominal de l'équipement à protéger, à savoir ici au jeu de barres. Si un courant
nominal est défini pour le jeu de barres, réglez-le à l'adresse 371 IN EXPLOIT. JDB. Si aucun courant
nominal n'a été défini pour le jeu de barres, il est approprié de sélectionner comme courant nominal de jeu de
barres le courant nominal de travée le plus élevé. A la figure 2-12 le courant nominal de l’équipement à protéger
(jeu de barres) serait alors 1000 A.
Procédez au réglage du courant nominal primaire de la travée 1 à l'adresse 381 IN-EXPL PRIM 1.
Il en va de même pour les autres travées :
• adresse 382 IN-EXPL PRIM 2 pour travée 2,
• adresse 383 IN-EXPL PRIM 3 pour travée 3,
• adresse 384 IN-EXPL PRIM 4 pour travée 4,
• adresse 385 IN-EXPL PRIM 5 pour travée 5,
• adresse 386 IN-EXPL PRIM 6 pour travée 6,
• adresse 387 IN-EXPL PRIM 7 pour travée 7,
• adresse 388 IN-EXPL PRIM 8 pour travée 8,
• adresse 389 IN-EXPL PRIM 9 pour travée 9,
• adresse 390 IN-EXPL PRIM 10 pour travée 10,
• adresse 391 IN-EXPL PRIM 11 pour travée 11,
• adresse 392 IN-EXPL PRIM 12 pour travée 12,
Sur les relais 7UT613 et 7UT633, les adresses 390 392 supprimées car ces modèles n'autorisent que 9 travées.
Si un appareil 7UT613/63x est utilisé par phase, les mêmes courants et tensions sont réglés pour les trois appareils pour chaque travée. Il faut néanmoins indiquer à chaque appareil la phase à laquelle il est affecté en
vue de faciliter l'identification des phases pour les signalisations de défaut et les valeurs de mesure. Pour ce
faire, réglez l'adresse 396 CHOIX PHASE.
Données d’objet pour autres équipements à protéger
Les données d’objet traitées jusqu'à mainenant concernaient l'équipement à protéger dont vous avez affecté
les côtés et les points de mesure conformément au chapitre 2.1.4.1. Si vous avez défini d'autres éléments à
protéger dans votre topologie, il reste encore un certain nombre de points de mesure non affectés. Le système
demande maintenant les grandeurs nominales de ceux-ci.
Les considérations relatives au courant nominal et à la la tension nominale sont les même que celles valables
pour l'équipement principal à protéger. Parmi les adresses suivantes, n'apparaîtront que celles qui se réfèrent
à des points de mesure non-affectés, conformément à la topologie. Etant donné qu'un équipement principal à
protéger doit toujours avoir au moins 2 points de mesure (tout nombre inférieur rendrait une protection différentielle impossible), M1 et M2 ne peuvent jamais apparaître ici.
L'adresse 403 IN-EXP PRIM LM3 interroge quant au courant nominal primaire d’exploitation sur le point de
mesure M3 si celui-ci n'est pas affecté à l'équipement principal à protéger.
L'adresse 404 IN-EXP PRIM LM4 interroge quant au courant nominal primaire d’exploitation sur le point de
mesure M4 si celui-ci n'est pas affecté à l'équipement principal à protéger.
L'adresse 405 IN-EXP PRIM LM5 interroge quant au courant nominal primaire d’exploitation sur le point de
mesure M5 si celui-ci n'est pas affecté à l'équipement principal à protéger.
Sur les relais 7UT613 et 7UT633, les adresses 404 et 405 sont supprimées car ces modèles n'autorisent que
3 points de mesure.
Sur les relais 7UT613 et 7UT633, les tensions ne sont possibles qu'avec des entrées de mesure de tension.
Dans la mesure où elles concernent l'équipement principal à protéger, les tensions nominales triphasées ont
déjà été réglées. Si vous avez toutefois prévu la mesure de tension sur un point de mesure non affecté à l'équipement principal à protéger, par ex. à l'adresse 261 TP UL1,2,3 ASS, si vous avez sélectionné un Lieu
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2.1 Généralités
mesure 3 non affecté, indiquez la tension nominale primaire pour ce point de mesure à l'adresse 408 UNEXPL. LM3 afin d'assurer une transmission et un affichage corrects des mesures d'exploitation (tensions,
puissances). Il en va de même pour l'adresse 409 UN-EXPL PRIM U4.
Données des transformateurs de courant pour points de mesure triphasés
Les courants nominaux primaires d’exploitation ressortent clairement des données d'objet pour l’équipement
protégé et ses côtés. Toutefois, les jeux de transformateurs de courant placés sur les points de mesure s'écartent en général de ces valeurs et peuvent même être différents sur un côté. En outre, le respect de la polarité
des courants est essentielle pour garantir un fonctionnement correct de la protection différentielle de la protection différentielle de terre, des fonctions de protection de puissance et pour l'affichage correct des mesures
d'exploitation (puissance, etc.).
L'appareil doit dès lors être informé des données des transformateurs de courant. Dans le cas de points de
mesure triphasés, ceci s'effectue en indiquant les courants nominaux des jeux de transformateurs de courant
et la position du point neutre au secondaire.
Introduisez le courant nominal primaire du jeu de transformateurs de courant au point de mesure 1 à l’adresse
512 IN-PRI TC LM1, et le courant nominal secondaire à l’adresse 513 IN-SEC TC LM1. Veillez à respecter
l'affectation correcte des points de mesure (voir le chapitre 2.1.4.1 sous „Affectation des points de mesure triphasés“). Assurez-vous que les courants secondaires des transformateurs de courant correspondent aux courants nominaux réglés sur l'appareil pour ces entrées de mesure. Sinon, l'appareil calcule non seulement des
données primaires erronées, mais peut aussi provoquer un dysfonctionnement de la protection différentielle.
La polarité des courants est déterminée par l'indication de la position du point neutre des jeux de transformateurs de courant. Pour le point de mesure 1, déterminez à l’adresse 511 PN TC -> OB LM1 si le point neutre
doit être orienté côté équipement (Oui) ou non (Non). La figure 2-13 donne des exemples de ce réglage.
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2.1 Généralités
Figure 2-13
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Exemple de position des points neutres des transformateurs de courant sur un point de mesure
triphasé
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2.1 Généralités
Il en va de même pour les autres points de mesure (affectés ou non). Au nombre des adresses suivantes, ne
figurent que celles qui sont disponibles sur l'appareil :
Point de mesure 2
• adresse 521 PN TC -> OB LM2 point neutre du transformateur de courant pour le point de mesure M2,
• adresse 522 IN-PRI TC LM2 courant nominal primaire transformateur de courant pour le point de mesure
M2,
• adresse 523 IN-SEC TC LM2 courant nominal secondaire transformateur de courant pour le point de
mesure M2.
Point de mesure 3
• adresse 531 PN TC -> OB LM3 point neutre du transformateur de courant pour le point de mesure M3,
• adresse 532 IN-PRI TC LM3 courant nominal primaire transformateur de courant pour le point de mesure
M3,
• adresse 533 IN-SEC TC LM3 courant nominal secondaire transformateur de courant pour le point de
mesure M3.
Point de mesure 4
• adresse 541 PN TC -> OB LM4 point neutre du transformateur de courant pour le point de mesure M4,
• adresse 542 IN-PRI TC LM4 courant nominal primaire transformateur de courant pour le point de mesure
M4,
• adresse 543 IN-SEC TC LM4 courant nominal secondaire transformateur de courant pour le point de
mesure M4.
Point de mesure 5
• adresse 551 PN TC -> OB LM5 point neutre du transformateur de courant pour le point de mesure M5,
• adresse 552 IN-PRI TC LM5 courant nominal primaire transformateur de courant pour le point de mesure
M5,
• adresse 553 IN-SEC TC LM5 courant nominal secondaire transformateur de courant pour le point de
mesure M5.
La connexion du transformateur de courant présente une particularité si elle est utilisée comme protection différentielle transversale pour des générateurs ou des moteurs. Dans ce cas, tous les courants rentrent dans
l'élément à protéger en exploitation normale, soit dans le sens inverse des autres applications. Par conséquent,
une polarité „erronée“ être définie pour un jeu de transformateurs de courant. Les phases partielles des enroulements de la machine correspondent ici aux „côtés“.
Voir la figure 2-14 pour un exemple. Bien que, sur les deux jeux de transformateurs de courant, les points
neutres soient orientés vers l'équipement à protéger, le réglage opposé est choisi ici pour le point de mesure
2 : PN TC -> OB LM2 = Non.
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2.1 Généralités
Figure 2-14
Points neutres du transformateur de courant en cas de protection différentielle transversale –
Exemple
Données des transformateurs de courant pour protection d’un jeu de barres monophasée
Les courants nominaux d’exploitation ont été défini pour chaque travée sous „Données d'objet pour jeux de
barres, raccordement monophasé comportant jusqu'à 6, 9 voire 12 travées“. Tous les courants de travée se
réfèrent à ces courants. Etant donné que les courants nominaux d’exploitation des transformateurs de courant
peuvent être variables, l'appareil doit aussi connaître les courants nominaux primaires d’exploitation des transformateurs. A la figure 2-15 les courants nominaux des transformateurs sont de 1000 A (travée 1) et de 500 A
(travées 2 et 3).
Si vous avez déjà adapté les courants nominaux par des moyens externes (p. ex. des transformateurs d'adaptation), indiquez de façon cohérente le courant nominal auquel les transformateurs d'adaptation externes ont
été calculés (en général le courant nominal d'exploitation de l’équipement à protéger). Procédez de même si
vous avez utilisé un transformateur de mixage externe.
Pour chaque travée, introduisez le courant nominal primaire du transformateur de courant. Il n'est possible de
consulter que les données correspondant au nombre de travées introduit lors de la configuration selon le chapitre 2.1.4 sous „Indications globales pour protection d’un jeu de barres monophasée“ (adresse 216 NBRE
BRANCHES).
Pour les courants nominaux secondaires, assurez-vous que les courants nominaux secondaires des transformateurs de courant coïncident avec le courant nominal de l'entrée de courant correspondante de l'appareil.
Une adaptation des courants nominaux secondaires de l'appareil est possible. Si vous avez utilisé des transformateurs de mixage externes, leur courant nominal secondaire est normalement égal à 100 mA. Pour les
courants nominaux secondaires, on règle donc uniformément une valeur de 0,1 A pour toutes les travées.
La polarité des transformateurs de courant est déterminée par l'indication de la position du point neutre des
jeux de transformateurs de courant. Pour chaque travée, déterminez si le point neutre est orienté vers le jeu
de barres ou non. La figure 2-15 présente un exemple de 3 travées dans lequel le point neutre est orienté vers
le jeu de barres pour les travées 1 et 3 et non pour la travée 2.
Pour un raccordement via un transformateur de mixage, les indications de polarité partent du principe que les
transformateurs de mixage ont été raccordés uniformément et avec une polarité correcte.
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2.1 Généralités
Figure 2-15
Position des points neutres des transformateurs de courant – Exemples pour la phase L1 d’un jeu de barres
à 3 travées
Les paramètres relatifs aux travées individuelles sont :
Travée 1
• adresse 561 PN TC (I1)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 1,
• adresse 562 IN-PRI TC I1 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 1,
• adresse 563 IN-SEC TC I1 = courant nominal secondaire pour la travée 1.
Travée 2
• adresse 571 PN TC (I2)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 2,
• adresse 572 IN-PRI TC I2 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 2,
• adresse 573 IN-SEC TC I2 = courant nominal secondaire pour la travée 2.
Travée 3
• adresse 581 PN TC (I3)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 3,
• adresse 582 IN-PRI TC I3 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 3,
• adresse 583 IN-SEC TC I3 = courant nominal secondaire pour la travée 3.
Travée 4
• adresse 591 PN TC (I4)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 4,
• adresse 592 IN-PRI TC I4 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 4,
• adresse 593 IN-SEC TC I4 = courant nominal secondaire pour la travée 4.
Travée 5
• adresse 601 PN TC (I5)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 5,
• adresse 602 IN-PRI TC I5 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 5,
• adresse 603 IN-SEC TC I5 = courant nominal secondaire pour la travée 5.
Travée 6
• adresse 611 PN TC (I6)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 6,
• adresse 612 IN-PRI TC I6 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 6,
• adresse 613 IN-SEC TC I6 = courant nominal secondaire pour la travée 6.
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2.1 Généralités
Travée 7
• adresse 621 PN TC (I7)->JdB = point neutre du transformateur diection jeu de barres pour la travée 7,
• adresse 622 IN-PRI TC I7 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 7,
• adresse 623 IN-SEC TC I7 = courant nominal secondaire pour la travée 7.
Travée 8
• adresse 631 PN TC (I8)->JdB = point neutre du transformateur diection jeu de barres pour la travée 8,
• adresse 632 IN-PRI TC I8 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 8,
• adresse 633 IN-SEC TC I8 = courant nominal secondaire pour la travée 8.
Travée 9
• adresse 641 PN TC (I9)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 9,
• adresse 642 IN-PRI TC I9 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 9,
• adresse 643 IN-SEC TC I9 = courant nominal secondaire pour la travée 9.
Les autres réglages ne sont possibles que pour le relais 7UT635 :
Travée 10
• adresse 651 PN TC(I10)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 10,
• adresse 652 IN-PRI TC I10 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 10,
• adresse 653 IN-SEC TC I10 = courant nominal secondaire pour la travée 10.
Travée 11
• adresse 661 PN TC(I11)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 11,
• adresse 662 IN-PRI TC I11 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 11,
• adresse 663 IN-SEC TC I11 = courant nominal secondaire pour la travée 11.
Travée 12
• adresse 671 PN TC(I12)->JdB = point neutre du transformateur direction jeu de barres pour la travée 12,
• adresse 672 IN-PRI TC I12 = courant nominal primaire du transformateur de courant pour la travée 12,
• adresse 673 IN-SEC TC I12 = courant nominal secondaire pour la travée 12.
Données des transformateurs de courant pour entrées supplémentaires monophasées
Le nombre des entrées supplémentaires de courant monophasé dépend du modèle d'appareil. De telles
entrées sont utilisées pour détecter le courant neutre d'un enroulement relié à la terre d'un transformateur,
d'une bobine d'inductance ou d'une bobine de mise à la terre, d'un générateur sans moteur ou pour tout autre
tâche de protection et de mesure monophasée. Vous avez déjà procéde à l'affectation aux équipements à protéger au paragraphe 2.1.4.1 à la section „Affectation des entrées de mesure monophasées supplémentaires“,
l'affectation aux fonctions de protection se fait à la section „Affectation des fonctions de protection aux points
de mesure/côtés“. Ces réglages concernent uniquement les données des transformateurs de courant, indépendamment du fait qu'ils soient affectés à l'équipement principal à protéger ou non.
Ici aussi, l'appareil requiert les indications relatives à la polarité et aux courants nominaux des transformateurs
de courant raccordés monophasés. Pour les réglages suivants, n'apparaissent que les adresses qui sont disponibles sur le modèle en question et qui sont raccordés conformément à la topologie réglée.
Pour chaque entrée supplémentaire connectée, introduisez le courant nominal primaire du transformateur de
courant. Veillez à respecter l'affectation précédemment effectuée des points de mesure (voir le chapitre 2.1.4.1
sous „Affectation des points de mesure supplémentaires monophasés“).
Pour les courants nominaux secondaires, il existe des différences selon que l'entrée de mesure est „normale“
ou „sensible“.
Sur une entrée de mesure „normale“, définissez le courant nominal secondaire du transformateur de courant
comme pour les entrées de mesure triphasées. Assurez-vous que le courant nominal secondaire des transfor-
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2.1 Généralités
mateurs de courant coïncide avec le courant nominal de l'entrée de courant correspondante de l'appareil. Une
adaptation des courants nominaux secondaires de l'appareil est possible.
Dans le cas d'une entrée de mesure „sensible“, un courant nominal secondaire n'est pas défini. Le facteur de
conversion INprim/INsec du transformateur de courant connecté est réglé afin de pouvoir aussi indiquer des
valeurs primaires pour de telles entrées de mesure (p. ex. pour un réglage en courants primaires, pour une
sortie de valeurs de mesure primaire).
La polarité du courant est importante pour assurer un fonctionnement correct de la protection différentielle et
de la protection différentielle de terre. Si seule la valeur du courant correspondant est intéressante (comme
c'est le cas pour la la protection à maximum de courant de terre ou la protection à maximum de courant monophasée), la polarité est sans importance. Même si vous avez sélectionné une entrée de courant monophasée sensible, le réglage de la polarité est supprimé étant donné qu'il ne traite que la valeur du courant.
Pour la polarité, indiquez sur quelle borne de l'appareil l'extrémité de chaque transformateur de courant est
raccordé, extrémité affectée du côté primaire à la prise de terre du point neutre d'enroulement concerné (par
conséquent, pas au point neutre de l'enroulement proprement dit) . La mise à la terre secondaire du transformateur n'a aucune espèce d'influence. La figure 2-16 montre les alternatives possibles dans l’exemple d’un
enroulement de transformateur pour le courant supplémentaire raccordé à la terre IZ1.
Figure 2-16
Contrôle de polarité pour l'entrée supplémentaire monophasée IZ1
Pour le nombre maximal de quatre entrées de courant monophasées (en fonction du modèle d'appareil), les
réglages suivants sont valables :
Pour l'entrée de mesure supplémentaire Z1
• adresse 711 RAC. TERRE IZ1 avec les options borne Q7 ou borne Q8,
• adresse 712 IN-PRI TC IZ1 = courant nominal primaire du transformateur de courant,
• adresse 713 IN-SEC TC IZ1 = courant nominal secondaire du transformateur de courant.
Pour l'entrée de mesure supplémentaire Z2
• adresse 721 RAC. TERRE IZ2 avec les options Borne N7 ou Borne N8,
• adresse 722 IN-PRI TC IZ2 = courant nominal primaire du transformateur de courant,
• adresse 723 IN-SEC TC IZ2 = courant nominal secondaire du transformateur de courant.
Pour l'entrée de mesure supplémentaire Z3
• adresse 731 RAC. TERRE IZ3 avec les options Borne R7 ou Borne R8 (supprimé si l'entrée est sensible),
• adresse 732 IN-PRI TC IZ3 = courant nominal primaire du transformateur de courant,
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Fonctions
2.1 Généralités
• adresse 733 IN-SEC TC IZ3 = courant nominal secondaire du transformateur de courant (supprimé si
l'entrée est sensible),
• adresse 734 FACTEUR TC IZ3 = rapport de transformation du transformateur de courant (uniquement si
l'entrée est sensible).
Pour l'entrée de mesure supplémentaire Z4
• adresse 741 RAC. TERRE IZ4 avec les options Borne P7 ou Borne P8 (supprimé si l'entrée est sensible),
• adresse 742 IN-PRI TC IZ4 = courant nominal primaire du transformateur de courant,
• adresse 743 IN-SEC TC IZ4 = courant nominal secondaire du transformateur de courant (supprimé si
l'entrée est sensible),
• adresse 744 FACTEUR TC IZ4 = rapport de transformation du transformateur de courant (uniquement si
l'entrée est sensible).
Remarque
Pour les appareils logés dans le boîtier pour montage en saillie, appliquez les désignations de bornes du
tableau 2-4.
Tableau 2-4
Désignations de bornes pour montage en saillie
Boîtier encastrable
correspond aux bornes du boîtier en saillie
7UT613
7UT633
7UT635
Borne Q7
22
47
47
Borne Q8
47
97
97
Borne N7
11
36
36
Borne N8
36
86
86
Borne R7
18
43
43
Borne R8
43
93
93
Borne P7
–
–
32
Borne P8
–
–
82
Entrée de
courant monophasée
IZ1
IZ2
IZ3
IZ4
Données du transformateur de tension
Les données du transformateur de tension sont pertinentes dans la mesure où l'appareil dispose d'entrées de
tension de mesure et où elles ont été affectées.
Pour l'entrée de tension triphasée, définissez la tension nominale primaire des transformateurs de tension
(composée) à l'adresse 801 UN-PRI UL1,2,3 et la secondaire à l'adresse 802 UN-SEC UL1,2,3.
Il est indispensable, lorsque la protection à retour de puissance est utilisée avec une très haute précision de la
puissance active, de corriger les erreurs angulaires des transformateurs de courant/tension, puisqu'il résulte
une petite puissance active venant d'une grande puissance apparente (pour les cos ϕ petits). Dans les autres
cas, la conformité élevé des grandeurs de mesure n'est en général pas nécessaire. Les erreurs angulaires sont
corrigées dans les chemins de tension pour les relais 7UT613/63x. Cela élimine la problématique concernant
le jeu de transformateurs auquel s'applique la correction et évite l'influence de cette correction sur les courants
pour la protection différentielle et toutes les fonctions de courant. De l'autre côté, toutes les fonctions de puissance sont corrigées. Pour les fonctions de tension pures (protection de surexcitation, protection à minimum
de tension, protection à maximum de tension, protection fréquencemétrique), la correction d'angle ne joue
aucun rôle, puisque la position exacte de phase des tensions ne joue pas. Réglez la différence d'angle résultante des transformateurs de courant et de tension décisifs pour la protection à retour de puissance à l'adresse
803 CORR ANGL U. Pour les machines électriques, la mesure de la grandeur de correction pour la mise en
service primaire est possible avec la machine.
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Fonctions
2.1 Généralités
Pour l'entrée de tension monophasée, définissez la tension nominale primaire du transformateur de tension
monophasé raccordé à l'adresse 811 UN-PRI TT U4 et la secondaire à l'adresse 812 UN-SEC TT U4. Les
adresses 811 et 812 doivent être réglées uniquement si le jeu de transformateurs U4 a une autre référence
que le TP UL1,2,3 ASS.
Si l'entrée monophasée de tension du transformateur U4 est un transformateur Utn et qu'il est affecté comme
le jeu principal de transformateurs, vous pouvez régler à l'adresse 816 Uph/Udelta TP un rapport de conversion éventuellement différent du transformateur de tension monophasé par rapport à celui du jeu de transformateurs de tension triphasés. Si p. ex. l'entrée de tension monophasée est raccordée à l'enroulement en
triangle ouvert t-n du jeu de transformateurs de tension, la conversion de tension des transformateurs est normalement :
Le facteur Uph/Utn (tension secondaire) correspond à 3/√3 = √3 ≈ 1,73. Pour d'autres rapports de transformation, p.ex dans le cas de la mesure de la tension de décalage par transformateurs intermédiaires, ce facteur
doit être corrigé en conséquence. Ce facteur est important pour la surveillance des grandeurs de mesure et
l'échelonnement des valeurs de mesure et de défaut.
Si le jeu de transformateurs U4 est un transformateur Utn, il faut régler l'adresse 817 FAC Uph(U4)/Utn.
817 FAC Uph(U4)/Utn (0.10-9.99 ; ohne 0)
2.1.4.3 Affectation des fonctions de protection aux points de mesure/côtés
Fonction de protection principale = protection différentielle
L'équipement principal à protéger, à savoir l'équipement à protéger qui a été sélectionné lors de la configuration des fonctions de protection à l'adresse 105 OBJET PROTEGE est toujours défini par ses côtés, un ou plusieurs points de mesure pouvant être affectés aux côtés (paragraphe 2.1.4 sous „Affectation des points de
mesure triphasés“ et sections suivantes. Avec les données de l'équipement et du transformateur conformément au paragraphe „Caractéristiques générales de l'installation“ il devient clair de quelle manière les courants
livrés par les points de mesure (jeux de transformateurs de courant) doivent être traités pour la fonction de protection principale, à savoir la protection différentielle (chapitre 2.2.1).
Dans l'exemple de la figure 2-2, les points de mesure triphasés M1 et M2 sont affectés au côté C1 (côté haute
tension du transformateur). Ceci afin d'assurer que la somme des courants entrants via M1 et M2 dans la direction de l'équipement à protéger soit analysée comme courants entrants dans le transformateur. De même,
les courants entrants via M3 et M4 dans la direction de l'équipement à protéger sont analysés comme courants
entrants dans le transformateur. Si un courant entre de l'extérieur via M4 et ressort via M3, la somme IM3 + IM4
= 0; aucun courant ne pénètre donc dans l’équipement à protéger. Et pourtant, les deux courants sont utilisés
pour la stabilisation de la protection différentielle. Vous trouverez plus de détails dans la description de la protection différentielle (paragraphe 2.2.1).
L'affectation au côté C1 du transformateur du point de mesure supplémentaire Z3 a défini que le courant de
terre monophasé mesuré sur le point de mesure supplémentaire entre dans le point neutre de l'enroulement
haute tension (chapitre 2.1.4, section „Topologie de l'équipement à protéger“ au paragraphe „Affectation des
entrées de mesure supplémentaires monophasées“).
Etant donné que la topologie, avec ses côtés et ses points de mesure pour la protection différentielle, décrit
entièrement l'équipement principal à protéger, plus aucune information à ce sujet n'est nécessaire. Il existe au
demeurant différentes possibilités pour les autres fonctions de protection.
Protection différentielle de terre
En règle générale, la protection différentielle de terre (paragraphe 2.3) est affectée à un côté de l'équipement
principal à protéger, à celui dont le point neutre est relié à la terre. Dans l'exemple de la figure 2-2, ce serait le
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Fonctions
2.1 Généralités
côté C1 ; l'adresse 413 AFFECT DIFF TER = Côté 1 devrait donc être définie ici. Lors de la définition de la
topologie, les points de mesure triphasés M1 et M2 ont été affectés à ce côté. La somme des courants IM1 +
IM2 vaut donc comme entrant dans le côté C1 du transformateur.
L'affectation au point de mesure supplémentaire Z3 du transformateur a défini que le courant de terre monophasé mesuré sur le point de mesure supplémentaire Z3 entre dans le point neutre du côté C1 (chapitre 2.1.4,
„Topologie de l'équipement à protéger“ à la section „Affectation des entrées de mesure supplémentaires monophasées“).
Si l'objet principal à protéger est un autotransformateur, la protection différentielle de terre doit utiliser les courants des deux tensions raccordées à l'enroulement auto-connecté, étant donné que le division du courant de
terre du point neutre n'est pas déterminable sur les côtés (enroulement ou prise de réglage complet). A la figure
2-6 les courants des points de mesure triphasés M1 et M2 circulent dans l'enroulement auto-connecté, le
courant de terre monophasé est mesuré au point de mesure supplémentaire Z3. Le point de mesure triphasé
M3 ne joue au contraire aucun rôle pour la protection différentielle de terre. Etant donné que l'affectation des
points de mesure triphasés et du point de mesure supplémentaire est établie par la topologie, vous n'avez
besoin pour la protection différentielle de terre AFFECT DIFF TER de régler que Enroul. princip. Il en va
de même si plus d'une prise de réglage est disponible sur un enroulement auto-connecté.
La protection différentielle de terre peut aussi agir sur un autre équipement à protéger que l'équipement principal à protéger. Dans la figure 2-3, l'équipement principal à protéger est un transformateur à trois enroulements avec les côtés C1, C2 et C3. Quant au point de mesure M5 triphasé, il fait partie de la bobine de terre.
Vous avez maintenant la possibilité d'utiliser la protection différentielle de terre pour cette bobine. Etant donné
qu'aucun côté ne peut être défini pour cet autre équipement à protéger, vous pouvez ici affecter la protection
différentielle de terre au point de mesure triphasé non affecté à l'équipement à protéger : adresse 413 AFFECT
DIFF TER = LM5 non attrib..
L'affectation au côté C1 du transformateur du point de mesure supplémentaire Z4 du point de mesure
triphasM5 a défini que le courant de terre monophasé mesuré sur le point de mesure supplémentaire Z4 fait
partie de la bobine de mise à la terre raccordée M5 (chapitre „Topologie de l'équipement à protéger“ à la
section „Affectation des entrées de mesure supplémentaires monophasées“).
La protection 7UT613/63x est équipée d’une deuxième protection différentielle de terre. Pour un transformateur YNyn qui est mis à la terre aux deux points neutres, vous pouvez réaliser une protection différentielle de
terre pour chacun des deux enroulements. Ou utiliser la première protection différentielle de terre pour un enroulement d'un transformateur mis à la terre et la deuxième pour un autre objet à protéger, p. ex. une bobine
de terre. Réglez l'adresse 414 DIF TER 2 ASS suivant les indications comme pour la première protection
différentielle de terre.
Autres fonctions de protection triphasées
A titre de vérification : le transformateur monophasé est lui aussi traité comme un équipement à protéger triphasé (avec une phase manquante L2). Les fonctions de protection triphasées ont ici la même valeur (sauf en
cas de protection à maximum de courant pour le courant homopolaire et la protection contre les déséquilibres).
Ces autres fonctions de protection peuvent agir sur l'équipement principal à protéger ou sur d'autres équipements à protéger. Les possibilités sont fonction de la topologie qui a été définie.
Pour l'équipement principal à protéger, sélectionnez généralement un côté sur lequel la fonction de protection
correspondante doit agir. Dans l'exemple de la figure 2-2, si vous souhaitez utiliser la protection à maximum
de courant pour les courants de phase (paragraphe 2.4.1) comme protection de réserve côté haute tension,
définissez l'adresse 420 AFFECT MAX I PH = Côté 1. La protection à maximum de courant de phase détecte
alors la somme des courants via les points de mesure M1 et M2 (par phase) dans la direction du transformateur.
Vous pouvez cependant aussi faire agir la protection à maximum de courant de phase sur un seul point de
mesure de l'équipement principal à protéger. Dans la même figure, si vous souhaitez utiliser la protection à
maximum de courant comme protection pour besoins auxiliaires, définissez l'adresse 420 AFFECT MAX I
PH = Lieu mesure 3.
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2.1 Généralités
Vous pouvez aussi finalement faire agir la protection à maximum de courant sur un autre équipement à protéger, c'est à dire un point de mesure triphasé non affecté à l'équipement principal à protéger. Sélectionnez
ensuite ce point de mesure. Dans l'exemple de la figure 2-2, vous pouvez utiliser la protection à maximum de
courant comme protection pour la travée de câble en définissant 420 AFFECT MAX I PH = Lieu mesure 5.
L'affectation de cette protection est donc sans importance. Les indications suivantes sont toujours valables :
• L'affectation d'une fonction de protection triphasée à un point de mesure détecte les courants sur ce point
de mesure, indépendamment du fait qu'il soit affecté à l'équipement principal à protéger ou non.
• L'affectation d'une fonction de protection triphasée à un côté (de l'équipement principal à protéger) détecte
la somme des courants sur ce côté qui lui parviennent depuis les points de mesure qui lui sont affectés (pour
chaque phase).
• Tenez aussi compte du fait que la protection de terre à maximum de courant obtiendra non seulement ses
grandeurs de mesure à partir du point de mesure ou du côté ici affectés, mais aussi les informations relatives
au disjoncteur (courant circulant et détection de l'enclenchement manuel).
Les mêmes principes s'appliquent aux deux autres fonctions de protection à maximum de courant. Pour rester
dans l'exemple de la figure 2-2, vous pouvez par exemple définir la première protection temporisée de surintensité comme protection de réserve sur le côté haute tension, en réglant l'adresse (comme ci-dessus)420
AFFECT MAX I PH= Côté 1, la deuxième protection temporisée de surintensité comme protection pour
besoins auxiliaires (adresse 430 MAX I-Ph2 ASS = Lieu mesure 3), la troisième protection temporisée de
surintensité comme protection pour la travée de câble (adresse 432 MAX I-Ph3 ASS = Lieu mesure 5).
Il en va de même pour l'affectation de la protection à maximum de courant pour le courant homopolaire (paragraphe 2.4.1) à l'adresse 422 AFFECT MAX 3I0. Rappelons que cette protection détecte la somme des courants de phase et qu'elle est donc valable comme fonction de protection triphasée. L'affectation peut toutefois
varier de celle de la protection à maximum de courant pour les courants de phase. Vous pouvez ainsi sans
prendre d'autres mesures régler dans l'exemple décrit (figure 2-2) la protection temporisée de surintensité pour
courants de phase (AFFECT MAX I PH) sur le côté haute tension du transformateur (Côté 1) et celle pour
le courant homopolaire (AFFECT MAX 3I0) sur le côté basse tension (Lieu mesure 4).
Suivant les mêmes indications, vous pouvez aussi affecter les deux autres fonctions de protection à l'adresse
434 MAX I-3I02 ASS pour la deuxième protection temporisée de surintensité de courant homopolaire et
l'adresse 436 MAX I-3I03 ASS pour la troisième protection temporisée de surintensité de courant homopolaire.
Les mêmes possibilités existent pour la protection contre les déséquilibres à l'adresse 440 AFFECT DESEQU.
(chapitre 2.8), qui peut aussi être appliquée à un côté de l'objet principal à protéger ou à un point de mesure
triphasé quelconque - affecté ou non-.
La protection de surcharge (chapitre 2.9) se réfère toujours à un côté de l'objet principal à protéger. En conséquence, seuls les côtés sont autorisés pour l'adresse 442 AFFECT SURCH., pas les points de mesure.
Comme l'origine de la surcharge se situe à l'extérieur de l'équipement à protéger, le courant de surcharge est
un courant de circulation qui ne doit pas nécessairement agir du côté source d'un objet à protéger.
• Pour les transformateurs à régulation de tension, la protection de surcharge est placée du côté non régulé,
car c'est le seul endroit où règne un rapport fixe entre le courant nominal et la puissance nominale.
• Sur des générateurs, la protection de surcharge agit normalement du côté du point neutre.
• Sur des moteurs et des bobines d'inductance, la protection de surcharge est reliée aux transformateurs de
courant de l'alimentation électrique.
• Sur des réactances additionnelles et des câbles courts, le choix du côté est libre..
• Sur des jeux de barres et des tronçons de ligne aérienne, la protection de surcharge est habituellement inutile, car le calcul d'une température excessive ne se justifie pas en raison des conditions ambiantes très variables (température, vents). Dans ce cas cependant, un seuil d'alarme dépendant du courant peut être
utilisé pour prévenir une surcharge imminente.
La même chose s'applique à la deuxième protection de surcharge, affectée à l'adresse 444 SURCHARGE 2
ASS à un côté.
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Fonctions
2.1 Généralités
La protection de surexcitation (chapitre 2.11) n'est possible que pour les appareils avec raccordement de
tension et nécessite une tension de mesure raccordée et déclarée dans la topologie (chapitre „Topologie de
l'objet à protéger“ à la section „Affectation des entrées de mesure de tension“). Une affectation de la fonction
de protection n'est pas nécessaire vu qu'elle évalue toujours la tension de mesure triphasée à l'entrée de
tension et la fréquence en résultant. Il en va de même pour la protection de manque de tension, la protection
de surtension et la protection fréquencemétrique.
Vérifiez pour la protection contre les défaillances disjoncteur à l'adresse 470 AFFECT ADD (chapitre 2.17) que
l'affectation de cette fonction de protection correspond au côté ou au point de mesure, dont le courant circule
aussi à travers le disjoncteur à surveiller. Dans l'exemple de la figure 2-2 l'affectation doit être réglée sur
AFFECT ADD = Côté 1 si le disjoncteur du côté haute tension doit être surveillé car les deux courants (via M1
et M2) circulent dans le disjoncteur. Si vous souhaitez au contraire surveiller le disjoncteur de la travée de
câble, réglez AFFECT ADD = Lieu mesure 5. Lors de l'affectation de la protection contre les défaillances
du disjoncteur, vous devez respecter la configuration et l'attribution correctes des contacts auxiliaires ou des
retours de position du disjoncteur.
Si vous ne voulez affecter aucun point de mesure ou côté à la protection contre les défaillances du disjoncteur,
car seule les retours de position du disjoncteur doivent être surveillés, réglez AFFECT ADD = Org man ext
1. La protection n'inclut aucun point de mesure dans sa fonction, seulement la position du disjoncteur. Cela
permet aussi de surveiller un disjoncteur quelconque qui ne dispose pas d'un point de mesure raccordé à l'appareil. Mais vous devez aussi respecter le raccordement correct et la configuration exacte du retour de position
du disjoncteur.
Avec la deuxième protection contre les défaillances du disjoncteur, vous pouvez surveiller un autre disjoncteur.
Les indications pour l'affectation à l'adresse 471 DEF. DISJ. ASS correspondent à celles de la première
protection contre les défaillances du disjoncteur.
Autres fonctions de protection monophasées
Les fonctions protégées monophasées évaluent le courant de mesure monophasé d'une entrée de mesure monophasée supplémentaire. Il n'est pas important que le courant raccordé appartienne ou non à l'objet à protéger. Seul le courant qui est raccordé à l'entrée de mesure supplémentaire correspondante est déterminant.
Il faut maintenant communiquer à l'appareil quel courant les fonctions de protection monophasées doivent évaluer.
L'adresse 424 AFFECT M. I TER affecte la protection temporisée de surintensité pour le courant de terre
(chapitre 2.5) à une entrée de mesure supplémentaire monophasée. Dans la plupart des cas, ce sera le
courant circulant à travers le point neutre d'un transfomateur mis à la terre, mesuré entre le point neutre et la
prise de terre. A la figure 2-2 le point de mesure supplémentaire Z3 p. ex. serait approprié ; réglez ici TC
suppl. IZ3. Etant donné que cette fonction de protection est autarcique, il n'existe aucune dépendance aux
autres fonctions de protection. Vous pouvez utiliser une entrée de mesure supplémentaire monophasée. Ceci
suppose pourtant que cette entrée de mesure ne soit pas une entrée de mesure sensible. Elle doit naturellement être raccordée. Tenez aussi compte du fait que la protection de terre temporisée à maximum de courant
obtiendra non seulement ses grandeurs de mesure à partir du point de mesure supplémentaire, mais aussi les
informations relatives au disjoncteur (courant circulant et détection de l'enclenchement manuel).
La deuxième protection de terre temporisée à maximum de courant peut, suivant les mêmes indications à
l'adresse 438 MAX TER 2 ASS, être affectée à un autre point de mesure monophasé.
L'adresse 427 AFFECT MAXI 1PH affecte la protection temporisée de surintensité (chapitre 2.7). Elle est utilisée le plus souvent pour une mesure de courant très sensible, p. ex. pour la protection de cuve ou la protection
différentielle à haute impédance. En conséquence, une entrée de mesure sensible monophasée supplémentaire est particulièrement appropriée. A la figure 2-2 , ce serait le point de mesure supplémentaire Z4 ; réglez
ici TC suppl. IZ4. Vous pouvez affecter cette fonction de protection à chaque entrée de mesure supplémentaire utilisée, qu'elle soit sensible ou normale.
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2.1 Généralités
2.1.4.4 Caractéristiques du disjoncteur
Position du disjoncteur
Pour fonctionner optimalement, plusieurs fonctions de protection et fonctions complémentaires requièrent des
informations sur la position des disjoncteurs. Les fonctions de commande requièrent elles aussi les informations de retour des organes de manoeuvre.
Si p. ex. la protection contre les défaillances disjoncteur doit surveiller, à l'aide du courant, la réaction d'un disjoncteur déterminé, il faut savoir à quel point de mesure le courant s'écoulant dans le disjoncteur est détecté
et quelles entrées binaires informent de la position du disjoncteur. Lors de la configuration des entrées binaires,
vous avez effectué seulement l'affectation des entrées binaires (physiques) aux fonctions (logiques). De plus,
l'appareil doit savoir à quel ou auxquels points de mesure le disjoncteur correspondant est affecté.
La protection contre les défaillances du disjoncteur et le disjoncteur qu'elle doit surveiller sont en général affectés à un point de mesure ou à un côté (voir ci-dessus à la section „Autres fonctions de protection triphasées“). Vous pouvez donc aux adresses 831 à 835 O MAN/COAUX C1 à O MAN/COAUX C5 en déduire qu'il
s'agit d'un côté ou aux adresses 836 à 840 O MAN/COAUX LM1 à O MAN/COAUX LM5 d'un point de mesure.
Vous pouvez aussi surveiller un disjoncteur quelconque juste au moyen de sa position, c-à-d. sans prendre en
compte un flux de courant. Vous avez réglé à l'adresse 470 AFFECT ADD = Org man ext 1. Réglez dans
ce cas à l'adresse 841 O MAN/COAUX E1 quel signal de position du disjoncteur restitue l'état du disjoncteur.
Dans l'adresse qui correspond à l'affectation pour la protection contre les défaillances du disjoncteur, sélectionnez le message indiquant la position du disjoncteur à surveiller :
1.
Si vous avez défini le disjoncteur en question comme objet de commande lors de l'affectation des entrées
binaires et que vous avez configuré les signalisations de retour correspondantes, sélectionnez ces signalisations de retour pour la détermination de la position du disjoncteur, p. ex. „Q0“. La position du disjoncteur est alors automatiquement déduite des signalisations de retour du disjoncteur Q0.
2.
Si, lors de la configuration des entrées binaires, vous avez créé un message simple commandé par le
contact normalement fermé ou par le contact normalement ouvert des contacts auxiliaires du disjoncteur,
sélectionnez-le.
3.
Si, lors de la configuration des entrées binaires, vous avez créé un message double commandé par le
contact normalement fermé ou par le contact normalement ouvert des contacts auxiliaires du disjoncteur
(signalisation de retour de l'appareil de commutation), sélectionnez-le.
4.
Si vous avez créé des messages appropriés via CFC, vous pouvez les sélectionner.
Dans tous les cas, veillez à ce que l'option sélectionnée indique également la position du disjoncteur à surveiller. Si vous n'avez pas encore créé d'appareil de commutation pour le disjoncteur à surveiller lors de la configuration, veuillez le faire maintenant. La manière de procéder est décrite dans le manuel du système SIPROTEC 4.
Exemple:
Dans la matrice de configuration se trouve déjà, dans le groupe „appareils de commutation“, un message
double „Q0“. Il s'agit du disjoncteur de puissance qui doit être surveillé par la protection contre les défaillances
de disjoncteur. Lors de la configuration, vous avez déterminé les entrées binaires physiques par lesquelles les
signalisations de retour du disjoncteur Q0 arrivent. Si p. ex. la protection contre les défaillances du disjoncteur
doit surveiller le disjoncteur du côté haute tension (= côté 1) du transformateur, conformément à l'exemple de
la figure 2-2, réglez :
adresse 831 O MAN/COAUX C1 (parce que disjoncteur du côté 1) = „Q0“ (parce que signalisation „Q0“ configurée comme signalisation de retour).
Vous pouvez bien entendu définir une signalisation d'entrée au choix qui signale la position du disjoncteur à
surveiller via une entrée binaire configurée de manière correspondante.
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Fonctions
2.1 Généralités
Disjoncteur pour procédure d’enclenchement manuel
Pour traiter un ordre d'enclenchement manuel externe des fonctions de protection ayant recours à cet ordre,
vous devez sélectionner, dès la programmation des entrées binaires, la signalisation d'entrée logique correspondant au côté ou au point de mesure auquel la fonction de protection est affectée. L'appareil utilise les
mêmes appareils de commutation de la commande interne qui ont été sélectionnés aux adresses 831 à 840.
Exemple:
Si vous avez affecté la protection temporisée à maximum de courant de phase au point de mesure M4 et que
celle-ci doit recevoir le signal d'enclenchement manuel du disjoncteur Disj2, raccordez la commande d'enclenchement pour le disjoncteur Disj2 à une entrée binaire et paramétrez celle-ci sur „>EnclMan DJ LM4“ (n°
30354).
Durée de l'ordre de déclenchement
La durée minimale de l'ordre de déclenchement 851 est déterminée à l’adresse T DECL. MIN. Il s'applique
à toutes les fonctions de protection associées à un déclenchement. Ce réglage n'est possible qu'à l'aide de
DIGSI dans Autres paramètres.
2.1.4.5 Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
211
NBRE LM RACCORD
2
3
4
5
3
Nbre lieux de mesure 3ph
raccordés
212
NBRE LM ATTRIB
2
3
4
5
3
Nbre lieux mesure 3ph attrib. à
l'objet
213
NBRE COTES
2
3
4
5
3
Nombre de côtés - objet prot. polyphasé
216
NBRE BRANCHES
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
6
Nbre de branches prot. de barres
mono.
220
ASSOCIAT 2LM,2C
LM1,LM2
LM1,LM2
2 lieux de mesure associés à 2
côtés
221
ASSOCIAT 3LM,2C
LM1+LM2,LM3
LM1,LM2+LM3
LM1+LM2,LM3
3 lieux de mesure associés à 2
côtés
222
ASSOCIAT 3LM,3C
LM1,LM2,LM3
LM1,LM2,LM3
3 lieux de mesure associés à 3
côtés
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Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
223
ASSOCIAT 4LM,2C
LM1+LM2,LM3+LM4
LM1+LM2+LM3,LM4
LM1,LM2+LM3+LM4
LM1+LM2,LM3+L
M4
4 lieux de mesure associés à 2
côtés
224
ASSOCIAT 4LM,3C
LM1+LM2,LM3,LM4
LM1,LM2+LM3,LM4
LM1,LM2,LM3+LM4
LM1+LM2,LM3,LM
4
4 lieux de mesure associés à 3
côtés
225
ASSOCIAT 4LM,4C
LM1,LM2,LM3,LM4
LM1,LM2,LM3,LM
4
4 lieux de mesure associés à 4
côtés
226
ASSOCIAT 5LM,2C
LM1+2+3,LM4+5
LM1+2,LM3+4+5
LM1+2+3+4,LM5
LM1,LM2+3+4+5
LM1+2+3,LM4+5
5 lieux de mesure associés à 2
côtés
227
ASSOCIAT 5LM,3C
LM1+2,LM3+4,LM5
LM1+2,LM3,LM4+5
LM1,LM2+3,LM4+5
LM1+2+3,LM4,LM5
LM1,LM2+3+4,LM5
LM1,LM2,LM3+4+5
LM1+2,LM3+4,LM
5
5 lieux de mesure associés à 3
côtés
228
ASSOCIAT 5LM,4C
LM 1+2,3,4,5
LM 1,2+3,4,5
LM 1,2,3+4,5
LM 1,2,3,4+5
LM 1+2,3,4,5
5 lieux de mesure associés à 4
côtés
229
ASSOCIAT 5LM,5C
LM 1,2,3,4,5
LM 1,2,3,4,5
5 lieux de mesure associés à 5
côtés
230
ERREUR ASSOCIAT
Nbre LM attrib
Nbre côtés
Aucune
Erreur d'associat. côtés/lieux de
mesure
241
COTE 1
Enroul. princip
Enroul. princip
Côté 1 associé à
242
COTE 2
Enroul. princip
Enroul. princip
Côté 2 associé à
243
COTE 3
Enroul. princip
Enroul. compens
Enroul MALT
Enroul. princip
Côté 3 associé à
244
COTE 4
Enroul. princip
Enroul. compens
Enroul MALT
Enroul. compens
Côté 4 associé à
251
ENTR. SUPPL IZ1
non connecté
racc/n. attrib.
Terre côté 1
Terre côté 2
Terre côté 3
Terre côté 4
Terre LM 1
Terre LM 2
Terre LM 3
Terre LM 4
non connecté
Entrée suppl. IZ1, utilisée pour
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
83
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
252
ENTR. SUPPL IZ2
non connecté
racc/n. attrib.
Terre côté 1
Terre côté 2
Terre côté 3
Terre côté 4
Terre LM 1
Terre LM 2
Terre LM 3
Terre LM 4
non connecté
Entrée suppl. IZ2, utilisée pour
253
ENTR. SUPPL IZ3
non connecté
racc/n. attrib.
Terre côté 1
Terre côté 2
Terre côté 3
Terre côté 4
Terre LM 1
Terre LM 2
Terre LM 3
Terre LM 4
non connecté
Entrée suppl. IZ3, utilisée pour
254
ENTR. SUPPL IZ4
non connecté
racc/n. attrib.
Terre côté 1
Terre côté 2
Terre côté 3
Terre côté 4
Terre côté 5
Terre LM 1
Terre LM 2
Terre LM 3
Terre LM 4
Terre LM 5
non connecté
Entrée suppl. IZ4, utilisée pour
255
TYPE IZ3
TC 1A/5A
Entrée sensib.
TC 1A/5A
Type de l'entrée de courant suppl.
IZ3
256
TYPE IZ4
TC 1A/5A
Entrée sensib.
TC 1A/5A
Type de l'entrée de courant suppl.
IZ4
261
TP UL1,2,3 ASS
non connecté
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Jeu de barres
Lieu mesure 1
UL1, UL2, UL3 des TP, associées
262
ENTR. MESURE U4
non connecté
racc/n. attrib.
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Jeu de barres
Lieu mesure 1
TP U4, associé
84
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
263
TYPE MESURE U4
TP Uen
TT UL1-T
TT UL2-T
TT UL3-T
TT UL12
TT UL23
TT UL31
TP UX
TP Uen
Entrée U4 utilisée pour la mesure
de
270
FREQUENCE NOM.
50 Hz
60 Hz
16,7 Hz
50 Hz
Fréquence nominale
271
SUCCESS. PHASES
L1 L2 L3
L1 L3 L2
L1 L2 L3
Ordre de succession des phases
276
Unité temp.
Degré Celsius
Deg.Fahrenheit
Degré Celsius
Unité de température
311
UN ENROUL. C1
0.4 .. 800.0 kV
110.0 kV
Tension nominale côté 1
312
SN ENROUL. C1
0.20 .. 5000.00 MVA
38.10 MVA
Puissance apparente nominale
côté 1 =
313
POINT NEUTRE C1
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 1 est
314
MODE COUPL. C1
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 1
321
UN ENROUL. C2
0.4 .. 800.0 kV
11.0 kV
Tension nominale côté 2
322
SN ENROUL. C2
0.20 .. 5000.00 MVA
38.10 MVA
Puissance apparente nominale
côté 2 =
323
POINT NEUTRE C2
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 2 est
324
MODE COUPL. C2
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 2
325
IND COUPLAGE C2
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0
L'indice de couplage côté 2 est
331
UN ENROUL. C3
0.4 .. 800.0 kV
11.0 kV
Tension nominale côté 3
332
SN ENROUL. C3
0.20 .. 5000.00 MVA
10.00 MVA
Puissance apparente nominale
côté 3 =
333
POINT NEUTRE C3
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 3 est
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
85
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
334
MODE COUPL. C3
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 3
335
IND COUPLAGE C3
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0
L'indice de couplage côté 3 est
341
UN ENROUL. C4
0.4 .. 800.0 kV
11.0 kV
Tension nominale côté 4
342
SN ENROUL. C4
0.20 .. 5000.00 MVA
10.00 MVA
Puissance apparente nominale
côté 4 =
343
POINT NEUTRE C4
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 4 est
344
MODE COUPL. C4
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 4
345
IND COUPLAGE C4
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0
L'indice de couplage côté 4 est
351
UN ENROUL. C5
0.4 .. 800.0 kV
11.0 kV
Tension nominale côté 5
352
SN ENROUL. C5
0.20 .. 5000.00 MVA
10.00 MVA
Puissance apparente nominale
côté 5 =
353
POINT NEUTRE C5
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 5 est
354
MODE COUPL. C5
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 5
86
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
355
IND COUPLAGE C5
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0
L'indice de couplage côté 5 est
361
UN GEN/MOTEUR
0.4 .. 800.0 kV
21.0 kV
Tension nominale
362
SN GEN/MOTEUR
0.20 .. 5000.00 MVA
70.00 MVA
Puissance apparente nominale
370
UN J. DE BARRES
0.4 .. 800.0 kV
110.0 kV
Tension nominale
371
IN EXPLOIT. JDB
1 .. 100000 A
200 A
IN exploitation jeu de barres
372
IN-EXPL PRIM C1
1 .. 100000 A
200 A
Courant nom. exploit. prim. (HT)
côté 1
373
IN-EXPL PRIM C2
1 .. 100000 A
200 A
Courant nom. exploit. prim. (HT)
côté 2
374
IN-EXPL PRIM C3
1 .. 100000 A
200 A
Courant nom. exploit. prim. (HT)
côté 3
375
IN-EXPL PRIM C4
1 .. 100000 A
200 A
Courant nom. exploit. prim. (HT)
côté 4
376
IN-EXPL PRIM C5
1 .. 100000 A
200 A
Courant nom. exploit. prim. (HT)
côté 5
381
IN-EXPL PRIM 1
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 1
382
IN-EXPL PRIM 2
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 2
383
IN-EXPL PRIM 3
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 3
384
IN-EXPL PRIM 4
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 4
385
IN-EXPL PRIM 5
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 5
386
IN-EXPL PRIM 6
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 6
387
IN-EXPL PRIM 7
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 7
388
IN-EXPL PRIM 8
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 8
389
IN-EXPL PRIM 9
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 9
390
IN-EXPL PRIM 10
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 10
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
87
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
391
IN-EXPL PRIM 11
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 11
392
IN-EXPL PRIM 12
1 .. 100000 A
200 A
I nominal exploit. prim. (HT)
branche 12
396
CHOIX PHASE
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Phase 1
Choix de phase
403
IN-EXP PRIM LM3
1 .. 100000 A
200 A
I nom. du lieu de mesure non attribué 3
404
IN-EXP PRIM LM4
1 .. 100000 A
200 A
I nom. du lieu de mesure non attribué 4
405
IN-EXP PRIM LM5
1 .. 100000 A
200 A
I nom. du lieu de mesure non attribué 5
408
UN-EXPL. LM3
0.4 .. 800.0 kV
110.0 kV
Unom. expl. lieu de mesure n.
attrib. 3
409
UN-EXPL PRIM U4
0.4 .. 800.0 kV
110.0 kV
Unom. expl. entrée non attribuée
U4
413
AFFECT DIFF TER
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Enroul. princip
LM3 non attrib.
LM4 non attrib.
LM5 non attrib.
Côté 1
Prot. dif. terre restreinte utilisée
sur
414
DIF TER 2 ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Enroul. princip
LM3 non attrib.
LM4 non attrib.
LM5 non attrib.
Côté 1
Prot. dif. de terre est associée à
420
AFFECT MAX I PH
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. à max. de I phase utilisée
sur
88
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
422
AFFECT MAX 3I0
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. à max. de 3I0 utilisée sur
424
AFFECT M. I TER
Pas attrib pos.
TC suppl. IZ1
TC suppl. IZ2
TC suppl. IZ3
TC suppl. IZ4
TC suppl. IZ1
Prot. à max. de I terre utilisée sur
427
AFFECT MAXI 1PH
Pas attrib pos.
TC suppl. IZ1
TC suppl. IZ2
TC suppl. IZ3
TC suppl. IZ4
TC suppl. IZ1
Max. de courant 1-phase utilisée
sur
430
MAX I-Ph2 ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. MAX I L2 est associée à
432
MAX I-Ph3 ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. MAX I L3 est associée à
434
MAX I-3I02 ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. MAX I-3I02 est associée à
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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89
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
436
MAX I-3I03 ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. MAX I-3I03 est associée à
438
MAX TER 2 ASS
Pas attrib pos.
TC suppl. IZ1
TC suppl. IZ2
TC suppl. IZ3
TC suppl. IZ4
TC suppl. IZ1
Prot. MAX I Terre est associée à
440
AFFECT DESEQU.
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Prot. de déséquilibre utilisée sur
442
AFFECT SURCH.
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Côté 1
Prot. de surcharge utilisée sur
444
SURCHARGE 2 ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Côté 1
Prot. de surcharge est associée à
470
AFFECT ADD
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Org man ext 1
Côté 1
Prot. contre défail. disj. utilisée
sur
90
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
471
DEF. DISJ. ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Org man ext 1
Côté 1
Prot. défaillance disj. 2 est ass. à
511
PN TC -> OB LM1
Oui
Non
Oui
Point neutre TC lieu de mes. 1
vers obj.
512
IN-PRI TC LM1
1 .. 100000 A
200 A
I nom. prim. (HT) TC lieu de
mesure 1
513
IN-SEC TC LM1
1A
5A
1A
I nom. sec (BT) TC lieu de mesure
1
521
PN TC -> OB LM2
Oui
Non
Oui
Point neutre TC lieu de mes. 2
vers obj.
522
IN-PRI TC LM2
1 .. 100000 A
2000 A
I nom. prim. (HT) TC lieu de
mesure 2
523
IN-SEC TC LM2
1A
5A
1A
I nom. sec (BT) TC lieu de mesure
2
531
PN TC -> OB LM3
Oui
Non
Oui
Point neutre TC lieu de mes. 3
vers obj.
532
IN-PRI TC LM3
1 .. 100000 A
2000 A
I nom. prim. (HT) TC lieu de
mesure 3
533
IN-SEC TC LM3
1A
5A
1A
I nom. sec (BT) TC lieu de mesure
3
541
PN TC -> OB LM4
Oui
Non
Oui
Point neutre TC lieu de mes. 4
vers obj.
542
IN-PRI TC LM4
1 .. 100000 A
2000 A
I nom. prim. (HT) TC lieu de
mesure 4
543
IN-SEC TC LM4
1A
5A
1A
I nom. sec (BT) TC lieu de mesure
4
551
PN TC -> OB LM5
Oui
Non
Oui
Point neutre TC lieu de mes. 5
vers obj.
552
IN-PRI TC LM5
1 .. 100000 A
2000 A
I nom. prim. (HT) TC lieu de
mesure 5
553
IN-SEC TC LM5
1A
5A
1A
I nom. sec (BT) TC lieu de mesure
5
561
PN TC (I1)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I1 vers jeu de
barres
562
IN-PRI TC I1
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I1
563
IN-SEC TC I1
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I1
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
91
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
571
PN TC (I2)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I2 vers jeu de
barres
572
IN-PRI TC I2
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I2
573
IN-SEC TC I2
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I2
581
PN TC (I3)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I3 vers jeu de
barres
582
IN-PRI TC I3
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I3
583
IN-SEC TC I3
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I3
591
PN TC (I4)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I4 vers jeu de
barres
592
IN-PRI TC I4
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I4
593
IN-SEC TC I4
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I4
601
PN TC (I5)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I5 vers jeu de
barres
602
IN-PRI TC I5
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I5
603
IN-SEC TC I5
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I5
611
PN TC (I6)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I6 vers jeu de
barres
612
IN-PRI TC I6
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I6
613
IN-SEC TC I6
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I6
621
PN TC (I7)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I7 vers jeu de
barres
622
IN-PRI TC I7
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I7
623
IN-SEC TC I7
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I7
631
PN TC (I8)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I8 vers jeu de
barres
632
IN-PRI TC I8
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I8
633
IN-SEC TC I8
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I8
641
PN TC (I9)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I9 vers jeu de
barres
642
IN-PRI TC I9
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I9
92
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
643
IN-SEC TC I9
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I9
651
PN TC(I10)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I10 vers jeu de
barres
652
IN-PRI TC I10
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I10
653
IN-SEC TC I10
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I10
661
PN TC(I11)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I11 vers jeu de
barres
662
IN-PRI TC I11
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I11
663
IN-SEC TC I11
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I11
671
PN TC(I12)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I12 vers jeu de
barres
672
IN-PRI TC I12
1 .. 100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I12
673
IN-SEC TC I12
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire
TC I12
711
RAC. TERRE IZ1
borne Q7
borne Q8
borne Q7
Raccordement terre ent. IZ1 effectué sur
712
IN-PRI TC IZ1
1 .. 100000 A
200 A
I nom. prim. (HT) TC supplément.
IZ1
713
IN-SEC TC IZ1
1A
5A
1A
I nom. sec. (BT) TC supplément.
IZ1
721
RAC. TERRE IZ2
Borne N7
Borne N8
Borne N7
Raccordement terre ent. IZ2
effectué sur
722
IN-PRI TC IZ2
1 .. 100000 A
200 A
I nom. prim. (HT) TC supplément.
IZ2
723
IN-SEC TC IZ2
1A
5A
1A
I nom. sec. (BT) TC supplément.
IZ2
731
RAC. TERRE IZ3
Borne R7
Borne R8
Borne R7
Raccordement terre ent. IZ3
effectué sur
732
IN-PRI TC IZ3
1 .. 100000 A
200 A
I nom. prim. (HT) TC supplément.
IZ3
733
IN-SEC TC IZ3
1A
5A
1A
I nom. sec. (BT) TC supplément.
IZ3
734
FACTEUR TC IZ3
1.0 .. 300.0
60.0
Rapport de transf. prim/sec IZ3
741
RAC. TERRE IZ4
Borne P7
Borne P8
Borne P7
Raccordement terre ent. IZ4
effectué sur
742
IN-PRI TC IZ4
1 .. 100000 A
200 A
I nom. prim. (HT) TC supplément.
IZ4
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
93
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
743
IN-SEC TC IZ4
1A
5A
1A
I nom. sec. (BT) TC supplément.
IZ4
744
FACTEUR TC IZ4
1.0 .. 300.0
60.0
Rapport de transf. prim/sec IZ4
801
UN-PRI UL1,2,3
1.0 .. 1200.0 kV
110.0 kV
Tension nom. prim. (HT) TT UL1,
UL2, UL3
802
UN-SEC UL1,2,3
80 .. 125 V
100 V
Tension nom. sec. (BT) TT UL1,
UL2, UL3
803
CORR ANGL U
-5.00 .. 5.00 °
0.00 °
Correction déphasage TP
UL1,UL2,UL3
811
UN-PRI TT U4
1.0 .. 1200.0 kV
110.0 kV
Tension nom. prim. (HT) TT U4
812
UN-SEC TT U4
80 .. 125 V
100 V
Tension nom. sec. (BT) TT U4
816
Uph/Udelta TP
0.10 .. 9.99
1.73
Facteur d'adapt. Uph/Udelta
(tens. sec.)
817
FAC Uph(U4)/Utn
0.10 .. 9.99
1.73
Facteur d'adaptation Uph(TT
U4)/Utn
831
O MAN/COAUX C1
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Q0
Organe manoeuv / contacts aux.
p. côté 1
832
O MAN/COAUX C2
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
p. côté 2
833
O MAN/COAUX C3
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
p. côté 3
834
O MAN/COAUX C4
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
p. côté 4
835
O MAN/COAUX C5
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
p. côté 5
836
O MAN/COAUX LM1
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
pour LM1
837
O MAN/COAUX LM2
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
pour LM2
838
O MAN/COAUX LM3
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
pour LM3
839
O MAN/COAUX LM4
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
pour LM4
840
O MAN/COAUX LM5
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv / contacts aux.
pour LM5
841
O MAN/COAUX E1
(Possibilités de réglage en
fonction de l'application)
Aucun
Organe manoeuv. /Co aux. org.
externe 1
851A
T DECL. MIN
0.01 .. 32.00 s
0.15 s
Durée min. de commande de déclenchement
94
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
2.1.4.6 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
5145
>Commut.ChmpTrn
SgS
>Commutation champ tournant
5147
ChmpTrn L1L2L3
SgSo
Champ tournant L1 L2 L3
5148
ChmpTrn L1L3L2
SgSo
Champ tournant L1 L3 L2
2.1.5
Changement de jeu de paramètres
Quatre jeux de paramètres différents peuvent être définis pour les réglages fonctionnels de l'appareil. En service, il est possible de commuter entre eux, sur l’appareil au moyen du panneau de commande, via entrée
binaire (si elle a été correctement affectée), via l'interface utilisateur et de service à partir d'un ordinateur personnel ou via l'interface système.
2.1.5.1 Groupes de paramètres
Objectif des groupes de paramètres
Un groupe de paramètres comprend les valeurs des paramètres de toutes les fonctions qui ont été réglées sur
Disponible lors de la configuration du volume fonctionnel ou qui ont été réglées sur une autre valeur. Les
appareils 7UT613/63x supportent 4 groupes de réglage autonomes (Jeu A à Jeu D). Ils couvrent le même
ensemble fonctionnel, mais peuvent contenir des valeurs de réglage différentes.
Ces groupes de réglage servent à mémoriser et, si besoin est, à appeler rapidement les réglages fonctionnels
pour différents cas d'application. Tous les groupes de réglage sont stockés dans l'appareil. Toutefois, un seul
groupe de paramètres peut être actif à un instant donné. Si vous n'avez pas besoin de la commutation, n'utilisez que le groupe de réglages préréglé Jeu A.
Si vous désirez utiliser la possibilité de commutation, vous devez régler, lors de la configuration des fonctions,
la permutation du jeu de paramètres sur PERMUT.JEUPARAM = Disponible (adresse 103). Lors de la définition des paramètres fonctionnels, paramétrez successivement les jeux de paramètres nécessaires Jeu A à
Jeu D (4 max.).
Pour copier ou réinitialiser les jeux de paramètres ou pour commuter, en service, les jeux de paramètres entre
eux, veuillez consulter le manuel de description du système SIPROTEC 4 /1/.
La section „Montage et mise en service“ vous montre comment interchanger les jeux de paramètres de l'extérieur, à travers l'entrée binaire.
2.1.5.2 Instructions de réglage
Activation
Active la commutation de groupes de paramètres (adresse 302), possible uniquement si vous avez réglé la
commutation de groupes sur disponible dans la sélection de fonction.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
95
Fonctions
2.1 Généralités
2.1.5.3 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
302
Paramètre
ACTIVATION
Possibilités de paramétrage
Jeu A
Jeu B
Jeu C
Jeu D
Par entrée bin.
Par protocole
Réglage par
défaut
Jeu A
Explications
Activation
2.1.5.4 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
iSgS
Explications
-
JeuParam A
Jeu de paramètres A
-
JeuParam B
iSgS
Jeu de paramètres B
-
JeuParam C
iSgS
Jeu de paramètres C
-
JeuParam D
iSgS
Jeu de paramètres D
7
>Sél. Jeu Par-1
SgS
>Sél. du jeu de paramètres (Bit 1)
8
>Sél. Jeu Par-2
SgS
>Sél. du jeu de paramètres (Bit 2)
2.1.6
Données poste (2)
Les données générales (Données poste-2) comportent des paramètres attribués en commun aux fonctions,
et non pas à une fonction particulière. Contrairement aux Données poste-1 abordées précédemment, ces
données de protection peuvent être commutées avec le jeu de paramètres et sont réglables au moyen du
panneau de commande intégré de l'appareil. Selon l'exécution et l'équipement à protéger qui est sélectionné,
toutes les informations ne sont pas disponibles dans la liste d'informations.
2.1.6.1 Instructions de réglage
Signes de puissance
Pour toutes les fonctions de protection et les fonctions supplémentaires, dans lesquelles la polarité des valeurs
de mesure joue un rôle, la définition des signes est importante. Les courants et les puissances sont en général
précédées du signe positif quand elles affluent vers l’équipement à protéger. Il faut donc assurer en conséquence la cohérence des polarités des courants entre eux, grâce aux réglages de polarités expliqués à la
section concernant les Données générales de l'installation.
Les fonctions supplémentaires et de protection, dans lesquelles des tensions s'ajoutent aux courants, utilisent
généralement la même définition de direction. Ceci est valable pour les relais 7UT613/63x, donc également
pour la protection de retour de puissance, la surveillance de puissance "aval", les valeurs de mesure de service
pour la puissance et le travail et le cas échéant, les fonctions de protection supplémentaires flexibles, définies
par l'utilisateur lui-même. Les valeurs de puissance et d'énergie sont donc définies par défaut, à la livraison,
de manière à ce que la puissance allant en direction de l'équipement à protéger soit considérée comme positive. De même, l'énergie active et l'énergie réactive inductive en direction de l'équipement à protéger sont positives. Il en va de même pour le facteur de puissance cos ϕ.
Il est à l'occasion souhaitable de définir l'absorption de puissance venant de l'équipement à protéger (par ex.
vu du jeu de barres) comme étant positive. A l'aide du paramètre adresse 1107 Convention P,Q, il est possible d'inverser les signes de ces composantes.
96
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.1 Généralités
Dans tous les cas, veillez à ce que la définition des signes soit en accord avec la direction pour la protection
de retour de puissance et la surveillance de puissance "aval", si ces fonctions de puissance sont utilisées. Lorsque, sur un générateur, conformément à la figure “Mesure de la puissance au niveau du générateur” (à la
section “Topologie de l'équipement à protéger”, paragraphe “Affectation des entrées de mesure de tension”),
le point de mesure de tension U est affecté au point de mesure du courant M1, le préréglage Non inversé
s'applique, parce que le courant affluant à partir du point neutre dans le générateur pour M1 donne une puissance positive avec la tension mesurée au niveau de U. Si au contraire la tension au niveau de U est affectée
au point de mesure du courant M2, il faut régler Convention P,Q = Inversé, parce que le courant sortant
du générateur doit représenter une puissance positive avec U.
Position du disjoncteur
Pour fonctionner optimalement, plusieurs fonctions de protection et fonctions complémentaires requièrent des
informations sur la position des disjoncteurs. Les fonctions de commande requièrent elles aussi les informations de retour des organes de manoeuvre.
Si p. ex. la protection contre les défaillances disjoncteur doit surveiller, à l'aide du courant, la réaction d'un disjoncteur déterminé, il faut que le point de mesure auquel le courant s'écoulant dans le disjoncteur est mesuré
soit connu.
A part d'éventuelles informations sur la position du disjoncteur livrées par les informations de retour des contacts auxiliaires des disjoncteurs, les critères électriques indiquant qu'un disjoncteur ne peut être ouvert si un
courant passe au travers sont également évalués. Ce critère de courant est également défini, par la détermination d'une valeur de courant I-REST, en dessous de laquelle un disjoncteur ouvert est détecté.
Comme il peut aussi y avoir des topologies complexes, le disjoncteur peut être affecté à un point de mesure
ou à un côté.
Pour les équipements à protéger triphasés, vous pouvez régler un tel courant de repos pour chacun des 5
côtés maximum possibles de l'équipement et pour chacun des 5 points de mesure maximum possibles. Les
possibilités se limitent bien entendu aux côtés ou aux points de mesure effectivement présents sur l'appareil
en question et donnés par la topologie. Les adresses maximales possibles sont :
Adresse 1111
IRES COTE 1 pour le côté 1 de l'équipement principal à protéger,
Adresse 1112
IRES COTE 2 pour le côté 2 de l'équipement principal à protéger,
Adresse 1113
IRES COTE 3 pour le côté 3 de l'équipement principal à protéger,
Adresse 1114
IRES COTE 4 pour le côté 4 de l'équipement principal à protéger,
Adresse 1115
IRES COTE 5 pour le côté 5 de l'équipement principal à protéger.
Adresse 1121
IRES LIEU MES1 pour le point de mesure 1,
Adresse 1122
IRES LIEU MES2 pour le point de mesure 2,
Adresse 1123
IRES LIEU MES3 pour le point de mesure 3,
Adresse 1124
IRES LIEU MES4 pour le point de mesure 4,
Adresse 1125
IRES LIEU MES5 pour le point de mesure 5.
Il peut être réglé à un niveau très sensible dans la mesure où les courants parasites (p.ex. par induction)
peuvent être exclus dès que le disjoncteur de puissance est ouvert. Dans le cas contraire, les valeurs doivent
être augmentées en conséquence. Dans la plupart des cas, vous pouvez régler telles quelles toutes les adresses affichées.
Tenez toutefois compte du fait que pour les côtés alimentés par plusieurs points de mesure, il peut y avoir des
erreurs de mesure lors de l'addition des courants.
Pour une protection de jeu de barres monophasée vous pouvez régler un tel courant de repos pour chacune
des 9 travées maximum possibles (7UT613 et 7UT633 pour raccordement monophasé, avec ou sans transformateur de mixage) ou 12 travées (7UT635 avec ou sans transformateur de mixage) du jeu de barres. Les
adresses maximales possibles sont :
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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97
Fonctions
2.1 Généralités
Adresse 1131
IRES BRANCHE 1 pour la travée 1,
Adresse 1132
IRES BRANCHE 2 pour la travée 2,
Adresse 1133
IRES BRANCHE 3 pour la travée 3,
Adresse 1134
IRES BRANCHE 4 pour la travée 4,
Adresse 1135
IRES BRANCHE 5 pour la travée 5,
Adresse 1136
IRES BRANCHE 6 pour la travée 6,
Adresse 1137
IRES BRANCHE 7 pour la travée 7,
Adresse 1138
IRES BRANCHE 8 pour la travée 8,
Adresse 1139
IRES BRANCHE 9 pour la travée 9,
Adresse 1140
IRES BRANCHE 10 pour la travée 10,
Adresse 1141
IRES BRANCHE 11 pour la travée 11,
Adresse 1142
IRES BRANCHE 12 pour la travée 12.
Il est également possible de surveiller les courants de repos aux points de mesure supplémentaires. Ces courants de repos sont nécessaires pour la commutation dynamique de paramètres de la protection à maximum
de courant de terre, au cas où la protection à maximum de courant de terre n'est affectée à aucun côté ou point
de mesure. Les adresses maximales possibles sont :
Adresse 1151
IRES ENTREE IZ1 pour le point de mesure supplémentaire 1,
Adresse 1152
IRES ENTREE IZ2 pour le point de mesure supplémentaire 2,
Adresse 1153
IRES ENTREE IZ3 pour le point de mesure supplémentaire 3,
Adresse 1154
IRES ENTREE IZ4 pour le point de mesure supplémentaire 4.
N'oubliez pas que vous avez affecté toutes les entrées binaires qui doivent générer une impulsion d'enclenchement manuel à destination des différentes fonctions de protection (N° 30351 à N° 30360).
Remarque
Dans la vue d'ensemble des paramètres ci-dessous, les valeurs se rapportent au courant nominal du côté
affecté (I/INS).
2.1.6.2 Vue d'ensemble des paramètres
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
1107
Convention P,Q
Non inversé
Inversé
Non inversé
Signe de P, Q (sens)
1111
IRES COTE 1
0.04 .. 1.00 I/InC
0.10 I/InC
I-Restant: reconnais. déclenchem. côté 1
1112
IRES COTE 2
0.04 .. 1.00 I/InC
0.10 I/InC
I-Restant: reconnais. déclenchem. côté 2
1113
IRES COTE 3
0.04 .. 1.00 I/InC
0.16 I/InC
I-Restant: reconnais. déclenchem. côté 3
1114
IRES COTE 4
0.04 .. 1.00 I/InC
0.16 I/InC
I-Restant: reconnais. déclenchem. côté 4
98
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
1115
IRES COTE 5
1121
IRES LIEU MES1
1122
1123
1124
1125
1131
1132
1133
1134
1135
1136
1137
1138
IRES LIEU MES2
IRES LIEU MES3
IRES LIEU MES4
IRES LIEU MES5
IRES BRANCHE 1
IRES BRANCHE 2
IRES BRANCHE 3
IRES BRANCHE 4
IRES BRANCHE 5
IRES BRANCHE 6
IRES BRANCHE 7
IRES BRANCHE 8
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
0.04 .. 1.00 I/InC
0.16 I/InC
I-Restant: reconnais. déclenchem. côté 5
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
I-Res: recon. déclt lieu de
mesure 1
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
I-Res: recon. déclt lieu de
mesure 2
I-Res: recon. déclt lieu de
mesure 3
I-Res: recon. déclt lieu de
mesure 4
I-Res: recon. déclt lieu de
mesure 5
I-Restant: reconnais. décl.
branche 1
I-Restant: reconnais. décl.
branche 2
I-Restant: reconnais. décl.
branche 3
I-Restant: reconnais. décl.
branche 4
I-Restant: reconnais. décl.
branche 5
I-Restant: reconnais. décl.
branche 6
I-Restant: reconnais. décl.
branche 7
I-Restant: reconnais. décl.
branche 8
99
Fonctions
2.1 Généralités
Adr.
1139
1140
1141
1142
1151
1152
1153
1154
Paramètre
IRES BRANCHE 9
IRES BRANCHE 10
IRES BRANCHE 11
IRES BRANCHE 12
IRES ENTREE IZ1
IRES ENTREE IZ2
IRES ENTREE IZ3
IRES ENTREE IZ4
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
0.1A
0.004 .. 0.100 A
0.004 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
1A
0.04 .. 1.00 A
0.04 A
5A
0.20 .. 5.00 A
0.20 A
Explications
I-Restant: reconnais. décl.
branche 9
I-Restant: reconnais. décl.
branche 10
I-Restant: reconnais. décl.
branche 11
I-Restant: reconnais. décl.
branche 12
I-Restant: reconnais. décl.
entrée IZ1
I-Restant: reconnais. décl.
entrée IZ2
I-Restant: reconnais. décl.
entrée IZ3
I-Restant: reconnais. décl.
entrée IZ4
2.1.6.3 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
-
>ACQ DECL
iSgS
>Acquit du déclenchement protection
-
DEC et acq
iSgS
Déclenchement nécessitant un acquit
126
Eq.EN/HORS
iSgS
Protection EN/HORS (CEI60870-5-103)
236.2127 Bloq. Fct flex.
iSgS
Bloquer les fonctions flexibles
301
Déf. réseau
SgSo
Défaut réseau
302
Défaut
SgSo
Cas de défaut
311
Mque config.
SgSo
Manque configuration protection
312
ERR: type coupl
SgSo
Err: contradict. mode et indice de coupl
313
ERR: att. I ter
SgSo
Err: plusieurs entrées Iterre du m. type
314
ERR: LM côtés
SgSo
Err: contradiction nbre côtés/Lieux Mes.
501
Démarrage gén.
SgSo
Protection : démarrage (excit.) général
511
Décl. général
SgSo
Déclenchement (général)
545
Tps rtb =
SgV
Tps entre démarrage et retombée
546
Tps décl.
SgV
Tps entre dém. et déclenchement
576
IL1C1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 1
577
IL2C1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 1
100
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.1 Généralités
N°
Information
Type d'info
Explications
578
IL3C1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 1
579
IL1C2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 2
580
IL2C2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 2
581
IL3C2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 2
582
I1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I1
583
I2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I2
584
I3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I3
585
I4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I4
586
I5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I5
587
I6:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I6
588
I7:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I7
30060
GEN TC LM1:
SgV
Gén: fact. d'adaptation TC lieu de mes.1
30061
GEN TC LM2:
SgV
Gén: fact. d'adaptation TC lieu de mes.2
30062
GEN TC LM3:
SgV
Gén: fact. d'adaptation TC lieu de mes.3
30063
GEN TC LM4:
SgV
Gén: fact. d'adaptation TC lieu de mes.4
30064
GEN TC LM5:
SgV
Gén: fact. d'adaptation TC lieu de mes.5
30065
GEN TT-U1
SgV
Gén: fact. d'adaptation TT UL123
30067
Par tp faible
SgV
Paramètre choisi trop faible
30068
Par tp grand
SgV
Paramètre choisi trop grand
30069
Erreur param
SgV
Erreur de saisie de paramètre
30070
DJ LM1: EnclMan
SgSo
DJ lieu de mes1: recon. encl. manu (imp)
30071
DJ LM2: EnclMan
SgSo
DJ lieu de mes2: recon. encl. manu (imp)
30072
DJ LM3: EnclMan
SgSo
DJ lieu de mes3: recon. encl. manu (imp)
30073
DJ LM4: EnclMan
SgSo
DJ lieu de mes4: recon. encl. manu (imp)
30074
DJ LM5: EnclMan
SgSo
DJ lieu de mes5: recon. encl. manu (imp)
30075
DJ C1: EnclMan
SgSo
DJ côté 1: reconnais. encl. manu (imp)
30076
DJ C2: EnclMan
SgSo
DJ côté 2: reconnais. encl. manu (imp)
30077
DJ C3: EnclMan
SgSo
DJ côté 3: reconnais. encl. manu (imp)
30078
DJ C4: EnclMan
SgSo
DJ côté 4: reconnais. encl. manu (imp)
30079
DJ C5: EnclMan
SgSo
DJ côté 5: reconnais. encl. manu (imp)
30251
IL1M1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 Lieu Mes1
30252
IL2M1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 Lieu Mes1
30253
IL3M1:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 Lieu Mes1
30254
IL1M2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 Lieu Mes2
30255
IL2M2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 Lieu Mes2
30256
IL3M2:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 Lieu Mes2
30257
IL1M3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 Lieu Mes3
30258
IL2M3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 Lieu Mes3
30259
IL3M3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 Lieu Mes3
30260
IL1M4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 Lieu Mes4
30261
IL2M4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 Lieu Mes4
30262
IL3M4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 Lieu Mes4
30263
IL1M5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 Lieu Mes5
30264
IL2M5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 Lieu Mes5
30265
IL3M5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 Lieu Mes5
30266
IL1C3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 3
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
101
Fonctions
2.1 Généralités
N°
Information
Type d'info
Explications
30267
IL2C3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 3
30268
IL3C3:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 3
30269
IL1C4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 4
30270
IL2C4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 4
30271
IL3C4:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 4
30272
IL1C5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 5
30273
IL2C5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 5
30274
IL3C5:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 5
30275
I8:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I8
30276
I9:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I9
30277
I10:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I10
30278
I11:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I11
30279
I12:
SgV
Courant coupé (primaire/HT) I12
30351
>EnclMan DJ LM1
SgS
> Encl. manuel DJ lieu de mesure 1
30352
>EnclMan DJ LM2
SgS
> Encl. manuel DJ lieu de mesure 2
30353
>EnclMan DJ LM3
SgS
> Encl. manuel DJ lieu de mesure 3
30354
>EnclMan DJ LM4
SgS
> Encl. manuel DJ lieu de mesure 4
30355
>EnclMan DJ LM5
SgS
> Encl. manuel DJ lieu de mesure 5
30356
>EnclMan DJ C1
SgS
> Encl. manuel DJ côté 1
30357
>EnclMan DJ C2
SgS
> Encl. manuel DJ côté 2
30358
>EnclMan DJ C3
SgS
> Encl. manuel DJ côté 3
30359
>EnclMan DJ C4
SgS
> Encl. manuel DJ côté 4
30360
>EnclMan DJ C5
SgS
> Encl. manuel DJ côté 5
102
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.2 Protection différentielle
2.2
Protection différentielle
La protection différentielle constitue la fonction principale de l'appareil. Celui-ci fonctionne sur le principe de la
comparaison des courants avec la prise en compte du rapport de conversion du transformateur. L’appareil
7UT613/63x convient pour des transformateurs, des générateurs, des moteurs, des bobines, des lignes courtes, également avec une travée, et (en fonction des entrées de courant possibles) des jeux de barres. Une protection groupée est également réalisable pour des blocs générateur-transformateur, des combinaisons bobinetransformateur ou des bobines de mise à la terre. Pour les relais 7UT613 et 7UT633, jusqu'à 3 points de
mesure triphasés sont possibles, pour le relais 7UT635 jusqu'à 5 points de mesure triphasés.
La protection 7UT613/63x peut aussi s'utiliser comme appareil monophasé. Pour les relais 7UT613 et 7UT633
jusqu'à 9 points de mesure, pour le relais 7UT635 jusqu'à 12 points de mesure d'un objet à protéger peuvent
être raccordés, donc p. ex des jeux de barres avec jusqu'à 9 à 12 travées.
La zone de protection est définie par l'emplacement des transformateurs de courants installés à chaque extrémité de l'équipement à protéger.
2.2.1
Description fonctionnelle de la protection différentielle
La préparation des grandeurs de mesure dépend de l'utilisation de la protection différentielle. Le présent chapitre traite du fonctionnement général de la protection différentielle indépendamment de la nature de l’équipement à protéger. Illustrons notre propos à l'aide d'une représentation monophasée. Nous expliquerons ensuite
les particularités des différents objets à protéger.
Principe de base avec deux extrémités
La protection différentielle est basée sur une comparaison de courants. Elle est utilisée pour garantir qu'un
équipement à protéger conduit toujours, en service normal, le même courant i (en pointillés dans la figure 217) des deux côtés. Ce courant entre dans la zone considérée d'un côté et ressort de l'autre côté. Une différence de courant indique incontestablement un défaut à l'intérieur de l'équipement à protéger. À transformation
identique, les enroulements secondaires des transformateurs de courant W1 et W2 placés aux extrémités de
l’élément à protéger, ont pu être connectés entre eux pour qu'un circuit de courant fermé se forme avec le
courant secondaire I et qu'un élément de mesure M connecté transversalement reste sans courant en situation
d’exploitation normale.
Figure 2-17
Principe de base de la protection différentielle avec deux extrémités, (en représentation monophasée)
En cas de présence d'un défaut dans la zone délimitée par les transformateurs de courant, un courant d'amplitude i1 + i2, proportionnel à la somme des courants de défaut primaire I1 + I2 se met à traverser l'équipement
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
103
Fonctions
2.2 Protection différentielle
de mesure situé dans la dérivation. Le montage simple de la figure 2-17 amène au déclenchement en toute
sécurité de la protection en présence d'un défaut dans la zone protégée traversée par un courant de défaut
suffisant pour faire réagir l’élément de mesure M.
Pour toutes les considérations suivantes, tous les courants circulant dans la zone de protection sont en principe
positifs, sauf si le contraire est expressément indiqué.
Principe de base avec plus de deux extrémités
Dans le cas de jeux de barres ou pour des éléments à protéger à trois côtés ou plus, le principe différentiel est
étendu en ce sens que la somme de tous les courants pénétrant dans la zone à protéger doit être égale à zéro
en fonctionnement normal, mais doit être égale au courant de défaut en cas de court-circuit.
La figure 2-18 présente un exemple pour un jeu de barres avec 4 travées. Le transformateur à trois enroulements sur la figure 2-19 a 4 points de mesure et est donc considéré pour la protection différentielle comme un
transformateur à „4 enroulements“.
Figure 2-18
Principe de base de la protection différentielle avec quatre extrémités, (en représentation monophasée)
Figure 2-19
Principe de base de la Protection différentielle pour 4 points de mesure illustré par l'exemple
d'un transformateur à 3 enroulements avec 4 points de mesure (représentation monophasée)
Stabilisation des courants
Quand, en présence de défauts externes, des courants très élevés traversent la zone à protéger, des différences de comportement magnétiques des transformateurs de courant W1 et W2 en plage de saturation peuvent
générer un courant différentiel conséquent dans l'élément de mesure M (figure 2-17). S'il est supérieur au seuil
de réponse correspondant, l'appareil peut émettre un ordre de déclenchement, même si aucun défaut n'a été
constaté dans la zone de protection. La stabilisation empêche une telle défaillance de la protection.
Dans le cas d’équipements de protection différentielle pour éléments à protéger à 2 extrémités, cette stabilisation découle soit de la différence des courants |I1 – I2| soit de la somme des amplitudes |I1| + |I2|. Les deux
méthodes se valent dans la zone significative des caractéristiques de stabilisation. Avec des objets comptant
plus de deux extrémités tels que, p. ex., des transformateurs à enroulements multiples ou des jeux de barres,
seule la méthode de la somme des amplitudes peut être appliquée. Pour des raisons d'uniformité, elle est constamment utilisée dans l'appareil 7UT613/63x. Le réglage suivant est défini pour deux points de mesure :
104
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.2 Protection différentielle
un courant de déclenchement ou courant différentiel
Idiff = |I1 + I2|
ainsi qu'un courant de stabilisation
Istab = |I1| + |I2|
Pour plus de deux points de mesures, les définitions de courant sont élargiés en conséquence, p. ex. pour 4
points de mesure (figure 2-18 ou 2-19) c'est-à-dire :
Idiff = |I1 + I2+I3 + I4|
Istab = |I1| + |I2| + |I3| + |I4|
Idiff est calculé à partir de la fondamentale des courants et agit dans le sens du déclenchement, Istab agissant
dans le sens inverse.
Pour expliquer le principe, prenons trois états de fonctionnement importants avec des grandeurs de mesure
idéales et adaptées.
Figure 2-20
Définitions des courants
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
105
Fonctions
2.2 Protection différentielle
1.
Courant traversant en situation saine ou avec un défaut externe :
I1 entre dans la zone de protection, I2 sort de la zone de protection, c-à-d. est négatif par rapport à la définition des signes, soit I2 = –I1;
en outre |I2 | = |I1|
Idiff = |I1 + I2| = |I1 – I1| = 0
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1|
Pas de grandeur de déclenchement (Idiff = 0); la stabilisation (Istab) correspond au double du courant circulant.
2.
Court-circuit interne, alimentation à partir des deux extrémités, p. ex. avec des courants de même grandeur :
Dans ce cas, I2 = I1; de plus |I2| = |I1|
Idiff = |I1 + I2| = |I1 + I1| = 2 · |I1|
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + |I1| = 2 · |I1|
La grandeur de déclenchement (Idiff) et la grandeur de stabilisation (Istab) sont égales et correspondent au
courant de court-circuit total.
3.
Court-circuit interne, alimentation à partir d’une seule extrémité :
Dans ce cas, I2 = 0
Idiff = |I1 + I2| = |I1 + 0| = |I1|
Istab = |I1| + |I2| = |I1| + 0 = |I1|
La grandeur de déclenchement (Idiff) et la grandeur de stabilisation (Istab) sont égales et correspondent au
courant de court-circuit total.
En cas de défaut interne, Idiff = Istab. La caractéristique locale des défauts internes dans le diagramme de déclenchement prend alors la forme d'une droite inclinée à 45° (dans la figure 2-21, la caractéristique de défaut
en pointillés).
Figure 2-21
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle avec caractéristique de défaut
Stabilisation supplémentaire pour des défauts externes
Lors d'un court-circuit interne (dans la zone protégée), une saturation des transformateurs de courant à des
courants de court-circuit élevés et/ou de longues constantes de temps du réseau ne joue pratiquement aucun
rôle, car l'altération de la valeur de mesure influence de manière identique le courant différentiel et le courant
106
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.2 Protection différentielle
de stabilisation. La caractéristique de défaut de la figure 2-21 est en principe aussi valable ici. Il est clair que
le courant secondaire du transformateur de courant saturé doit au moins dépasser le seuil de démarrage a.
Dans le cas d'un défaut externe engendrant un courant de court-circuit de circulation élevé, la saturation des
transformateurs de courant peut générer un courant différentiel élevé, dans le cas où la différence aux points
de mesure est particulièrement marquée, qui, si le point de travail Idiff/Istab se trouve dans la zone de déclenchement de la caractéristique, provoquerait un déclenchement intempestif dans le cas où aucune action particulière n’est prise.
L’appareil 7UT613/63x dispose d'un indicateur de saturation qui détecte de pareilles situations et active des
mesures de stabilisation adéquates. L'indicateur de saturation évalue le comportement dynamique du courant
différentiel et du courant de stabilisation.
La ligne pointillée dans la figure 2-21 montre l’évolution dans le temps des rapports de courant avec un défaut
externe saturant le transformateur d'un seul côté.
Dès l'apparition du défaut (A), les courants de court-circuit augmentent fortement dans un premier temps et
engendrent un courant de stabilisation proportionnel (2 × courant de circulation). Si la saturation n'apparaît que
d'un seul côté (B), elle produit un courant différentiel et atténue le courant de stabilisation de telle sorte que le
point de fonctionnement Idiff/Istab peut se décaler jusque dans la zone de déclenchement (C).
En cas de court-circuit interne, en revanche, le point de travail se place directement sur la caractéristique de
défaut (D), car le courant de stabilisation est à peine supérieur au courant différentiel.
Une saturation d'un transformateur de courant en présence d'un défaut externe se distingue donc par le
passage initial d'un courant de stabilisation instantané élevé. L'indicateur de saturation prend sa décision
pendant le premier quart de période. Si un défaut externe a été détecté, la protection différentielle est bloquée
pendant un temps réglable. Le blocage est annulé dès que l'indicateur détecte que le point de travail Idiff/Istab
est stationnaire (c'est-à-dire sur au moins une période) à l'intérieur de la zone de déclenchement proche de la
caractéristique de défaut (≥ 80 % de la pente de la caractéristique de défaut). Ceci permet de détecter rapidement des défauts évolutifs apparaissant dans la zone à protéger même après un court-circuit externe antérieur
avec saturation des transformateurs de courant.
La stabilisation supplémentaire fonctionne de manière distincte pour chaque phase. Par le réglage, vous
pouvez déterminer si lors de l'entrée du critère de stabilisation seulement la phase correspondante ou égalements les autres phases de l'échelon différentiel sont bloquées (fonction crossblock).
Une autre stabilisation intervient lorsqu'un courant différentiel est affecté par un comportement secondaire
transitoire différent des jeux de transformateurs de courant. Cela survient lorsque le courant circule à la suite
de constantes de temps de courant continu dans le circuit secondaire des jeux de transformateurs de courant,
c-à-d. que les composantes continues indentiques primaires sont représentées différement secondairement et
conduisent donc à une composante continue dans le courant différentiel. Cette composante continue est détectée et conduit à un relèvement bref des seuils de démarrage de l'échelon différentiel.
Détection des composantes continues
Une autre stabilisation intervient lorsqu'un courant différentiel est affecté par un comportement secondaire
transitoire différent des jeux de transformateurs de courant. Cela survient lorsque le courant circule à la suite
de constantes de temps de courant continu dans le circuit secondaire des jeux de transformateurs de courant,
c-à-d. que les composantes continues indentiques primaires sont représentées différement secondairement et
conduisent donc à une composante continue dans le courant différentiel. Cette composante continue est détectée et conduit à un relèvement bref des seuils de démarrage de l'échelon différentiel. Dans ce cas, la caractéristique est élevée au facteur 2.
Stabilisation par harmoniques
Pour des transformateurs et des bobines d'inductance en particulier, des courants de magnétisation élevés
(courants magnétisants ou effet inrush), pénétrant dans la zone à protéger sans la quitter par la suite, peuvent
apparaître brièvement à l’enclenchement. Ils agissent dès lors comme des courants de défaut alimentés par
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
107
Fonctions
2.2 Protection différentielle
une extrémité. Des courants différentiels non désirés peuvent aussi résulter de la mise en parallèle de transformateurs ou lors de la surexcitation d'un transformateur par une hausse de tension ou une sous-fréquence.
Le courant d'appel peut atteindre un multiple du courant nominal et est caractérisé par une composante de
deuxième harmonique relativement élevée (double de la fréquence nominale), alors qu'elle est presque entièrement absente en cas de court-circuit. Si la composante de la deuxième harmonique dans le courant différentiel dépasse un seuil réglable, le déclenchement par seuil différentiel n'a pas lieu.
Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique stabilisatrice peut également être activée dans la
7UT613/63x (réglable). Vous avez le choix entre la troisième harmonique et la cinquième harmonique.
Une surexcitation stationnaire se caractérise par des harmoniques impaires. La troisième ou cinquième harmonique convient ici pour la stabilisation. Comme, dans le cas de transformateurs, la troisième harmonique
est souvent éliminée à l’intérieur du transfo (p. ex. dans un enroulement en triangle), la cinquième est appliquée
la plupart du temps .
Même dans des transformateurs-convertisseurs, les harmoniques impaires jouent un rôle qui n'apparaît pas
dans un court-circuit interne.
La proportion d'harmoniques contenue dans les courants différentiels est examinée. Des filtres numériques
exécutant une analyse de Fourier des courants différentiels sont employés pour l'analyse fréquentielle. Dès
que la proportion d'harmoniques excède les seuils réglables, une stabilisation de la phase concernée est prise
en compte. Les algorithmes des filtres sont optimisés conformément à leur comportement en régime transitoire
de manière à éviter de devoir prendre des mesures supplémentaires de stabilisation en présence de phénomènes dynamiques.
Comme la stabilisation à l'enclenchement est propre à chaque phase, la protection garde une efficacité optimale même si, p. ex., un transformateur est enclenché sur un défaut monophasé qui est un cas de figure où
un courant magnétisant (inrush) est susceptible de circuler dans une autre phase saine. Il est également possible de programmer la protection de manière à ce que le dépassement du seuil de courant permettant le
blocage des ordres de déclenchement ne stabilise pas uniquement la phase affectée au courant magnétisant
mais également les autres phases de l'échelon différentiel. Cette fonction appelée "blocage croisé" peut être
limitée à une durée déterminée.
Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité
Des défauts à haute intensité dans la zone de protection peuvent toujours être supprimés de manière instantanée sans tenir compte des courants de stabilisation si la grandeur du courant différentiel permet d'exclure la
présence d'un défaut externe. Dans des éléments à protéger caractérisés par une impédance directe propre
élevée (transformateur, générateur, réactance additionnelle), il est possible de trouver une valeur de courant
qui ne sera jamais dépassée par un courant de court-circuit traversant. Pour un transformateur, il s'agit, p. ex.,
de la valeur (primaire).
La protection différentielle de l’appareil 7UT613/63x possède un seuil de déclenchement instantané non stabilisé. Celui-ci reste actif même dans le cas où, en raison d’une saturation d'un transformateur de courant due à
une composante à courant continu dans le courant de court-circuit, p. ex., une deuxième harmonique apparaît,
ce qui pourrait être interprété par la stabilisation comme un courant d'appel.
Le déclenchement instantané évalue aussi bien la fondamentale du courant différentiel que les valeurs instantanées. Le traitement des valeurs instantanées garantit dès lors également un déclenchement instantané si la
fondamentale a été fortement atténuée par la saturation du transformateur de courant. Vu le décalage possible
des courants à l'apparition d'un court-circuit, le traitement des valeurs instantanées débute au double du seuil
de réglage.
108
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.2 Protection différentielle
Elévation du seuil de mise en route au démarrage
L’élévation du seuil d’activation est particulièrement utile pour des moteurs. Contrairement aux transformateurs, le courant d'enclenchement des moteurs est un courant traversant. Des courants différentiels peuvent
néanmoins être générés si les transformateurs de courant contiennent une certaine magnétisation rémanente
avant la mise sous tension, ce qui amène à ce que la magnétisation s’opère à partir de différents points de
travail de leur hystérésis. Malgré leur faiblesse, ces courants différentiels peuvent avoir une influence négative
avec un réglage sensible de la protection différentielle.
L'élévation du seuil d'activation offre une sécurité supplémentaire contre les fonctionnements intempestifs au
démarrage d'un équipement à protéger qui n'était pas alimenté en courant auparavant. Si le courant de stabilisation d'une phase est tombé en-dessous du seuil réglable STAB. DEMAR., l'augmentation du seuil de démarrage est activée. En fonctionnement normal, le courant de stabilisation est deux fois plus élevé que le
courant de circulation ; le fait de ne pas atteindre ce seuil peut servir de critère pour définir l’état déclenché de
l’équipement à protéger. La valeur de démarrage I-DIFF> et les autres plages du seuil Idiff> sont augmentés
d'un facteur réglable (figure 2-22).
Le rétablissement du courant de stabilisation indique la fin du démarrage. Après une temporisation réglable
TPS MAX. DEMAR., l'augmentation de la caractéristique est annulée. Des rapports de courant Idiff/Istab proches
la caractéristique de défaut (≥ 80 % de la pente de la caractéristique de défaut) conduisent aussi anant l’ecoulement du temps TPS MAX. DEMAR. au déclenchement.
Figure 2-22
Elévation du seuil d’activation au démarrage
Caractéristique de déclenchement
La figure 2-23 montre la caractéristique de déclenchement complète de l'appareil 7UT613/63x. La plage a de
la caractéristique représente le seuil de sensibilité de la protection différentielle (valeur de réglage I-DIFF>)
et tient compte de courants de défaut constants tels que des courants magnétisants.
La plage b tient compte des défauts proportionnels au courant dus à des erreurs de transformation des transformateurs de courant et des convertisseurs d'entrée de l'appareil, voire à des écarts d'adaptation et à des
commutateurs à plots dans le cas de transformateurs à régulation de tension.
Dans la zone des fortes intensités, susceptibles de provoquer une saturation des transformateurs, la plage c
garantit une stabilisation renforcée.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
109
Fonctions
2.2 Protection différentielle
Figure 2-23
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle
Dans le cas de courants différentiels situés au-delà de la plage d, le déclenchement est indépendant du
courant de stabilisation et de la stabilisation harmonique (valeur de réglageI-DIFF>>). C'est donc la zone de
„déclenchement rapide pour défauts à forte intensité“.
La plage de stabilisation additionnelle est déterminée par l'indicateur de saturation (voir section „Stabilisation
additionnelle en présence de défauts externes“).
Les grandeurs Idiff et Istab sont positionnées sur la caractéristique de déclenchement par la protection différentielle. Si ces grandeurs donnent un point à l'intérieur de la zone de déclenchement, un déclenchement se produit. Si les rapports de courant Idiff/Istab produisent un point proche de la caractéristique de défaut (≥ 80 % de
la pente de la caractéristique de défaut), la protection se déclenche si les caractéristiques de déclenchement
ont été fortement augmentées de manière exagérée par la stabilisation supplémentaire, la détection de courant
continu ou de démarrage.
Excitation, retombée
En règle générale, une protection différentielle n'a pas besoin d'„excitation“ puisque la détection des défauts et
la condition de déclenchement sont identiques. A l’instar de tous les appareils SIPROTEC 4, la protection
7UT613/63x possède toutefois aussi une excitation qui marque un temps initial pour une série d'activités successives. L'excitation détermine le début d'un défaut. C'est nécessaire, p. ex., pour réaliser des enregistrements perturbographiques. Toutefois, certaines fonctions internes requièrent aussi le moment le plus précis
possible de l’apparition du défaut, même si celui-ci se produit en dehors de la zone protégée ; citons à titre
d’exemple l'indicateur de saturation qui doit déjà remplir sa tâche en présence d'un courant de court-circuit traversant.
L'excitation permet de reconnaître le moment où la fondamentale du courant différentiel atteint 85 % de la
valeur de réglage ou le moment où le courant de stabilisation excède 85 % dans la zone de stabilisation additionnelle. De même, le dépassement du seuil de déclenchement instantané pour les courts-circuits à forte intensité produit un signal d'excitation.
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2.2 Protection différentielle
Figure 2-24
Démarrage de la protection différentielle
Si une stabilisation est activée par une harmonique supérieure, la première chose à faire est d'analyser les
composantes harmoniques (±1 période) afin de vérifier les conditions de stabilisation. Sinon, l'ordre de déclenchement est émis dès que les conditions de déclenchement sont remplies.
Pour des cas particuliers, l'ordre de déclenchement peut être temporisé. Le diagramme logique suivant représente la logique de déclenchement simplifiée.
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2.2 Protection différentielle
Figure 2-25
112
Logique de déclenchement de la Protection différentielle (simplifiée)
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2.2 Protection différentielle
La retombée permet de détecter si, pendant un intervalle de deux périodes, aucune excitation n'est plus présente dans la valeur différentielle, c'est-à-dire si le courant différentiel est tombé sous 70% du seuil de réglage
et que les autres conditions d'excitation ne sont plus non plus réunies.
Si aucun ordre de déclenchement n'a été envoyé, le défaut prend fin avec la retombée.
Si un ordre de déclenchement avait malgré tout été généré, il est maintenu pendant la durée minimale des
ordres de déclenchement et d'enclenchement qui a été réglée pour toutes les fonctions de protection dans les
paramètres généraux de l'appareil (voir aussi 2.1.4). La retombée peut avoir lieu si les autres conditions de
retombée mentionnées ci-dessus sont aussi remplies.
2.2.2
Protection différentielle pour transformateurs
Adaptation des grandeurs de mesure
Sur des transformateurs, pour des courants traversants, les courants mesurés du côté secondaire des transformateurs de courant ne sont habituellement pas identiques, mais ils sont déterminés par la transformation et
l’indice de couplage du transformateur à protéger ainsi que par les courants nominaux des transformateurs de
courant. Les courants doivent dès lors être adaptés avant de pouvoir être comparés.
Cette adaptation s'effectue par calcul. Un adaptateur externe est donc normalement inutile.
Les courants digitalisés sont toujours comparés au courant nominal du transformateur. C’est pourquoi les
valeurs nominales du transformateur, c'est-à-dire la puissance nominale, les tensions nominales et les courants nominaux primaires des transformateurs de courant, ont été introduites dans l'appareil de protection (chapitre „Caractéristiques générales de l'installation“ à la section „Données d'objet pour transformateurs“, et „Données de transformateur de courant sur les points de mesure triphasés“).
La figure 2-26 montre un exemple de l'adaptation des amplitudes. Les courants primaires des deux côtés S1
(378 A) et S2 (1663 A) se calculent à partir de la puissance apparente nominale du transformateur (72 MVA)
et des tensions nominales des enroulements (110 kV et 25 kV). Comme les courants nominaux du transformateur de courant diffèrent des courants nominaux des côtés, les courant secondaires sont mulitpliés par les facteurs k1 et k2. Il en résulte sous les conditions nominales du transformateur les mêmes courants secondaires
des deux côtés du transformateur , ces courants correspondent au courant nominal secondaire.
Figure 2-26
Adaptation des amplitudes illustrée par l'exemple d'un transformateur à deux enroulements
(sans tenir compte de l’indice de couplage)
Sur les transformateurs présentant plus de 2 enroulements, les enroulements peuvent être de modèles destinés à des puissances différentes. Afin de pouvoir comparer les courants qui en résultent pour la protection différentielle, tous les courants sont rapportés à l'enroulement (= côté de l'objet à protéger) de plus grande puissance apparente nominale. Elle est désigné comme puissance nominale de l'objet à protéger.
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2.2 Protection différentielle
Dans l'exemple de la figure 2-27, les enroulements 1 (S1) et 2 (S2) sont conçus pour 72 MVA. Les mêmes considérations qu'à la figure 2-26 sont à prendre en compte. Le troisième enroulement (S3) en revanche n'est dimensionné que pour 16 MVA (p. ex. comme enroulement auxiliaire). Le courant nominal de cet enroulement
(= côté de l'objet à protéger) s'élève donc à 924 A. Il doit cependant être calculé avec des courants comparables pour la protection différentielle. C'est pourquoi la puissance nominale de l'objet à protéger de 72 MVA doit
être prise comme base pour le troisième enroulement. Il en résulte un courant nominal (dans ce cas courant
sous conditions nominales de l'objet à protéger, c-à-d. pour 72 MVA) de 4157 A. C'est la grandeur de référence
pour les courants du troisième enroulement. Les courants sont donc multipliés par le facteur k3.
Figure 2-27
Adaptation des amplitudes illustrée par l'exemple d'un transformateur à trois enroulements
(sans tenir compte de l’indice de couplage)
Cette adaptation des valeurs est réalisée par l'appareil lui-même sur la base des valeurs nominales réglées
(section „Caractéristiques générales de l'installation“ sous le paragraphe „Données d’objet pour transformateurs“, et „Données de transformateur de courant pour points de mesure triphasés“). Une fois l’indice de couplage introduit, il est capable de comparer les courants selon des règles de calcul prédéfinies.
Les courants sont convertis par des matrices de coefficients programmées qui simulent la formation des différences dans les enroulements des transformateurs. Chaque couplage envisageable (y compris les permutations de phases) est possible. Le régime du point neutre des enroulements du transformateur joue également
un rôle.
Point neutre du transformateur non mis à la terre
La figure 2-28 présente un exemple pour l’indice de couplage Yd5 sans mise à la terre du point neutre. Les
enroulements sont représentés en haut, les diagrammes vectoriels de courants traversants symétriques sont
illustrés juste en dessous. L'équation matricielle se présente sous la forme suivante:
114
(Im)
Matrice des courants adaptés IA, IB, IC,
k
constante pour l'adaptation des amplitudes,
(K)
matrice de coefficients, dépendante de l’indice de couplage,
(In)
Matrice des courants de phase IL1, IL2, IL3.
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2.2 Protection différentielle
Du côté gauche (triangle), les courants adaptés IA, IB, IC résultent de la formation de la différence des courants
de phase IL1, IL2, IL3, tandis que, du côté droit (étoile), les courants de phase sont égaux aux courants des enroulements (la figure ne tient pas compte de l'adaptation des amplitudes).
Figure 2-28
Adaptation de l’indice de couplage à l'aide de l'exemple Yd5 (sans prise en compte de l’adaptation des amplitudes)
Comme aucun point n'est mis à la terre à l'intérieur de la zone de protection, aucun courant homopolaire significatif ne peut apparaître dans la zone de protection en cas de défaut externe, même si le point neutre du
réseau est mis à la terre à un autre point. En revanche, dans le cas d'un défaut de terre compris dans la zone
à protéger, un courant homopolaire est possible sur le point de mesure correspondant si le réseau est relié à
la terre en un autre point ou si le réseau comporte une autre mise à la terre (double défaut de terre dans le
réseau non relié à la terre). Les courants homopolaires pouvant survenir en présence de défauts internes, ils
n'ont aucune influence sur la stabilité de la protection différentielle.
En revanche, en présence de défauts internes, les courants homopolaires affectent considérablement la sensibilité (parce qu'ils viennent de l'extérieur). On peut obtenir une sensibilité particulièrement élevée en cas de
défauts de terre dans la zone à protéger à l'aide de la protection à maximum de courant pour courant homopolaire (paragraphe 2.4.1) et/ou de la protection monophasée à maximum de courant (paragraphe 2.7), également utilisable comme protection différentielle à haute impédance.
Point neutre du transformateur mis à la terre
Le principe de la protection différentielle repose sur le fait qu'en situation saine, la somme de tous les courants
entrant dans l’équipement à protéger doit être égale à zéro. Si le point neutre d’un enroulement de transformateur est relié à la terre, dans le cas d'un défaut de terre, il est possible qu'un courant entre dans la zone à protéger en passant par ce point neutre. Pour obtenir une somme complète, ce courant doit donc être pris en
compte. A la figure 2-29, on observe par exemple un courant homopolaire (–IL3 = –3 · I0), sortant sur le côté
droit dans les courants de phase, en présence d'erreur externe. Ce courant homopolaire correspond au
courant entrant dans le point neutre (ISt = 3 · I0), de sorte qu'au bout du compte, les courants s'annulent.
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2.2 Protection différentielle
Figure 2-29
Exemple de défaut de terre extérieur au transformateur, avec répartition des courants
Dans ce cas, l'équation matricielle complète pour le côté relié à la terre (Y droite), compte tenu de tous les courants entrant, se présente comme suit :
ISt correspond à –3 I0 en présence d'un courant traversant. Conséquence : en cas de défaut de terre compris
dans la zone du transformateur, le courant homopolaire est activé (désactivé I0 = 1/3 ISt), en cas de défaut de
terre non compris dans la zone, le courant homopolaire est absent étant donné que le courant homopolaire
mesuré aux bornes 3 ·I0 = (IL1 + IL2 + IL3) (ici négatif) est compensé par le courant du point neutre ISt. Cela
garantit dès lors une sensibilité quasi-totale pour les défauts de terre internes tandis que le courant homopolaire est éliminé automatiquement avec des défauts de terre externes. Pour prendre en compte le courant de
défaut à la terre, le paramètre avancé Prot.diff doit être activé avec le courant de terre mesuré, côté x (adresses
1211 DIFF mes. IT C1 à 1215 DIFF mes. IT C5 = Oui).
La sensibilité aux défauts de terre dans la zone protégée peut encore être améliorée avec la protection différentielle de terre.(paragraphe 2.3).
Le courant neutre n'est pas accessible
Il est toutefois très fréquent que le courant neutre ne soit pas accessible. Une somme complète de tous les
courants entrant dans l’équipement à protéger n'est pas possible, car ISt n'est pas influencé. Pour que le
courant neutre dans les courants de phase (–IL3 = –3 · I0) n'entraîne pas un courant différentiel erroné, il doit
être éliminé.
La figure 2-30 présente un exemple pour l’indice de couplage YNd5 avec mise à la terre du point neutre du
côté raccordé en étoile.
Du côté gauche de la figure 2-30, le courant homopolaire s’annule automatiquement par le calcul de la différence des courants, d'autant plus qu'aucun courant homopolaire n'est possible dans le transformateur proprement dit, à l'exception de l'enroulement en triangle. Le courant homopolaire doit être éliminé du côté droit si le
courant du point neutre ne peut être mesuré. Ceci se calcule à partir de l'équation matricielle, par exemple pour
IA:
1
/3 · (2 IL1 – 1 IL2 – 1 IL3) = 1/3 · (3 IL1 – IL1 – IL2 – IL3) = 1/3 · (3 IL1 – 3 I0) = (IL1 – I0).
L'élimination du courant homopolaire permet de neutraliser, sans mesures externes particulières, les courants
de défaut qui transitent aussi par les transformateurs de courant conséquemment à une mise à la terre dans
la zone protégée (point neutre du transformateur ou bobine de mise à la terre), y compris en cas de défauts de
terre dans le réseau. Dans la figure 2-30, un défaut externe provoque p. ex. l'apparition d'un courant homopolaire du côté droit et pas du côté gauche. Une comparaison des courants sans élimination du courant homopolaire et sans prise en compte du courant neutre donnerait donc un résultat incorrect (courant différentiel
malgré un défaut externe).
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2.2 Protection différentielle
Figure 2-30
Adaptation de l’indice de couplage à l’aide de l’exemple YNd5 (sans prise en compte de l’adaptation des amplitudes)
La figure 2-31 présente un exemple de défaut de terre touchant un côté en triangle situé à l'extérieur de la zone
protégée, avec une bobine de mise à la terre installée à l'intérieur de la zone protégée (bobine zigzag). Un
courant homopolaire apparaît aussi du côté droit et pas du côté gauche. Si la bobine de mise à la terre se trouvait à l'extérieur de la zone protégée (transformateur de courant entre le transformateur de puissance et la
bobine de mise à la terre), le courant homopolaire serait inoffensif, car il ne passerait pas par le point de mesure
(transformateur de courant).
Figure 2-31
Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur, avec bobine de mise à la terre à
l’intérieur de la zone protégée avec répartition des courants
L'élimination du courant homopolaire présente l'inconvénient d'insensibiliser davantage la protection différentielle en cas de défauts de terre dans la zone protégée du côté mis à la terre (d'un facteur 2/3, puisque le courant
homopolaire représente 1/3 du courant de court-circuit). Elle est donc inutile en l'absence de mise à la terre du
point neutre dans la zone protégée (voir la figure 2-28) ou si le courant neutre ne peut être détecté
(figure 2-29). Si par exemple un coupe-circuit de surtension est connecté au point neutre, il faut cependant re-
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
noncer à cet avantage afin de ne pas identifier une interruption du coupe-circuit de surtension comme un défaut
interne. Pour ce faire, il faut régler le point neutre du côté correspondant sur mis à la terre (adresses 313
POINT NEUTRE C1, 323 POINT NEUTRE C2, 333 POINT NEUTRE C3, 343 POINT NEUTRE C4, 353
POINT NEUTRE C5).
Particularités des autotransformateurs
Afin de pouvoir comparer les courants pour la protection différentielle, tous les courants sont rapportés à l'enroulement (= côté de l'objet à protéger) de plus grande puissance apparente nominale. Elle est désignée
comme puissance nominale de l'objet à protéger. Si la plus haute puissance apparente nominale apparaît plusieurs fois, le côté avec le courant nominal le plus élevé est choisi comme côté de référence, contrairement
aux autres objets à protéger.
Dans le cas des autotransformateurs, il n'y a que le couplage Y(N)y0 pour les enroulements auto-connectés
(figure 2-32). Une mise à la terre du point neutre agit sur tous enroulements auto-connectés raccordés aux extrémités réseau (haute tension et basse tension). En cas de défaut de terre, un couplage s’établit entre les deux
extrémités réseau via la mise à la terre commune du point neutre.
Figure 2-32
Autotransformateur avec point neutre mis à la terre
Le courant neutre ISt serait aussi ici nécessaire à un traitement complet de tous les courants circulant dans la
zone de protection. S'il n'est pas accessible, le courant homopolaire doit être éliminé des courants de phase.
Cela signifie que la matrice doit être pourvue de l'élimination du courant homopolaire des deux côtés. Comme
pour les enroulements séparés, la protection différentielle voit sa sensibilité réduite à 2/3 du courant de défaut
en cas de défaut à la terre, étant donné que le courant homopolaire représente 1/3 du courant de court-circuit.
Si toutefois le courant neutre est accessible et raccordé à l'appareil, tous les courants circulant dans la zone
de protection sont disponibles. Les courants homopolaires dans les phases sont annulés par la somme du
courant au point neutre pour les défauts à la terre externes. La sensibilité totale de la protection différentielle
est ainsi garantie en cas de défaut à la terre interne. Pour prendre en compte le courant de défaut à la terre,
le paramètre avancé Prot.diff doit être activé avec le courant de terre mesuré, côté x (adresses 1211 DIFF
mes. IT C1 à 1215 DIFF mes. IT C5 = Oui).
La protection différentielle de terre ou la protection différentielle à haute impédance peut être utilisée pour améliorer encore la sensibilité aux défauts de terre dans la zone à protéger à l’aide du courant du point neutre.
Groupe d'autotransformateurs avec comparaison de sommes de courant
Une autre possibilité d'obtenir une bonne sensibilité au défaut à la terre pour les autotransformateurs, est
offerte pour les groupes d'autotransformateurs pour lesquels trois autotransformateurs monophasés sont connectés ensemble (un par phase). Sur un tel montage, le défaut de terre monophasé est naturellement l'erreur
la plus vraisemblable, étant donné que les défauts entre phases sont exclus dans la pratique en raison de la
séparation physique. Il est ici possible d'effectuer une protection de comparaison des courants sur chaque enroulement qui enregistre la somme de tous les courants allant vers le „noeud“ (à savoir l'enroulement). Un autre
enroulement par séparation galvanique (en général l'enroulement en triangle) ne peut cependant pas être
protégé par cette méthode de protection. Les autres prérequis sont, lors de la configuration du volume fonc-
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2.2 Protection différentielle
tionnel, que le réglage OBJET PROTEGE = Noeud autotfo soit réalisé et que la topologie de protection ait
été définie en conséquence (chapitre 2.1.4, section „Topologie de l'objet à protéger“ sous le paragraphe
„Groupe d'autotransformateurs“).
Figure 2-33
Groupe d'autotransformateur avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre
Particularités des transformateurs monophasés
Il est possible de réaliser des transformateurs monophasés avec une ou deux phases par enroulement ; dans
ce dernier cas, les phases peuvent être logées sur un ou deux noyaux. Pour obtenir une adaptation optimale
des grandeurs de mesure dans tous les cas, il faut toujours garantir deux entrées de mesure par enroulement,
y compris en présence d'un seul transformateur de courant. Les courants doivent toujours être branchés aux
entrées IL1 et IL3 et sont dès lors désignés IL1 et IL3 dans la suite du texte.
Avec deux phases, ils peuvent être mis en série (ce qui correspond à un enroulement en étoile) ou en parallèle
(ce qui correspond à un enroulement en triangle). Le déphasage entre les enroulements ne peut être égal qu'à
0° ou 180°. La figure 2-34 présente un exemple de transformateur monophasé à deux phases permettant aussi
de définir les sens du courant.
Figure 2-34
Exemple de transformateur monophasé avec répartition des courants
Comme sur un transformateur triphasé, les courants peuvent être adaptés à l'aide de matrices de coefficients
programmées. La formule générale se présente comme suit :
(Im)
= k· (K)· (In)
avec
(Im)
- Matrice des courants adaptés IA, IC,
k
- Constante pour l'adaptation des valeurs,
(K)
- Matrice des coefficients,
(In)
- Matrice des courants de phase IL1, IL3.
Comme le déphasage entre les enroulements ne peut être égal qu'à 0° ou 180°, seul le traitement des courants
homopolaires en plus de l'adaptation des amplitudes n’a de sens. Si un „point neutre“ de l'enroulement concerné n'est pas mis à la terre (à gauche dans la figure 2-34), les courants de phase sont directement exploitables.
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2.2 Protection différentielle
Si au contraire un „un point neutre“ est mis à la terre (dans la figure 2-34 à droite), le courant homopolaire doit
être éliminé par la différence des courants tant qu'une image complète de tous les courants circulant dans la
zone de protection n'est pas disponible, c-à-d. tant que le „courant neutre“ n'est pas détectable. L'élimination
de courant homopolaire permet de neutraliser, sans mesures externes particulières, les courants de défaut qui
transitent aussi par les transformateurs de courant à la suite d'une mise à la terre dans la zone protégée, y
compris en cas de défauts de terre dans le réseau.
Les équations matricielles se présentent comme suit pour les enroulements de gauche et de droite de la figure
2-34
L'élimination du courant homopolaire présente l'inconvénient d'insensibiliser davantage la protection différentielle en cas de défauts de terre dans la zone protégée (d'un facteur 1/2, puisque le courant homopolaire représente 1/2 du courant de court-circuit). Cependant, la protection peut aussi être sensibilisée aux défauts de terre
dans la zone protégée si le „courant dans le point neutre“ du transformateur est disponible; pour ce faire, un
transformateur de courant doit être installé entre la mise à la terre et le „point neutre“ du transformateur (figure
2-35). Pour prendre en compte le courant de défaut à la terre, le paramètre avancé Prot.diff doit être activé
avec le courant de terre mesuré, côté x (adresses 1211DIFF mes. IT C1 à 1215DIFF mes. IT C5 = Oui).
Figure 2-35
Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur monophasé, avec répartition des
courants
Les équations matricielles se présentent alors comme suit:
ou ISt est le courant circulant entre la terre et le „point neutre“ de l'enroulement raccordé à la terre.
Le courant homopolaire n'est pas éliminé dans ce cas. Au contraire, la moitié du courant neutre ISt est ajoutée
pour chaque phase. Conséquence: en cas de défaut de terre à l'intérieur de la zone du transformateur, le
courant homopolaire est également pris en compte (à partir de I0 = –1/2 · ISt), alors qu'il tombe en cas de défaut
de terre à l'extérieur de la zone, car le courant homopolaire mesuré aux bornes I0 = (IL1 + IL3) annule le courant
neutre ISt. Cela garantit dès lors une sensibilité totale pour les défauts de terre internes tandis que le courant
homopolaire est éliminé automatiquement avec des défauts de terre externes.
La sensibilité aux défauts de terre dans la zone protégée peut encore être améliorée avec la protection différentielle de terre (paragraphe 2.3).
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2.2 Protection différentielle
2.2.3
Protection différentielle pour générateurs, moteurs et réactances
Adaptation des grandeurs de mesure
Les mêmes conditions s'appliquent en principe aux générateurs, aux moteurs et aux bobines d'inductance. La
zone à protéger est limitée aux deux extrémités de l’élément à protéger par les transformateurs de courant.
Dans le cas de générateurs et de moteurs, il s'agit de la zone comprise entre le jeu de transformateurs dans
le raccordement du point neutre et le jeu de transformateurs du côté des bornes. Comme, avec une protection
différentielle, le sens du courant est habituellement défini positivement entrant dans l'équipement à protéger, il
en résulte les définitions illustrées à la figure 2-36.
Figure 2-36
Définition du sens du courant pour une protection différentielle longitudinale
La protection différentielle de l’appareil 7UT613/63x rapporte tous les courants au courant nominal de l'équipement à protéger. Les données nominales, c'est-à-dire la puissance nominale, la tension nominale et les courants nominaux primaires des transformateurs de courant, sont à introduire dans l'appareil. L'adaptation des
valeurs de mesure se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant.
Protection différentielle transversale
Il existe une particularité pour l'application en tant que protection différentielle transversale. Pour ce cas, la
figure 2-37 donne les définitions des courants de mesure.
Dans le cas de la protection différentielle transversale, la zone protégée est limitée aux extrémités des phases
correspondantes parallèles. Un courant différentiel apparaît toujours dans ce cas-ci, si et seulement si les courants des phases mises en parallèle sont différents, ce qui correspond à un courant de défaut dans une phase.
Figure 2-37
Définition du sens du courant pour une protection différentielle transversale
Comme, dans ce cas, tous les courants affluent vers l’équipement à protéger en fonctionnement normal, soit
dans le sens inverse des autres applications, une polarité „erronée“ est réglée pour un jeu de transformateurs
de courant, comme décrits pour les 2.1.4 sous „Données de tranformateurs à points de mesure triphasés“).
Traitement du point neutre
Quand la protection différentielle est utilisée comme protection de générateur ou de moteur, il est inutile d'analyser séparément le courant homopolaire, même si le point neutre de la machine (forte ou faible résistance oh-
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2.2 Protection différentielle
mique) a été relié à la terre. À chaque défaut externe, les courants de phase correspondants sont identiques
aux deux points de mesure. En présence d'un défaut interne, chaque courant de court-circuit résulte toujours
dans la formation d’un courant différentiel.
Si le point neutre de la machine (à forte ou faible résistance ohmique) est raccordé à la terre, il est possible
d'atteindre, grâce à la „protection différentielle de terre“ (voir chapitre 2.3) ou à la „protection différentielle à
haute impédance“ (voir chapitre 2.7), une sensibilité aux défauts de terre particulièrement élevée dans la zone
protégée.
2.2.4
Protection différentielle pour bobines d’inductance
Si, dans le cas de bobines d'inductance (shunt), des transformateurs de courant sont disponibles des deux
côtés de l'enroulement de chaque phase, ils peuvent être considérés comme des réactances additionnelles.
La plupart du temps, les transformateurs de courant ne sont présents que du côté de la ligne et au point neutre
(voir figure 2-38). Il est alors intéressant de comparer les courants homopolaires. La „protection différentielle
de terre“ convient pour cette tâche (voir 2.3).
Si le raccordement à la bobine ne contient pas de transformateur de courant, mais que des transformateurs
sont installés de part et d'autre des points de connexion (figure 2-38), il faut en principe appliquer les mêmes
conditions que pour les autotransformateurs. Un tel montage est dès lors considéré comme un autotransformateur.
Quand une bobine de mise à la terre (zigzag) est placée à l'extérieur de la zone de protection d'un transformateur, elle peut avoir une zone de protection propre, de la même façon qu'une bobine d'inductance. La différence
avec la bobine d'inductance se limite au fait qu’un zigzag possède une faible impédance ohmique pour le
courant homopolaire.
Figure 2-38
2.2.5
Définition du sens du courant pour une bobine d’inductance
Protection différentielle pour mini-jeux de barres et lignes courtes
Par mini-jeux de barres ou nœud, il faut entendre une portion de ligne triphasée continue qui est limitée par
des transformateurs de courant. Ces nœuds peuvent être de courtes dérivations ou des mini-jeux de barres.
Dans le cas de transformateurs, la protection différentielle ne peut pas être mise en œuvre dans ce mode de
fonctionnement et il faut plutôt recourir à la fonction de „protection différentielle pour transformateurs“. Elle ne
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2.2 Protection différentielle
peut pas non plus être employée pour d'autres inductances, comme bobines d’inductance et les réactances
additionnelles.
Ce mode de fonctionnement est également intéressant pour des lignes courtes. Dans ce contexte, „court“ signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux extrémités de la ligne et l’appareil, ne représente pas une charge trop élevée pour le transformateur de courant. Les courants capacitifs induits dans
les câbles jouent en revanche un rôle négligeable, car la protection différentielle n'est habituellement pas
réglée sur un niveau très sensible pour cette application.
Comme, dans le cas de la protection différentielle, le sens du courant est généralement défini positivement
dans le sens de l’élément à protéger, nous obtenons les définitions illustrées aux figures 2-39 et 2-40.
Pour les modèles 7UT613 et 7UT633, des nœuds triphasés ou mini-jeux de barres à trois extrémités peuvent
être protégés, pour le modèle 7UT635, il est possible de protéger jusqu'à 5 extrémités. La figure 2-41 présente
un exemple pour un jeu de barres avec 4 travées.
Figure 2-39
Définition du sens du courant pour un nœud (jeu de barres à 2 travées)
Figure 2-40
Définition du sens du courant pour des lignes courtes
Figure 2-41
Définition du sens du courant avec un jeu de barres avec 4 travées
La protection différentielle de l’appareil 7UT613/63x rapporte tous les courants au courant nominal de l'équipement à protéger. À cette fin, le courant nominal de l'équipement à protéger (ici le jeu de barres ou la ligne)
et les courants nominaux primaires des transformateurs de courant sont à introduire dans l'appareil. L'adaptation des grandeurs de mesure se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant, pour lesquels
le jeu de barre est utilisé comme base pour la comparaison des courants nominaux (adresse 371 IN
EXPLOIT. JDB ). Si les travées ou les extrémités ont des courants nominaux différents, le plus grand des
courants nominaux est utilisé comme base pour la comparaison des courants ; tous les autres courants sont
calculés sur cette base. En général, aucun adaptateur externe n'est requis.
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
Surveillance du courant différentiel
Alors que des transformateurs, des bobines et des machines tournantes requièrent normalement un réglage
très sensible de la protection différentielle afin de détecter également les défauts présentant de faibles courants de défaut, les jeux de barres ou les lignes courtes se distinguent par des courants de court-circuit plus
élevés, ce qui permet de régler une valeur de démarrage plus haute (supérieure au courant nominal). Il est dès
lors possible de surveiller les courants différentiels à un niveau très bas et de détecter un défaut dans le circuit
secondaire des transformateurs de courant en présence de faibles courants différentiels, c'est-à-dire dans la
zone normale du courant de charge.
Cette surveillance fonctionne de manière sélective en phase. En charge, la circulation d'un courant différentiel
de la grandeur d'un courant de travée indique l’absence d’un courant secondaire et, dès lors, un défaut dans
le circuit secondaire du transformateur de courant. Cette alarme est temporisée. Simultanément, la protection
différentielle est bloquée pour cette phase.
Libération de déclenchement par critère de courant
Avec des jeux de barres et des lignes courtes, l'ordre de déclenchement n’est seulement libéré que quand au
moins un des courants entrants dépasse un seuil. Le dépassement d'une valeur réglable par les trois courants
de phase de chaque point de mesure pour l'équipement à protéger est surveillé. Le déclenchement n'intervient
que si au moins un des courants dépasse cette valeur.
2.2.6
Protection différentielle monophasée pour jeux de barres
Le relais 7UT613/63x possède 9 ou 12 entrées de courant équivalentes. Il est ainsi possible de réaliser une
protection différentielle monophasée pour jeux de barres comportant jusqu'à 9 ou 12 travées.
Il existe deux possibilités pour le raccordement :
• Une protection 7UT613/63x est utilisée pour chaque phase. Pour toutes les travées du jeu de barres, le
courant de chaque phase est relié à un appareil 7UT613/63x propre.
• Les trois courants de phase de chaque travée sont convertis en un courant monophasé équivalent par un
transformateur de mixage (externe). Les courants mixés ainsi formés pour chaque travée sont connectés à
un appareil.
Connexion par phase
Dans le cas d'une connexion par phase, une protection 7UT613/63x est nécessaire pour chaque phase. La
sensibilité est identique pour tous les types de défauts. Les relais 7UT613 et 7UT633 sont conçus pour jusqu'à
9 travées, le relais 7UT635 pour jusqu'à 12 travées.
La protection différentielle de l’appareil 7UT613/63x rapporte tous les courants au courant nominal de l'équipement à protéger. Il faut dès lors définir un courant nominal uniforme pour le jeu de barres. Il a été réglé sous
l'adresse 371 IN EXPLOIT. JDB. C'est le maximum du courant nominal de toutes les travées, telles qu'elles
on été réglées dans l'appareil lors de la configuration des caractéristiques de l'objet à protéger. L'adaptation
des valeurs de mesure dans l'appareil se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant. Si les
travées et/ou transformateurs de courant des travées présentent des courants nominaux primaires différents,
des adaptateurs externes ne sont habituellement pas nécessaires.
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
Figure 2-42
Protection pour jeux de barres monophasée, représentée pour L1
Connexion via transformateur de mixage
Dans le cas d'une connexion par transformateur de mixage, une seule 7UT613/63x suffit pour le jeu de barres,
car les trois courants de phase de chaque travée sont additionnés dans un transformateur de mixage TM pour
former un courant équivalent monophasé. La sensibilité aux différents types de défauts varie suite au mélange
asymétrique des courants de phase. Les relais 7UT613 et 7UT633 sont conçus pour 9 travées, le relais
7UT635 pour 12 travées.
Ici également, il importe de définir un courant nominal uniforme pour le jeu de barres. L'adaptation des valeurs
peut déjà résulter de la connexion des enroulements du transformateur de mixage. Le courant de sortie des
transformateurs de mixage est habituellement de 100mA pour un courant nominal symétrique du jeu de barres.
IN Obj = 100 mA est employé comme courant nominal à l'entrée de l'appareil.
Figure 2-43
Protection pour jeu de barres avec connexion par transformateur de mixage
Les transformateurs de mixage peuvent être connectés aux transformateurs de courant de plusieurs façons.
Dans le cas d'un jeu de barres, la même connexion doit toujours être utilisée pour toutes les travées.
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
Le schéma de raccordement illustré à la figure 2-44 est le plus courant. Les trois enroulements d'entrée du
transformateur de mixage sont raccordés à IL1, IL3 et IE. Il peut en principe s'employer dans tous les réseaux,
quel que soit le régime du point neutre du système. Il se distingue par une sensibilité élevée aux courants de
terre.
Figure 2-44
Raccordement au transformateur de mixage L1-L3-T
La figure 2-45 donne la pondération W = √3 pour un courant symétrique triphasé (IE = 0) ; cela signifie que le
flux de courant (nombre d'ampères-tour ou AT) du transformateur de mixage est aussi élevé qu'une grandeur
multiple de √3 avec un courant alternatif monophasé traversant l'enroulement possédant le moins de spires
(facteur 1). Avec 1 x IN comme courant de court-circuit symétrique triphasé, le courant monophasé secondaire
est égal à IM = 100 mA. Toutes les valeurs de réglage se rapportent à ces courants.
Figure 2-45
Addition des courants dans le transformateur de mixage avec une connexion L1-L3-T
Lors d'une connexion L1-L3-T (voir figure 2-44) nous obtenons, pour les différents types de défauts, les pondérations d'enroulement W et un rapport au défaut symétrique triphasé comme au tableau 2-5. En outre, les
courants d'entrée I1 nécessaires pour obtenir un courant secondaire IM = 100 mA, calculés avec la valeur
inverse du rapport, sont indiqués. Les valeurs de réglage doivent être multipliées par ce facteur afin d'obtenir
la valeur de démarrage effective.
Tableau 2-5
Types de défaut et pondérations d'enroulement pour raccordement L1-L3-T
Erreur
L1-L2-L3 (sym.)
L1-L2
L2-L3
L3-L1
L1-T
L2-T
L3-T
126
W
W/√3
I1 pour IM = 100 mA
√3
2
1
1
5
3
4
1,00
1,15
0,58
0,58
2,89
1,73
2,31
1,00 · IN
0,87 · IN
1,73 · IN
1,73 · IN
0,35 · IN
0,58 · IN
0,43 · IN
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2.2 Protection différentielle
Il ressort du tableau que la protection différentielle est plus sensible aux défauts de terre ou aux doubles
défauts de terre qu'aux courts-circuits entre phases. Cette sensibilité accrue provient du fait que l'enroulement
IT du transformateur de mixage (voir la figure 2-44) possède le nombre de spires le plus élevé. Le courant de
terre est introduit avec une pondération d'enroulement 3.
Si la sensibilité au courant de terre décrite n'est pas requise, vous pouvez opter pour une connexion selon la
figure 2-46. Celle-ci se justifie, p. ex., dans des réseaux mis à la terre présentant une impédance homopolaire
particulièrement basse, dans lesquels le courant de défaut peut être plus élevé avec un défaut de terre monophasé qu'avec un court-circuit biphasé. Avec ce schéma de raccordement, nous obtenons les valeurs du
tableau suivant 2-6 pour les sept courts-circuits possibles dans le réseau mis à la terre.
Figure 2-46
Raccordement par transformateur de mixage L1-L2-L3 avec sensibilité réduite aux courants de
terre
Figure 2-47
Addition des courants dans le transformateur de mixage avec une connexion L1-L2-L3
Tableau 2-6
Types de défaut et pondérations d'enroulement pour raccordement L1-L2-L3
Erreur
L1-L2-L3 (sym.)
L1-L2
L2-L3
L3-L1
L1-T
L2-T
L3-T
W
W/√3
I1 pour IM = 100 mA
√3
1
2
1
2
1
3
1,00
0,58
1,15
0,58
1,15
0,58
1,73
1,00 ·IN
1,73 ·IN
0,87 IN
1,73 ·IN
0,87 ·IN
1,73 ·IN
0,58 ·IN
Une comparaison avec les valeurs du tableau 2-5 pour L1-L3-T montre que la pondération W et donc la sensibilité sont plus faibles en cas de défauts de terre. La sollicitation thermique maximale est simultanément
abaissée à 36 %, soit (1,73/2,89)2.
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
Les possibilités de connexion décrites sont proposées à titre d'exemple. Une permutation cyclique ou acyclique
des raccords permet de privilégier certaines phases en cas de défaut double à la terre (surtout dans des
réseaux non mis à la terre). L'insertion d'un autotransformateur dans le circuit de courant de terre permet aussi
de relever la sensibilité aux défauts de terre.
Les types 4AM5120 sont recommandés comme transformateurs de mixage. Ils possèdent divers enroulements
d'entrée permettant de mixer les courants selon un rapport 2 : 1 : 3 et d'adapter, dans certaines conditions, des
courants primaires différents. La figure 2-48 montre le schéma des enroulements.
Le courant nominal d'entrée de chaque transformateur de mixage doit coïncider avec le courant nominal secondaire des transformateurs de courant principaux correspondants. Le courant nominal côté secondaire (=
courant nominal d'entrée pour l'appareil 7UT613/63x) est égal à IN = 0,1 A si la conversion est correcte.
Figure 2-48
Schéma des enroulements des transformateurs de mixage et d’adaptation 4AM5120
Surveillance du courant différentiel
Alors que des transformateurs, des bobines et des machines tournantes requièrent normalement un réglage
très sensible de la protection différentielle afin de détecter également les défauts présentant de faibles courants de défaut, les jeux de barres se distinguent par des courants de court-circuit plus élevés, ce qui permet
de régler une valeur de démarrage plus haute (supérieure au courant nominal). Il est dès lors possible de surveiller les courants différentiels à un niveau très bas et de détecter un défaut dans le circuit secondaire des
transformateurs de courant en présence de faibles courants différentiels, c'est-à-dire dans la zone normale du
courant de charge.
En charge, la circulation d'un courant différentiel de la grandeur d'un courant de travée indique l’absence d’un
courant secondaire et, dès lors, un défaut dans le circuit secondaire du transformateur de courant. Cette
alarme est temporisée. La protection différentielle est bloquée simultanément.
Libération de déclenchement par critère de courant
Avec des jeux de barres, l'ordre de déclenchement n’est seulement libéré que si au moins un des courants
entrants dépasse un seuil. Le dépassement d'une valeur réglable par les courants de chaque travée est surveillé. Le déclenchement n'intervient que si au moins un des courants dépasse cette valeur.
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
2.2.7
Instructions de réglage
Généralités
La protection différentielle ne peut être active et accessible que si cette fonction a été paramétrée lors de l'étendue des fonctions à l'adresse PROT. DIFF. comme étant Disponible (adresse 112). Si la fonction n'est
pas requise, il convient de la régler sur Non disponible.
Lors de la configuration des fonctions de protection, il convient aussi de définir la nature de l'équipement à protéger (adresse 105 OBJET PROTEGE). L'appareil ne propose que les paramètres pertinents pour l’équipement
à protéger réglé ; tous les autres sont masqués.
La fonction de protection différentielle peut être activée En ou désactivée Hors à l’adresse 1201 PROT.
DIFF.. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc.
relais).
Remarque
La protection différentielle est désactivée à la livraison. Motif : la protection ne peut pas être utilisée sans avoir
réglé au préalable les couplages et les valeurs de conversion. Si ces réglages ne sont pas définis, l'appareil
peut avoir des réactions imprévisibles (y compris un déclenchement) !
Traitement du point neutre
Si, dans le cas d'un enroulement de transformateur mis à la terre, le courant dans le raccordement du point
neutre, c'est-à-dire entre le point neutre et la mise à la terre, est disponible, il doit être pris en compte dans les
calculs de la protection différentielle. La sensibilité aux défauts de terre est ainsi assurée.
Si un point neutre est mis à la terre mais que le courant de terre n'est pas disponible pour la mesure par l'appareil, le courant homopolaire est automatiquement éliminé, afin de supprimer une mauvaise réaction de la
protection différentielle en cas de défaut à la terre externe, et les réglages suivants ne sont pas nécessaires.
Ils ne sont pas non plus nécessaires si le côté transformateur correspondant n'a absolument aucun point
neutre mis à la terre dans la zone de protection. Vous avez informé l'appareil des rapports de mise à la terre
lors du réglage des données d’objet (section „Données générales de l'installation“ au paragraphe „données
d’objet pour transformateurs“, adresses 313, 323, 333, 343 et/ou 353 et section „Topologie de l'objet à protéger“ au paragraphe „Affectation des entrées de mesure supplémentaires monophasée“).
Donc, dès qu'un côté est mis à la terre et que le courant du point neutre (via une entrée supplémentaire à 1
phase) est acheminé vers l'appareil, le paramètre de prise en compte du courant de terre à l'adresse 1211
DIFF mes. IT C1 pour le côté 1 doit être réglé sur „oui“.
Un réglage n'est possible qu'à l'aide de DIGSI dans Autres paramètres. Ceci est valable en conséquence
pour d'autres côtés éventuels :
• 1212 DIFF mes. IT C2, si le côté 2 est mis à la terre,
• 1213 DIFF mes. IT C3, si le côté 3 est mis à la terre,
• 1214 DIFF mes. IT C4, si le côté 4 est mis à la terre,
• 1215 DIFF mes. IT C5, si le côté 5 est mis à la terre.
Si vous choisissez Oui, le courant de terre correspondant est pris en compte par la protection différentielle.
Pour des autotransformateurs, le courant de terre de l'enroulement peut aussi être pris en compte lorsqu'un
jeu complet de transformateurs triphasés est installé du côté de la mise à la terre, comme dans l'exemple de
la figure 2-6, où les trois courants de phase peuvent aussi être raccordés à une entrée de mesure triphasée
de l'appareil au lieu du point de mesure Z3. L'appareil calcule alors la somme des trois courants et les utilise
comme courant de terre. Pour ce faire, réglez l'adresse 1216 DIFF IE3phMES sur Oui. La condition préalable
est que le point de mesure triphasé correspondant soit affecté à un côté et que celui-ci soit déclaré comme
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129
Fonctions
2.2 Protection différentielle
enroulement de mise à la terre (côté terre de l'enroulement auto-connecté). Ce réglage n’est possible qu’à
l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
Surveillance du courant différentiel
Pour la protection de jeu de barres ou la protection de lignes courtes, il est possible de surveiller le courant
différentiel. L'adresse 1208 SURV. IDIFF permet d'activer En et de désactiver Hors cette supervision. Elle
ne se justifie que s'il est possible d'opérer une distinction claire entre des courants parasites d’exploitation résultant d'un défaut de courant d'un transformateur de courant et des courants de défaut liés à un court-circuit
dans l'élément à protéger.
La valeur de démarrage I-DIFF> SURV. (adresse 1281) doit être suffisamment élevée pour empêcher une
activation résultant d'un défaut de transformation des transformateurs de courant et d’une légère erreur de conversion entre les différents transformateurs de courant. D'un autre côté, il faut que la valeur soit nettement inférieure au seuil de réponse de la protection différentielle (I-DIFF>, adresse 1221), car sinon aucune distinction ne serait possible entre courant parasite en raison d'absence de courant de mesure et courant de défaut
provoqué par un court-circuit. La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal de l'équipement à protéger. La temporisation T SURV. (adresse 1282) est valable pour la signalisation et le blocage de la protection
différentielle ; elle doit veiller à éviter un blocage en cas de court-circuit - y compris externe. Cette temporisation
est habituellement réglée sur quelques secondes.
Libération de déclenchement par critère de courant
Avec des jeux de barres et des lignes courtes, l'ordre de déclenchement n’est seulement libéré que si au moins
un des courants entrants dépasse un seuil. La protection différentielle ne déclenche que si au moins un des
courants mesurés dépasse le seuil LIBERATION I> (adresse 1210). La valeur de démarrage se rapporte au
courant nominal du côté correspondant. Si la valeur 0.00 I/InC (réglage par défaut) est introduite, ce critère de
libération n'est pas utilisé.
Si vous configurez cette libération (en réglant le paramètre sur une valeur supérieure à 0), la protection différentielle ne déclenche qu'en présence de ce critère de libération. Ceci s'applique même si le traitement extrêmement rapide de valeur instantanée a déjà détecté le défaut après quelques millisecondes pour des courants
différentiels très élevés.
Caractéristique du courant différentiel
Les paramètres de la caractéristique de déclenchement sont définis aux adresses 1221 à 1265. Pour la signification des paramètres, voir la figure 2-49. Les numéros affectés aux plages de la caractéristique correspondent aux adresses de réglage.
I-DIFF> (adresse 1221) est la valeur de démarrage du courant différentiel. Il s'agit de l’entièreté du courant
entrant dans la zone à protéger en cas de court-circuit, et ce, indépendamment de sa répartition aux extrémités
de l'équipement à protéger. La valeur de démarrage se rapporte au courant nominal de l'équipement à protéger. Un réglage sensible peut être choisi pour des transformateurs (réglage par défaut 0,2 · IN Obj). Pour les
bobines, générateurs et moteurs, un réglage encore plus sensible est possible, si les jeux de transformateurs
sont de types semblables. Une valeur plus élevée doit être retenue pour des lignes et des jeux de barres (en
général, une valeur supérieure au courant nominal). En cas d'écart très marqué des courants nominaux des
transformateurs de courant par rapport au courant nominal de l’équipement à protéger ou en cas de points de
mesure multiples, il faut s’attendre à des tolérances de mesure plus élevées.
Pour les jeux de barres et les lignes courtes, le courant s'écoulant peut être très important, selon l'installation.
L'échelon non stabilisé I-DIFF>> pourrait se déclencher par erreur. Dans de tels cas, il faut régler I-DIFF>>
sur ∞.
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
Figure 2-49
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle
La caractéristique de déclenchement se compose de deux plages supplémentaires. La première plage est déterminée par les adresses 1242 ORIGINE 1 et 1241 PENTE 1. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI
dans Autres paramètres. Cette plage tient compte de courants parasites proportionnels au courant. Il s'agit
essentiellement des erreurs de conversion des transformateurs de courant principaux ainsi que, sur des transformateurs, des courants différentiels apparaissant aux positions finales du régulateur en charge en raison
d'une plage de réglage éventuelle.
Le courant parasite proportionnel correspond à la plage de réglage dans la mesure où la tension nominale a
été corrigée comme indiqué au chapitre 2.1.4 sous la section „Données d'objet pour des transformateurs“.
La seconde plage rehausse la stabilisation dans la zone des hautes intensités où une saturation des transformateurs de courant peut apparaître. Son point de base est réglé à l’adresse 1244 ORIGINE 2 et se rapporte
au courant nominal de l’élément à protéger. La pente de la droite est définie à l’adresse 1243 PENTE 2. Cette
plage de la caractéristique influence la stabilité en cas de saturation des transformateurs de courant. Plus la
pente est forte, plus la stabilisation est bonne. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
Temporisations
Dans des cas d'application particuliers, il peut être intéressant de retarder le déclenchement de la protection
différentielle à l'aide d'une temporisation supplémentaire. La temporisation 1226 T I-DIFF> débute dès qu'un
défaut interne est détecté dans l'équipement à protéger par le seuil IDIFF> et la caractéristique de déclenchement. 1236 T I-DIFF>> est la temporisation du seuil de déclenchement I-DIFF>>. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. La retombée de la temporisation de ce seuil est liée à la
durée minimale de l'ordre de déclenchement valable pour toutes les fonctions de protection.
Ces réglages sont des temporisations supplémentaires qui ne sont pas comprises dans les temps internes de
fonctionnement (temps de mesure, etc.) de la fonction de protection.
Elévation du seuil de mise en route au démarrage
L’élévation du seuil d’activation au démarrage peut aussi offrir une sécurité supplémentaire contre les fonctionnements intempestifs au démarrage d'un élément à protéger qui n'était pas alimenté en courant auparavant.
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131
Fonctions
2.2 Protection différentielle
Elle peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 1205 ELEVAT. MR KL. Elle doit surtout être
activée (En) dans le cas de moteurs ou d'unités de moteurs/transformateurs.
Le courant de stabilisation STAB. DEMAR. (adresse 1251) est la valeur du courant de stabilisation en dessous
de laquelle le courant tombera assurément avant un démarrage de l’équipement à protéger (c'est-à-dire à l'arrêt). Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. N'oubliez pas que ce courant de
stabilisation est deux fois plus élevé que le courant d’exploitation traversant. Le réglage par défaut 0,1 correspond donc à 0,05 fois le courant nominal de l’élément à protéger.
L’adresse 1252 FACTEUR DEMAR. détermine le facteur d’élévation du seuil d’activation IDiff> au démarrage.
La caractéristique de ce seuil augmente proportionnellement, le seuil IDiff>> demeure inchangé. Dans le cas de
moteurs ou de blocs moteurs/transformateurs, la valeur 2 est la plus judicieuse. Ce réglage n’est possible qu’à
l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
L'élévation du seuil d’activation est annulée à l'issue du temps TPS MAX. DEMAR. (adresse 1253).
Stabilisation additionnelle
Une stabilisation dynamique supplémentaire est activée dans la zone des courants traversants très élevés en
cas de court-circuit externe. La valeur initiale est définie à l’adresse 1261 STAB. DEF.EXT.. La valeur se
rapporte au courant nominal de l’élément à protéger. La pente est la même que pour la plage de la caractéristique b (PENTE 1, adresse 1241). Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
N'oubliez pas que le courant de stabilisation est la somme arithmétique des courants entrant dans l'équipement
à protéger et est donc le double du courant traversant proprement dit. La stabilisation supplémentaire n'agit
pas sur le seuil I-DIFF>>.
La durée maximale de la stabilisation supplémentaire après détection d'un défaut externe est réglée à l’adresse
1262 T DEF.EXT. STAB par multiples d’une période. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans
Autres paramètres. La stabilisation supplémentaire est annulée automatiquement même avant l'écoulement
de la durée réglée, dès que le point de fonctionnement Idiff/Istab devient stationnaire (c'est-à-dire sur au moins
une période) à l'intérieur de la zone de déclenchement proche de la caractéristique de défaut (≥ 80 % de la
pente de la caractéristique de défaut).
La stabilisation supplémentaire fonctionne séparément pour chaque phase, mais elle peut cependant être
étendue au blocage de toutes les phases (fonction "blocage croisé"). L'adresse 1263 BLC CROIS. D.EX
permet de déterminer combien de temps la fonction "blocage croisé" doit être active. Ce réglage n’est possible
qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Ce réglage aussi est introduit en multiples d'une période. Si
vous réglez 0 Per., la fonction "blocage croisé" est inactive, c'est-à-dire que seule la phase avec le défaut
externe reconnu est bloquée. Sinon, toutes les phases sont bloquées. Il est alors pertinent d'effectuer le même
réglage que pour l'adresse 1262 T DEF.EXT. STAB. La fonction "blocage croisé" reste active en continu avec
un réglage ∞.
Stabilisation par harmoniques
La stabilisation par harmoniques ne peut être définie qu'en cas d'utilisation comme protection pour transformateur ; cela signifie que OBJET PROTEGE (adresse 105) est un Transfo triph. ou Transfo mono. ou
Autotransfo ou Noeud autotfo. Ce réglage vaut aussi pour des bobines d’inductance si des jeux de transformateurs de courant sont installés des deux côtés des points de connexion.
La stabilisation à l'enclenchement avec la 2e harmonique peut être activée et désactivée (Hors et En) à
l’adresse 1206 2.HARM. INRUSH. Elle repose sur l'évaluation de la 2e harmonique présente dans le courant
d'appel. Le rapport de la 2e harmonique à la fondamentale (adresse 1271 2. HARMONIQUE) est réglé par
défaut sur I2fN/IfN = 15 %, cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenchement très défavorables, une valeur inférieure peut être réglée. La stabilisation avec l'harmonique n'agit pas sur le seuil I-DIFF>>.
La stabilisation à l'enclenchement peut être accrue avec la fonction de blocage croisé (“crossblock“). Ceci signifie qu'en cas de dépassement du taux d'harmonique dans une phase seulement, les trois phases du seuil
IDIFF> seront bloquées. Le temps suivant le dépassement du seuil de courant différentiel pendant lequel ce
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Fonctions
2.2 Protection différentielle
blocage croisé doit être actif est réglé à l’adresse 1272 BLOC.CROISE H.2. Ce réglage est introduit en multiples d'une période. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. La valeur de
réglage 0 (état par défaut 3) permet à la protection de déclencher si le transformateur est enclenché sur un
défaut monophasé, même avec un courant d'appel circulant dans une autre phase. Avec un réglage ∞ la fonction "blocage croisé" reste active tant que des harmoniques supérieures sont détectées dans une phase quelconque.
Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique, la énième harmonique, peut intervenir dans la stabilisation dans la 7UT613/63x. L’adresse 1207 STAB n.HARM. permet de désactiver cette stabilisation par harmoniques ou de choisir l'harmonique. Vous avez le choix entre Harmonique 3 et Harmonique 5.
Sur des transformateurs, une surexcitation stationnaire se caractérise par des harmoniques impaires. La troisième ou cinquième harmonique convient ici pour la stabilisation. Comme, dans le cas de transformateurs, la
troisième harmonique est souvent éliminée dans le transfo (p. ex. dans un enroulement en triangle), c'est la
cinquième qui est appliquée la plupart du temps.
Même dans des transformateurs-convertisseurs, les harmoniques impaires jouent un rôle qui n'apparaît pas
dans un court-circuit interne.
La proportion d'harmoniques bloquant la protection différentielle est réglée à l’adresse 1276 HARMONIQUE n.
Si la 5e harmonique est utilisée pour stabiliser la surexcitation, elle peut, p. ex., être réglée sur une proportion
de 30 % (valeur par défaut).
La stabilisation par harmoniques opérée avec la énième harmonique fonctionne individuellement pour chaque
phase. Comme pour la stabilisation à l'enclenchement, il est cependant possible de régler la protection de
manière à ce que le dépassement du taux d’harmoniques admissible dans le courant sur une seule phase
bloque également le seuil pour les phases restantes I-DIFF> (fonction "blocage croisé). Le temps suivant le
dépassement du seuil de courant différentiel pendant lequel ce blocage croisé doit être actif est réglé à l’adresse 1277 BLOC.CROISE.H.n. Ce réglage est introduit en multiples d'une période. Ce réglage n’est possible
qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Avec un réglage 0 (réglage à la livraison), la fonction "blocage
croisé" reste active tant que des harmoniques supérieures sont détectées dans une phase quelconque, avec
un réglage ∞, la fonction "blocage croisé" reste active en continu. .
Si le courant différentiel excède un multiple du courant nominal de l'objet qui a été défini à l’adresse 1278
IDIFFmax HM.n, la énième harmonique n'opère plus de stabilisation. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de
DIGSI dans Autres paramètres.
Remarque
Les valeurs de courant rapportées I/INO dans la vue d'ensemble des paramètres ci-dessous se rapportent toujours au courant nominal de l'équipement à protéger. Les valeurs de courant relatives I/INS se rapportent toujours au courant nominal du côté correspondant de l'équipement à protéger.
2.2.8
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
133
Fonctions
2.2 Protection différentielle
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
1201
PROT. DIFF.
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection différentielle
1205
ELEVAT. MR KL
Hors
En
Hors
Elev. du seuil de m. en route au
démar.
1206
2.HARM. INRUSH
Hors
En
En
Stabilis. Imagnétisant avec 2.
harmon.
1207
STAB n.HARM.
Hors
Harmonique 3
Harmonique 5
Hors
Stabilisation avec harmonique de
rang n
1208
SURV. IDIFF
Hors
En
En
Surveillance du courant diff. (Idiff)
1210
LIBERATION I>
0.20 .. 2.00 I/InC; 0
0.00 I/InC
Seuil I> de libérat. du signal de
décl.
1211A
DIFF mes. IT C1
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I terre côté
1
1212A
DIFF mes. IT C2
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I terre côté
2
1213A
DIFF mes. IT C3
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I terre côté
3
1214A
DIFF mes. IT C4
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I terre côté
4
1215A
DIFF mes. IT C5
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I terre côté
5
1216A
DIFF IE3phMES
Non
Oui
Non
Prot. Dif. avec I terre mesuré des
3 ph.
1221
I-DIFF>
0.05 .. 2.00 I/InO
0.20 I/InO
Seuil de déclenchement IDIFF>
1226A
T I-DIFF>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation de décl. fonction
IDIFF>
1231
I-DIFF>>
0.5 .. 35.0 I/InO; ∞
7.5 I/InO
Seuil de déclenchement IDIFF>>
1236A
T I-DIFF>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation de décl. fonction
IDIFF>>
1241A
PENTE 1
0.10 .. 0.50
0.25
Pente n°1 de la caractéristique de
décl.
1242A
ORIGINE 1
0.00 .. 2.00 I/InO
0.00 I/InO
Origine droite de pente n°1 de la
caract
1243A
PENTE 2
0.25 .. 0.95
0.50
Pente n°2 de la caractéristique de
décl.
1244A
ORIGINE 2
0.00 .. 10.00 I/InO
2.50 I/InO
Origine droite de pente n°2 de la
caract
1251A
STAB. DEMAR.
0.00 .. 2.00 I/InO
0.10 I/InO
Seuil de reconnaissance de
démar. ISTAB
1252A
FACTEUR DEMAR.
1.0 .. 2.0
1.0
Elevat. seuil de m. en route sur
démar.
1253
TPS MAX. DEMAR.
0.0 .. 180.0 s
5.0 s
Durée maximum de démarrage
134
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.2 Protection différentielle
Adr.
Paramètre
1261A
STAB. DEF.EXT.
2.00 .. 15.00 I/InO
4.00 I/InO
Seuil ISTAB de la stabilisation
compl.
1262A
T DEF.EXT. STAB
2 .. 250 pér.; ∞
15 pér.
Durée de stab. compl. sur défaut
externe
1263A
BLC CROIS. D.EX
2 .. 1000 pér.; 0; ∞
15 pér.
Durée de blocage croisé sur déf.
externe
1271
2. HARMONIQUE
10 .. 80 %
15 %
Seuil de blocage
1272A
BLOC.CROISE H.2
2 .. 1000 pér.; 0; ∞
3 pér.
Durée de blocage croisé sur harmonique 2
1276
HARMONIQUE n
10 .. 80 %
30 %
Seuil de blocage
1277A
BLOC.CROISE.H.n
2 .. 1000 pér.; 0; ∞
0 pér.
Durée de blocage croisé harmonique n
1278A
IDIFFmax HM.n
0.5 .. 20.0 I/InO
1.5 I/InO
Idiff provoquant une suspension
de bloc.
1281
I-DIFF> SURV.
0.15 .. 0.80 I/InO
0.20 I/InO
Seuil de supervision du courant
diff.
1282
T SURV.
1 .. 10 s
2s
Temporisation avant blocage Idiff
sup.
2.2.9
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
5603
>VerProtDiff
SgS
>Verrouil. protection différentielle
5615
PrDifDésact
SgSo
Prot. différentielle désactivée
5616
ProtDifVer
SgSo
Prot. différentielle verrouillée
5617
ProtDifAct
SgSo
Prot. différentielle active
5620
Diff fact-TC><
SgSo
Diff: fact.adapt. I TC trop grand/faible
5631
MRoute Diff
SgSo
Mise en route générale protection diff.
5644
Diff 2.Harm L1
SgSo
Diff: Blocage par 2. Harmonique L1
5645
Diff 2.Harm L2
SgSo
Diff: Blocage par 2. Harmonique L2
5646
Diff 2.Harm L3
SgSo
Diff: Blocage par 2. Harmonique L3
5647
Diff n.Harm L1
SgSo
Diff: Blocage par n. Harmonique L1
5648
Diff n.Harm L2
SgSo
Diff: Blocage par n. Harmonique L2
5649
Diff n.Harm L3
SgSo
Diff: Blocage par n. Harmonique L3
5651
Diff Déf Ext L1
SgSo
Diff: stabil. compl. sur déf. externe L1
5652
Diff Déf Ext L2
SgSo
Diff: stabil. compl. sur déf. externe L2
5653
Diff Déf Ext L3
SgSo
Diff: stabil. compl. sur déf. externe L3
5657
DifBlocCrois 2H
SgSo
Diff: blocage croisé crit. harmonique 2
5658
DifBlocCrois nH
SgSo
Diff: blocage croisé crit. harmonique n
5660
DifBlcCrois Ext
SgSo
Diff: bloc. croisé Isuppl déf ext fort I
5662
VerSurvIL1
SgSo
Verrouil. par surveillance courant L1
5663
VerSurvIL2
SgSo
Verrouil. par surveillance courant L2
5664
VerSurvIL3
SgSo
Verrouil. par surveillance courant L3
5666
DifElevSeuil.L1
SgSo
Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L1
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
135
Fonctions
2.2 Protection différentielle
N°
Information
Type d'info
Explications
5667
DifElevSeuil.L2
SgSo
Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L2
5668
DifElevSeuil.L3
SgSo
Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L3
5670
Diff libérat. I
SgSo
Diff: libération décl. par dépas.courant
5671
DéclPrDif
SgSo
Déclenchement par prot. différentielle
5672
DéclL1PrDif
SgSo
Déclenchement L1 par prot. différent.
5673
DéclL2PrDif
SgSo
Déclenchement L2 par prot. différent.
5674
DéclL3PrDif
SgSo
Déclenchement L3 par prot. différent.
5681
Diff>L1
SgSo
PrDiff IDIFF>L1(sans temporisation)
5682
Diff>L2
SgSo
PrDiff IDIFF>L2(sans temporisation)
5683
Diff>L3
SgSo
PrDiff IDIFF>L3(sans temporisation)
5684
Diff>>L1
SgSo
PrDiff IDIFF>>L1(sans temporisation)
5685
Diff>>L2
SgSo
PrDiff IDIFF>>L2(sans temporisation)
5686
Diff>>L3
SgSo
PrDiff IDIFF>>L3(sans temporisation)
5691
Diff> décl
SgSo
Echel. de décl. IDIFF> de la prot. diff
5692
Diff>> décl
SgSo
Echel. de décl IDIFF>> de la prot. diff
5701
IDiffL1:
SgV
I Diff. L1 sur décl. sans tempo (fond.)
5702
IDiffL2:
SgV
I Diff. L2 sur décl. sans tempo (fond.)
5703
IDiffL3:
SgV
I Diff. L3 sur décl. sans tempo (fond.)
5704
IStabL1:
SgV
Istab. L1 sur décl. sans tempo (CCmoyen)
5705
IStabL2:
SgV
Istab. L2 sur décl. sans tempo (CCmoyen)
5706
IStabL3:
SgV
Istab. L3 sur décl. sans tempo (CCmoyen)
5721
Diff TC-I1:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I1
5722
Diff TC-I2:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I2
5723
Diff TC-I3:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I3
5724
Diff TC-I4:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I4
5725
Diff TC-I5:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I5
5726
Diff TC-I6:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I6
5727
Diff TC-I7:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I7
5728
Diff TC-I8:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I8
5729
Diff TC-I9:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I9
5730
Diff TC-I10:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I10
5731
Diff TC-I11:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I11
5732
Diff TC-I12:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC I12
5733
Diff TC-LM1:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC Lieu mes1
5734
Diff TC-LM2:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC Lieu mes2
5735
Diff TC-LM3:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC Lieu mes3
5736
Diff TC-LM4:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC Lieu mes4
5737
Diff TC-LM5:
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC Lieu mes5
5738
Diff TC-Z1
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC IZ1
5739
Diff TC-Z2
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC IZ2
5740
Diff TC-Z3
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC IZ3
5741
Diff TC-Z4
SgV
Diff: facteur d'adaptation TC IZ4
5742
Diff reco CC L1
SgSo
Diff: reconnais. compos. continue L1
5743
Diff reco CC L2
SgSo
Diff: reconnais. compos. continue L2
5744
Diff reco CC L3
SgSo
Diff: reconnais. compos. continue L3
5745
Elév Idiff (CC)
SgSo
Diff: élév. seuil de MR (comp. continue)
136
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
2.3
Protection différentielle de terre
La protection différentielle de terre détecte de façon sélective et avec une grande sensibilité les défauts de terre
dans des transformateurs, des bobines d'inductance, des bobines de mise à la terre ou des machines tournantes à point neutre mis à la terre. Elle peut aussi s'utiliser avec des transformateurs dont la bobine de mise à la
terre est installée dans la zone à protéger. Pour ce faire, un transformateur de courant doit être placé dans le
raccordement du point neutre, c'est-à-dire entre le point neutre et la mise à la terre. Ce transformateur du point
neutre et les transformateurs de courant de phase délimitent la zone de protection. La protection différentielle
de terre ne peut pas être utilisée pour des jeux de barres.
La protection 7UT613/63x est équipée d’une deuxième protection différentielle de terre. La description fonctionnelle suivante se rapporte à la première protection (adresses 13xx). La 2e protection est paramétrée aux
adresses 14xx.
2.3.1
Exemples d'application
Voir les figures 2-50 à 2-56 pour quelques exemples.
Figure 2-50
Protection différentielle de terre à un enroulement en étoile raccordé à la terre
Figure 2-51
Protection différentielle de terre sur l'enroulement relié à la terre d'un transformateur
monophasé
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
137
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
138
Figure 2-52
Protection différentielle de terre à un enroulement en triangle avec point neutre artificiel mis à
la terre (bobine de mise à la terre, zigzag)
Figure 2-53
Protection différentielle de terre pour une bobine d'inductance raccordée à la terre avec jeu de
transformateurs dans le raccordement à la ligne
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Figure 2-54
Protection différentielle de terre à une bobine d'inductance raccordée à la terre avec 2 jeux de
transformateurs (à traiter comme un autotransformateur)
Figure 2-55
Protection différentielle de terre pour un autotransformateur avec point neutre raccordé à la
terre
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
139
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Figure 2-56
Protection différentielle de terre sur un générateur ou un moteur avec point neutre à la terre
Conformément à la topologie de protection réglée, la protection différentielle de terre peut être affectée à un
côté de l'équipement principal à protéger (transformateur, générateur, moteur, bobine) ou encore à un autre
équipement à protéger. Pour les auto-transformateurs, elle est affectée aux enroulements auto-connectés. On
suppose que l'affectation des points de mesure aux côtés de l'équipement principal à protéger ou à l'un des
autres équipements à protéger, ainsi que l'affectation de l'entrée monophasée destinée à l'entrée du courant
neutre, ont été effectuées correctement, conformément au chapitre „Topologie de l'objet à protéger“.
Le relais 7UT613/63x dispose de deux fonctions de protection temporisée qui peuvent être utilisées indépendamment l'une de l'autre et pour des points différents de l'objet à protéger. Pour un transformateur YNyn qui
est mis à la terre aux deux points neutres, vous pouvez réaliser une protection différentielle de terre pour
chacun des deux enroulements. Ou utiliser la première protection différentielle de terre pour un enroulement
d'un transformateur mis à la terre et la deuxième pour un autre objet à protéger, p. ex. une bobine de terre.
L'affectation des deux fonctions de protection différentielles de terre aux côtés ou aux points de mesure a été
réalisée conformément à la section „Affectation des fonctions de protection aux côtés/points de mesure“.
2.3.2
Description fonctionnelle
Principe de mesure
En fonctionnement normal, il n'y a pas de courant ISt entre le point neutre et la terre. De même, la somme des
courants de phase 3I0 =IL1 + IL2 + IL3 est proche de zéro.
Un courant dans le point neutre ISt circule toujours en présence d'un défaut de terre dans la zone de protection
; selon la mise à la terre du réseau, un courant de terre peut aussi alimenter, via les transformateurs de courant
de phase, le point de défaut (flèche en pointillés dans la figure 2-57) qui est malgré tout plus ou moins en phase
avec le courant dans le point neutre. À cet égard, le sens du courant est défini positivement dans l’élément à
protéger.
Figure 2-57
140
Exemple de défaut de terre à l’intérieur du transformateur, avec répartition des courants
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Un courant dans le point neutre ISt circule également si le défaut de terre survient en dehors de la zone protégée (figure 2-58); cependant, un courant 3I0 de même grandeur doit alors passer par les transformateurs de
courant de phase. Comme le sens du courant est défini positivement entrant dans l'élément à protéger, ce
courant est en opposition de phase avec ISt.
Figure 2-58
Exemple de défaut de terre extérieur au transformateur, avec répartition des courants
Quand, en présence de défauts externes isolés de la terre, des courants très élevés traversent la zone de protection, des comportements différents de conversion des transfomateurs de courant de phase en saturation
génèrent un courant résiduel comparable à un défaut de terre entrant dans la zone de protection. Un déclenchement par ce courant de défaut doit être empêché. Pour ce faire, la protection différentielle de terre possède
une fonction de stabilisation qui se distingue des méthodes de stabilisation habituelles en ce sens qu'elle tient
compte à la fois des amplitudes des courants et de leur orientation (déphasage).
Détermination des grandeurs de mesure
La protection différentielle de terre compare la fondamentale du courant circulant entre la terre et le point neutre
- dénommée 3I0' avec la fondamentale de la somme des courants de phase- appelée 3I0". Nous obtenons alors
(figure 2-59):
3I0' = ISt
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
Seul le courant 3I0' fait office de grandeur de déclenchement. Celui-ci est toujours présent en cas de défaut de
terre dans la zone de protection.
Figure 2-59
Principe de la protection différentielle de terre
Pour les autotransformateurs, la somme de tous les courants de phase transitant vers l'enroulement auto-connecté (enroulement entier et prise(s) de réglage) sert de 3I0".
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
141
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Un courant homopolaire transite également par les transformateurs de courant de phase en cas de défaut de
terre externe. Du côté primaire, il a la même grandeur que le courant dans le point neutre et est en opposition
de phase avec celui-ci. La grandeur des courants et leur déphasage entre eux sont dès lors évalués pour la
stabilisation. Sont donc définis :
un courant de déclenchement
Idécl = |3I0'|
et un courant de stabilisation
Istab = k · ( |3I0 ' – 3I0"| – |3I0' + 3I0"| )
Dans un premier temps, nous posons k = 1. où k est un facteur de stabilisation expliqué ci-dessous. Idécl agit
dans le sens du déclenchement et Istab agit dans le sens contraire.
Pour expliquer le principe, prenons trois états de fonctionnement importants avec des grandeurs de mesure
idéales et adaptées :
1.
Courant traversant avec défaut de terre externe :
3I0" est en opposition de phase et est identique à 3I0', cad. 3I0" = –3I0'
Idécl = |3I0'|
Istab = |3I0' + 3I0'| – |3I0' – 3I0'| = 2 · |3I0'|
La grandeur de déclenchement (Idécl) est égale au courant de point neutre ; la stabilisation (Istab) correspond au double.
2.
défaut de terre interne; alimentation seulement via le raccordement du point neutre à la terre
On a donc 3I0" = 0
Idécl = |3I0'|
Istab = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0
La grandeur de déclenchement (Idécl) est égale au courant de point neutre ; la stabilisation (Istab) est nulle,
cad sensibilité totale en cas de court-circuit interne.
3.
défaut de terre interne; alimentation via le raccordement du point neutre à la terre et via le réseau avec p.
ex. avec des courants de terre de même grandeur :
On a alors 3I0" = 3I0'
Idécl = |3I0'|
Istab = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'|
La grandeur de déclenchement (Idécl) est égale au courant de point neutre ; la stabilisation (Istab) est négative et est donc mise à zéro, cad sensibilité totale en cas de court-circuit interne.
Aucune stabilisation n'est présente avec un défaut interne, car la composante de stabilisation est soit nulle, soit
négative. Des courants de défaut de terre minimes provoquent déjà un déclenchement. En revanche, une forte
stabilisation est active en cas de défaut de terre externe. La figure 2-60 montre que la stabilisation en présence
d'un défaut de terre externe est d'autant plus forte que le courant homopolaire transmis par les transformateurs
de courant de phase est élevé (plage 3I0"/3I0' négative). En présence d'un comportement de conversion idéal,
les courants 3I0" et 3I0' seraient diamétralement opposés et 3I0"/3I0' = –1.
En dimensionnant le transformateur de courant dans le point neutre plus faible que les transformateurs de
courant de phase (en choisissant un facteur de surcourant plus bas ou en augmentant l’impédance du secondaire), on empêche également un déclenchement dans la zone de saturation car, dans ce cas, 3I0" (négatif)
est proportionnellement encore plus élevé que 3I0'.
142
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Figure 2-60
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonction du rapport
courant homopolaire-courant de ligne 3I0”/3I0' (les deux courants sont en phase + opposition
de phase –); IDIFF-TERRE> = valeur de réglage; Idécl = courant de déclenchement
Dans les exemples ci-dessus, on a supposé que, en cas de défaut de terre externe, 3I0" et 3I0' sont en opposition de phase, ce qui convient aussi pour les grandeurs primaires. Une saturation des transformateurs permet
néanmoins de simuler un déphasage entre le courant neutre et la somme des courants de phase qui affaiblissent la grandeur de stabilisation. Si ϕ(3I0"; 3I0') = 90° la grandeur de stabilisation est nulle. Cela correspond à
la détermination classique du sens selon la méthode des sommes et des différences.
Figure 2-61
Diagramme vectoriel de la grandeur de stabilisation en présence d’un défaut externe
La grandeur de stabilisation peut être influencée par un facteur k. Ce facteur se trouve dans un rapport déterminé avec un angle limitel ϕlimite.
Cet angle limite reflète le déphasage entre 3I0" et 3I0' pour lequel le seuil de démarrage approche de ∞ avec
3I0" = 3I0' et auquel aucun déclenchement n'est donc plus possible. Pour le relais 7UT613/63x, k = 4.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
143
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Dans l'exemple 1) ci-dessus, la grandeur de stabilisation Istab est de nouveau quadruplée et est donc huit fois
plus élevée que la grandeur de déclenchement Idécl.
L'angle limite est égal à ϕlimite = 100°. Cela signifie qu'en cas de déphasage ϕ(3I0"; 3I0') ≥ 100°, aucun déclenchement n'est plus possible.
La figure 2-62 montre les caractéristiques de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonction
du déphasage entre 3I0" et 3I0' avec un rapport d'alimentation constant |3I0"| = |3I0'|.
Figure 2-62
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonction du déphasage entre 3I0” et 3I0' avec 3I0” = 3I0' (180o = défaut externe)
Le seuil de déclenchement peut aussi être augmenté avec une somme de courants croissante. Dans ce cas,
le seuil de démarrage est stabilisé avec la somme des valeurs de tous les courants, c'est-à-dire avec
„IStabDeT=“ ou „IStab2=“ Σ | I | = | IL1 | + | IL2 | + | IL3 | + | IZ | (figure 2-63). La pente de la caractéristique
peut être réglée.
Démarrage
En règle générale, une protection différentielle n'a pas besoin d'„excitation“ puisque la détection des défauts et
la condition de déclenchement sont identiques. A l’instar de toutes les fonctions de protection, la protection différentielle de défaut à la terre possède toutefois aussi une excitation qui représente une condition préalable au
déclenchement et marque un temps initial pour une série d'activités successives.
L'excitation permet de reconnaître le moment où la fondamentale du courant différentiel atteint 85% de la
valeur de démarrage. Le courant différentiel est la somme de tous les courants transitant dans l'équipement à
protéger.
144
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Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
Figure 2-63
Figure 2-64
2.3.3
Progression du seuil de démarrage
Diagramme logique de la protection différentielle de terre (simplifié)
Instructions de réglage
Généralités
Remarque
La première protection différentielle de terre est décrite dans les indications de réglage. Les adresses de paramètres et les numéros de signalisations de la deuxième protection différentielle de terre figurent à la fin des
indications de réglage au paragraphe „Autres fonctions de protection différentielle de terre“.
La protection différentielle de terre ne peut fonctionner correctement que si, lors de la configuration des fonctions de l'appareil (chapitre 2.1.4), elle a été paramétrée sur Disponible à l’adresse 113 DIFF. TERRE. Si
la deuxième protection différentielle de terre est utilisée, elle doit elle aussi être paramétrée sur Disponible
à l'adresse 114 DIF TERRE 2. Il faut en outre affecter une entrée de mesure supplémentaire monophasée
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145
Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
au côté ou au point de mesure dont le courant du point neutre doit être saisi (voir le chapitre 2.1.4 au paragraphe „Affectation de l'entrée de mesure supplémentaire monophasée“). La protection différentielle de terre ellemême doit être affectée à ce côté ou à ce point de mesure (voir chapitre 2.1.4 au paragraphe„Protection différentielle de terre“).
La première protection différentielle de terre peut être activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 1301
DIFF-TERRE; par ailleurs, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active
(Bloc. relais).
Remarque
La protection différentielle de terre est désactivée à la livraison. Motif : la protection ne peut pas être utilisée
sans avoir réglé au préalable l'affectation et la polarité des transformateurs de courant. Si ces réglages ne sont
pas définis, l'appareil peut avoir des réactions imprévisibles (y compris un déclenchement) !
Le réglage I-DIFF TERRE> (adresse 1311) est déterminant pour la sensibilité de la protection. C'est le
courant de défaut de terre qui entre par le raccordement du point neutre de l'élément à protéger (transformateur, générateur, moteur, bobine d'inductance). Un courant de terre provenant éventuellement du réseau n'intervient pas dans la sensibilité. La valeur de courant se rapporte au courant nominal de service du côté de
l'équipement principal à protéger ou, si un autre équipement à protéger a été affecté, au courant nominal de
service de cet autre équipement.
Remarque
En cas de mauvaise conversion importante, apparaît la signalisation 199.2494
(Prot. diff. terre Err: fact. adapt. transfo.trop gr./pet.). La valeur de réglage doit alors être augmentée.
Le seuil de démarrage réglé peut être augmenté, dans la zone de déclenchement, (stabilisation par la somme
de toutes les valeurs de courant) qui doit être définie à l’adresse 1313 Pente. Ce réglage n’est possible qu’à
l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. La valeur préréglée 0 est normalement correcte.
Dans certains cas de figure, il peut s'avérer utile de temporiser un peu l’ordre de déclenchement de la protection. Pour ce faire, il est possible de régler une temporisation supplémentaire (adresse 1312 T I-DIFF
TERRE>). Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Normalement, cette temporisation supplémentaire est fixée à 0. La valeur réglée est une temporisation supplémentaire qui ne comprend pas le temps de fonctionnement interne (temps de mesure).
Autres fonctions de protection différentielle de terre
La première protection différentielle de terre a fait l'objet de la description ci-dessus. Les différences concernant les adresses de paramètres et les numéros de signalisation entre la première et la deuxième protection
différentielle de terre sont représentées dans le tableau suivant. Les endroits marqués d'un x sont identiques.
Adresses de paramètres
N° de signalisation
1. Protection différentielle de terre
13xx
199.xxxx(.01)
2. Protection différentielle de terre
14xx
205.xxxx(.01)
Remarque
Dans la vue d'ensemble des paramètres, les valeurs de courant I/INS se rapportent au courant nominal du côté
correspondant de l'équipement à protéger. Si la protection différentielle de défaut à la terre ne se rapporte pas
à l'équipement principal à protéger, le courant nominal du point de mesure triphasé sert de valeur de référence.
146
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.3 Protection différentielle de terre
2.3.4
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
1301
DIFF-TERRE
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection différentielle de terre
1311
I-DIFF TERRE>
0.05 .. 2.00 I/InC
0.15 I/InC
Seuil de mise en route Idiff terre
1312A
T I-DIFF TERRE>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation de décl. I-DIFFTERRE
1313A
Pente
0.00 .. 0.95
0.00
Pente caract. I-DIFF-TERRE> =
f(SOM-I)
2.3.5
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
199.2404 >VerDiffTerre
SgS
>Verrouil prot. différentielle terre
199.2411 DifTer dés.
SgSo
Prot. diff. terre désactivée
199.2412 DifTer ver.
SgSo
Prot. diff. terre verrouillée
199.2413 DifTer active
SgSo
Prot. diff. terre active
199.2421 Dém DifTerre
SgSo
Démarrage général prot. diff. terre
199.2451 DéclDifTerre
SgSo
Déclenchement par prot. dif. terre
199.2491 DifT mque Objet
SgSo
Diff. terre: pas dispon. pour cet objet
199.2492 DifTerSaCaPN
SgSo
Diff. terre: aucun capt. Pt Neutre sél.
199.2494 DifT fact-TC ><
SgSo
Diff.terre: fact.adapt TC trop gd/faible
199.2631 LancTpoDifTer
SgSo
Lanc. tempo. décl. prot. diff. terre
199.2632 DifTerD:
SgV
Diff. terre: gdeur de déclenchement D
199.2633 DifTerS:
SgV
Diff. terre: angle S au décl.
199.2634 DifT TC-LM1:
SgV
Diff.terre: fact.adaptation TC Lieu mes1
199.2635 DifT TC-LM2:
SgV
Diff.terre: fact.adaptation TC Lieu mes2
199.2636 DifT TC-LM3:
SgV
Diff.terre: fact.adaptation TC Lieu mes3
199.2637 DifT TC-LM4:
SgV
Diff.terre: fact.adaptation TC Lieu mes4
199.2638 DifT TC-LM5:
SgV
Diff.terre: fact.adaptation TC Lieu mes5
199.2639 DifT TC-PN:
SgV
Diff. terre: facteur d'adaption TC PN
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147
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
La protection à maximum de courant à temps constant est utilisée en tant que protection de réserve pour l'objet
à protéger ou des réseaux, lorsque des défauts localisés sur ces réseaux ne sont pas éliminés à temps, ce
qui pourrait par la suite affecter l'objet protégé. Elle peut également être utilisée comme protection de courtcircuit pour un autre équipement à protéger, si les points de mesure correspondent (section 2.1.4 dans „Affectation de la fonction aux points de mesure/côtés“ sous „Autres fonctions de protection triphasées“) et que ceuxci sont alimentés par les jeux de transformateurs correspondants.
La protection à maximum de courants de phase se réfère toujours aux trois courants de phase du côté ou du
point de mesure assigné (adresse 420). Pour la protection à maximum de courant homopolaire, la somme des
trois courants de phase du côté ou du point de mesure assigné est toujours utilisée (adresse 422). Le côté
pour les courants de phase peut ainsi être différent du côté ou du point de mesure pour le courant homopolaire.
Pour OBJET PROTEGE = JdB 1Ph. (adresse 105), la protection à maximum de courant est hors service.
La protection à maximum de courant possède, pour les courants de phase et le courant homopolaire, deux
seuils à temps constant (MaxI t. cst.) et un seuil à temps dépendant (MaxI t. inv.). Ce dernier peut être, au choix,
une caractéristique IEC, une caractéristique ANSI, ou encore une caractéristique définie par l'utilisateur.
Le relais 7UT613/63x dispose de trois fonctions de protection temporisée de surcharge pour courant de phases
et courant homopolaire qui peuvent être utilisées indépendamment les unes des autres et pour des points différents de l'objet à protéger. Par exemple, vous pouvez réaliser une protection de surintensité temporisée sur
différents côtés de l'équipement à protéger ou à divers points de mesure triphasés, indépendamment les uns
des autres. L'affectation des fonctions de protection correspondantes aux côtés ou aux points de mesure a été
réalisée conformément à la section „Affectation des fonctions de protection aux côtés/points de mesure“.
Les signalisations d'excitation et d'arrêt de tous les échelons, de toutes les fonctions Max de I à temps constant
et inverse, sont regroupées dans les signalisations collectives „Dém. gén. Max I“ et „Décl.gén. Max I“.
2.4.1
Généralités
La protection à maximum de courant possède, pour les courants de phase et le courant homopolaire, deux
seuils à temps constant (MaxI t. cst.) et un seuil à temps dépendant (MaxI t. inv.). Ce dernier peut être, au choix,
une caractéristique CEI, une caractéristique ANSI, ou encore une caractéristique définie par l'utilisateur.
2.4.1.1 Protection à maximum de courant à temps constant (Max I t. cst)
Les seuils à maximum de courant à temps constant pour courants de phase et courant homopolaire (somme
des courants de phase) sont également disponibles lorsqu'une caractéristique à temps dépendant a été configurée (adresse 120/130/132 et/ou 122/134/136) lors de la détermination de l'étendue des fonctions.
Excitation, déclenchement
Deux seuils à temps constant sont possibles pour les courants de phase et le courant homopolaire. Pour les
seuils I>>, chaque courant de phase et le courant homopolaire (somme des courants de phase) sont comparés
séparément avec les seuils de démarrage propre commun aux trois phases I>> ou 3I0>> et tout dépassement est signalé. Une fois les temporisations correspondantes T I>> et T 3I0>> écoulées, les ordres de
déclenchement, qui sont également disponibles séparément pour chaque seuil, sont envoyés. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants supérieurs à IN. Pour les valeurs inférieures, le rapport de retombée diminue afin d'empêcher une activation intermittente en cas de courants
proches de la valeur de réglage (p. ex. 90 % pour 0,2 · IN).
148
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Les figures 2-65 et 2-66 montrent les diagrammes logiques pour les échelons à maximum de courant I>> et
3I0>>.
Figure 2-65
Diagramme logique de l'échelon à maximum de courant I>> pour courants de phase (simplifié)
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
149
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Figure 2-66
Diagramme logique de l'échelon à maximum de courant I>> pour courant homopolaire (simplifié)
Chaque courant de phase et le courant homopolaire (somme des courants de phase) sont en outre comparés
avec la valeur de réglage du seuil commun aux trois phases I> ou à 3I0> respectivement, et tout dépassement est signalé séparément. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée, une analyse fréquentielle est
exécutée en premier lieu. Si un effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée
par la signalisation d’effet inrush correspondante. Une fois la temporisation correspondante T I> ou T 3I0>
écoulée, un ordre de déclenchement est émis si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la stabilisation à l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un courant
magnétisant est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la
temporisation écoulée. Les signalisations de déclenchement et d'écoulement de la temporisation sont disponibles séparément pour chaque échelon. Les seuils de retombée sont fixés à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants supérieurs à IN. Pour les valeurs inférieures, le rapport de retombée diminue afin d'empêcher une activation intermittente en cas de courants proches de la valeur de réglage (p. ex. 90 % pour
0,2 · IN).
Les figures 2-67 et 2-68 montrent les diagrammes logiques pour les échelons à maximum de courant I> pour
les courants de phase et pour l'échelon de courant homopolaire 3I0>.
150
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Figure 2-67
Diagramme logique de l'échelon de surintensité I> pour courants de phase (simplifié)
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151
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Figure 2-68
Diagramme logique de l’échelon de surintensité 3I0> pour courant homopolaire (simplifié)
Les seuils de démarrage de chaque échelon I> (phases), 3I0> (courant homopolaire), I>> (phases), 3I0>>
(courant homopolaire) et leur temporisation respective peuvent être réglés individuellement.
2.4.1.2 Protection à maximum de courant à temps dépendant (Max I t. inv.)
Les seuils à temps dépendant reposent toujours sur une caractéristique qui est conforme à la norme CEI, à la
norme ANSI ou à une caractéristique définie par l'utilisateur. Lors de la configuration d'une des caractéristiques
à temps dépendant, les seuils à temps constant I>> et I> peuvent être opérationnels.
Excitation, déclenchement
Chaque courant de phase et le courant homopolaire (somme des courants de phase) sont en outre comparés
à la valeur de réglage du seuil commun aux trois phases Ip ou à 3I0p. Si un courant excède une valeur correspondant à 1,1 fois la valeur de réglage, la fonction correspondante démarre et est signalée de manière sélective. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée, une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu.
Si un effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée par la signalisation d’effet
inrush correspondante. Le calcul s'effectue à partir des valeurs efficaces de la composante fondamentale. Lors
de l'excitation d'un échelon Ip, le temps de déclenchement est déterminé par une méthode de mesure intégrée
à partir du courant de défaut circulant dépendant de la caractéristique de déclenchement choisie et un ordre
152
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
de déclenchement est envoyé, une fois le temps écoulé, si aucun courant de magnétisation n'est présent ou
que la stabilisation à l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un
courant magnétisant est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une
fois la temporisation écoulée.
Pour le courant homopolaire 3I0p, la caractéristique peut être choisie indépendamment de la caractéristique
utilisée pour les courants de phase.
Les seuils de démarrage des échelons Ip (phases) et 3I0p (courant homopolaire) et leur temporisation respective peuvent être réglés individuellement.
Les figures 2-69 et 2-70 représentent les diagrammes logiques de la protection de surintensité à temps dépendant pour les courants de phase Ip, et pour les courants homopolaires 3I0p.
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153
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Figure 2-69
154
Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant pour courants de phase –
exemple d’une caractéristique CEI (simplifié)
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Figure 2-70
Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant pour courant homopolaire
– exemple d’une caractéristique CEI (simplifié)
Comportement de retombée
Vous pouvez décider si l'échelon retombe dès le franchissement d'un seuil ou à la suite d'une émulation de
disque. "Dès le franchissement" signifie que l'excitation retombe dès que la valeur passe en-dessous d’environ
95 % du seuil de démarrage ; la temporisation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
Si l’émulation de disque est utilisée, l’élimination du courant entraîne une logique de retombée (dégression de
la temporisation) correspondant au phénomène de repositionnement d’un disque Ferraris (d’où le nom d’„émulation de disque“). Ce type de fonctionnement présente l’avantage de tenir compte de „l’historique“ du défaut
de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferraris et adapte les valeurs de temporisation. La dégression de
la temporisation débute lorsque l’on passe en dessous de 90 % de la valeur de réglage en fonction de la courbe
de retombée de la caractéristique choisie. Si l’on se situe entre la valeur de retombée (95 % du seuil de commutation) et 90 % de la valeur de réglage, le disque est considéré comme étant à l’arrêt (aucun mouvement
de rotation du disque).
L'émulation de disque s'avère intéressante si la sélectivité de la protection à maximum de courant doit être
coordonnée avec d'autres appareils du réseau d'un point de vue électromagnétique ou inductif.
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Caractéristiques définies par l’utilisateur
Dans le cas d'une caractéristique définie par l'utilisateur, la caractéristique de déclenchement peut être déterminée point par point. Jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps peuvent être introduits. L'appareil détermine alors par approximation la caractéristique via une interpolation linéaire.
La caractéristique de retombée peut également être définie librement. Pour la description des fonctions, voir
„Comportemnt de retombée“. Si l'utilisateur ne souhaite pas définir de caractéristique de retombée spécifique,
la retombée intervient dès que la valeur tombe sous environ 95 % du seuil de commutation. La temporisation
est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
2.4.1.3 Enclenchement manuel
Lors de l'enclenchement du disjoncteur sur un élément à protéger en défaut, il est en général souhaitable de
redéclencher l’élément à protéger le plus rapidement possible. Pour ce faire, la temporisation d'un seuil à
maximum de courant quelconque peut être annulée au moyen de l'impulsion d’enclenchement manuel; cela
signifie que le dépassement du seuil défini amène un déclenchement instantané. Cette impulsion est prolongée d'au moins 300 ms. A cette fin, la commande d’enclenchement manuel tient compte du paramétrage de
l'adresse 2008A ENCL. MAN.PHASE ou de l'adresse 2208A ENCL. MAN. 3I0 pour la réaction de l'appareil
en cas de défaut. On détermine ainsi quel seuil de démarrage fonctionne avec quelle temporisation, lorsque le
disjoncteur de puissance est déclenché manuellement.
Figure 2-71
Enclenchement manuel
La fonction d'enclenchement manuel peut être réalisée pour chaque point de mesure ou côté. Elle est aussi
active si un ordre de contrôle interne est donné au disjoncteur de puissance, qui est affecté sous les données
de poste 1 (voir section 2.1.4) au même point de mesure ou côté que la protection temporisée à maximum de
courant.
Il faut rigoureusement veiller à ce que l'enclenchement manuel soit engendré par le disjoncteur, qui met sous
tension l'objet à protéger, protégé par la protection temporisée à maximum de courant. Le disjoncteur peut être
différent pour la protection à maximum de courant de phase d'une part et la protection à maximum de courant
homopolaire d'autre part, selon l'affectation de ces fonctions de protection.
2.4.1.4 Commutation dynamique de valeurs de seuils
Il peut être nécessaire de relever dynamiquement les seuils de démarrage de la protection de surintensité
lorsque des éléments de l'installation présentent, après une mise hors tension prolongée, une puissance consommée plus importante à l'enclenchement (p. ex. climatisations, chauffages, moteurs). Il est ainsi possible
d'éviter un surdimensionnement global des valeurs de démarrage pour tenir compte de semblables conditions
d'enclenchement.
La fonction de commutation dynamique de valeurs de seuils est la même pour tous les seuils temporisés de
surintensité et est décrite dans la section 2.6 „Commutation dynamique de paramètres pour la protection de
156
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
surintensité“. Les réglages commutables proprement dits peuvent être déterminés individuellement pour
chaque seuil de la protection à maximum de courant.
2.4.1.5 Stabilisation du courant d'enclenchement
En cas de mise sous tension d'un transformateur, il faut s'attendre à des courants de magnétisation élevés
(courants d’inrush). Ces courants peuvent être des multiples du courant nominal et circuler pendant un temps
allant de quelques dizaines de millisecondes à plusieurs secondes, en fonction des dimensions et de la forme
du transformateur.
Bien que la composante fondamentale soit la seule à être évaluée via le filtrage des courants de mesure, des
fonctionnements erronés pourraient être générés lors de l'enclenchement de transformateurs étant donné
qu'une part considérable de la composante fondamentale peut également être présente dans les courants
d’"inrush".
La protection de surintensité est équipée d’une fonction de stabilisation du courant d'enclenchement. Elle
empêche le démarrage „normal“ des échelons I> ou Ip (pas I>>) dans les phases et dans le circuit de terre de
la protection de surintensité directionnelle et non directionnelle. En cas de détection d'un "courant de magnétisation" situé au-dessus du seuil d’activation, des signalisations spécifiques de détection de "courant de magnétisation" sont générées ; elles démarrent également en cas de défaut et lancent la temporisation de déclenchement correspondante. Si au terme de la temporisation, un "courant de magnétisation" reste détecté, le
déroulement temporel est juste signalé, le déclenchement lui ne sort pas.
Le courant d’appel à l’enclenchement se caractérise par une composante relativement élevée de la 2e harmonique (double de la fréquence nominale), qui est quasiment absente en cas de court-circuit. Si le taux de 2e
harmonique dépasse un seuil réglable dans le courant d'une phase, le déclenchement est bloqué dans cette
phase. Il en va de même pour le courant homopolaire
La stabilisation du courant de magnétisation à l'enclenchement est limitée par un seuil supérieur. Au-delà de
ce seuil (réglable), la stabilisation n'est plus valable puisque l'amplitude excessivement élevée du courant ne
peut avoir comme origine qu’un défaut. La limite inférieure est la limite de fonctionnement du filtre des harmoniques (0,1 IN).
La figure 2-72 représente le schéma logique simplifié de la fonction de stabilisation du courant de magnétisation d'enclenchement.
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157
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Figure 2-72
Diagramme logique de la stabilisation à l’enclenchement – Exemple pour courants de phase (simplifié)
Etant donné que la stabilisation à l'enclenchement fonctionne individuellement pour chaque phase, la protection reste efficace lorsqu'un transformateur est enclenché sur un défaut monophasé et qu’un courant de magnétisation à l'enclenchement circule dans une autre phase saine. Toutefois, il est aussi possible de régler la
protection de manière telle qu'en cas de dépassement du taux d'harmoniques autorisé dans le courant d'une
seule phase, ce ne soit pas seulement la phase avec le courant d’”inrush", mais également les autres phases
du seuil à maximum de courant qui soient bloquées. Cette fonction, dénommée "blocage-croisé" ou « Crossblock » peut éventuellement être limitée dans le temps. La figure 2-73 représente le schéma logique de cette
fonction.
Le blocage croisé concerne uniquement les trois phases ; un blocage du seuil de courant homopolaire par la
détection d'un courant de magnétisation dans une phase, ou inversement, n'a pas lieu.
Figure 2-73
158
Diagramme logique de la fonction blocage croisé pour les courants de phase (simplifié)
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4.1.6 Protection jeux de barres accélérée par verrouillage arrière
Exemple d’application
Par entrées binaires, il est possible de bloquer n'importe quel seuil d’intensité. Par paramétrie, on définit si l’entrée doit fonctionner en logique active (actif avec tension) ou en logique de repos (actif sans tension). Cela
permet la réalisation, p. ex., par le biais d'un „verrouillage arrière“, d’une protection rapide de jeux de barres
dans des réseaux en étoile ou dans des réseaux bouclés, ouverts à un endroit. Ce principe est, p. ex., utilisé
dans des réseaux de distribution où un transformateur alimente, à partir du réseau haute tension, un tronçon
de barres à plusieurs départs.
La protection à maximum de courant est placée du côté basse tension. Le principe du verrouillage arrière
réside dans le déclenchement de la protection à maximum de courant côté source après un temps T I>> court,
indépendamment des temporisations réglées pour chaque départ, pour autant qu’elle ne soit pas bloquée par
le démarrage d’une protection à maximum de courant d’un des départs. C’est donc toujours la protection la
plus proche du point de défaut qui déclenchera, le laps de temps étant le plus court, et qu'elle ne peut pas être
bloquée par une protection se trouvant en amont du défaut. Les seuils T I> ou T Ip agissent comme seuils
de réserve. Les signalisations de démarrage générées par les relais côté départs (disponibles séparément
pour les seuils de courant de phase et le seuil de courant homopolaire) sont transmises au relais situé côté
source via une entrée binaire.
Figure 2-74
Protection des jeux de barres par verrouillage arrière – principe
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4.2
Protection à maximum de courant de phase
Fonction et mode de fonctionnement de la protection de surintensité à temps constant et de la protection de
surintensité à temps dépendant pour des courants homopolaires est décrit plus en détail dans le chapitre précédent „Protection de surintensité en général“ (voir chapitre 2.4.1).
Vous trouverez ci-après les consignes de réglage pour la protection temporisée de surintensité pour les courants de phase Max I Ph..
2.4.2.1 Instructions de réglage
Généralités
Remarque
La première protection de surintensité temporisée pour les courants de phase est décrite dans les indications
de réglage. Les adresses de paramètres et les numéros de signalisations de la deuxième et troisième protection de surintensité temporisée figurent à la fin des indications de réglage au paragraphe „Autres fonctions de
protection de surintensité temporisée pour les courants de phase“.
Lors de la configuration des fonctions (chapitre 2.1.3), le type de caractéristique a été défini à l'adresse 120
MAX DE I PHASE. Seuls sont disponibles ici les réglages valables pour la sélection de la caractéristique correspondante. Les seuils à temps constant I>> et I> sont dans tous les cas disponibles.
Si une deuxième ou troisième protection de surintensité temporisée est utilisée, elles doivent elles aussi être
paramétrées aux adresses 130 MAX I Ph2 et 132 MAX I Ph3.
Chacune des fonctions de protection est ensuite affectée à un côté de l'équipement principal à protéger ou à
un autre point de mesure triphasé. Ceci peut être effectué séparément pour chacune des fonctions de protection (section 2.1.4 au paragraphe „Autres fonctions de protection triphasées“). Il faut en outre veiller à l'affectation correcte entre les entrées de mesure de l'appareil et les points de mesure (jeux de transformateurs de
courant) de l'installation (section 2.1.4 au paragraphe „Affectation des points de mesure triphasés“).
Remarque
Si la protection de surintensité temporisée est affectée à un côté de l'équipement à protéger, les valeurs relatives I/INS sont valables pour le réglage des valeurs de courant, c'est-à-dire en rapport avec le courant nominal
de ce côté. Dans les autres cas, les valeurs de courant sont réglées en ampères.
A l’adresse 2001 MAX I PHASE, la protection à maximum de courants de phase peut être activée ou désactivée (En ou Hors). En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active
(Bloc. relais).
L’adresse 2008A ENCL. MAN.PHASE détermine le seuil de courant de phase qui doit être activé en instantané
lors d’un enclenchement manuel. Les réglages I>> instantané et I> instantané peuvent être choisis
indépendamment du type de caractéristique retenu ; Ip instantané n'est possible que si un des seuils à
temps dépendant a également été configuré. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
En cas d'utilisation du côté d’alimentation d'un transformateur, vous choisissez ici le seuil le plus élevé I>>, audessus de la pointe de courant à l’enclenchement pour autant que la fonction d'enclenchement manuel Non
actif ne soit pas désactivée.
160
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
A l’adresse 2002 STAB. INRUSH PH, vous choisissez d’activer ou non la stabilisation à l’enclenchement (stabilisation “inrush” avec la 2e harmonique) — pour tous les seuils de phases de la protection à maximum de
courant (excepté I>>). Sélectionnez En si la protection à maximum de courant est installée du côté alimentation
d'un transformateur. Sinon, le réglage peut être mis sur Hors. Si, pour l’une ou l’autre raison, vous souhaitez
régler les seuils de phase de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne
peut fonctionner qu’à partir de 10% du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques).
Echelons de surintensité I>>
Le seuil I>> (adresse 2011 ou 2212) produit, en liaison avec le seuil I> ou le seuil Ip une caractéristique à
deux niveaux. S'il n'est pas utilisé, la valeur de démarrage doit être réglée sur ∞. Le seuil I>> impose toujours
de définir une temporisation.
Lorsque la protection à maximum de courant agit sur le côté alimentation d'un transformateur, d'une réactance
additionnelle ou d'un moteur, ou encore au point neutre d'un générateur, ce seuil peut être utilisé pour la sélectivité en courant. Il sera réglé de manière à démarrer pour des courts-circuits jusque dans l’élément à protéger, mais pas dans le cas d'un courant de court-circuit circulant.
Exemple:
transformateur alimentant un jeu de barres avec les données suivantes :
Transformateur
YNd5
35 MVA
110 kV/20 kV
uk = 15 %
Transformateur de courant
200 A/5 A sur le côté 110 kV
La protection à maximum de courant agit sur le côté 110 kV (=côté source).
Le courant de court-circuit triphasé maximum possible, côté 20 kV serait égal à la valeur suivante en cas de
tension rigide côté 110 kV :
Compte tenu d'un facteur de sécurité de 20 %, la valeur de réglage primaire est la suivante :
Valeur de réglage I>> = 1,2 · 1224,7 A = 1470 A
Pour un paramétrage en grandeurs secondaires, les courants sont convertis au secondaire du transformateur
de courant.
Valeur de réglage secondaire :
Autrement dit, pour des courants de court-circuit supérieurs à 1470 A (primaire) ou à 36,7 A (secondaire), on
est certain d'avoir un court-circuit dans la zone du transformateur. Celui-ci peut être éliminé immédiatement
par la protection à maximum de courant.
En cas de réglage en valeurs relatives, le courant nominal du transformateur (ici égal au courant nominal du
côté) disparaît, et la formule se simplifie :
Avec le même facteur de sécurité, on a
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161
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Valeur de réglage I>> = 0,8 · INS (courant nominal du côté).
Les pointes élevées de courant d'enclenchement ("inrush") sont rendues inoffensives par les temporisations
(adresse 2013 T I>>) si leur composante fondamentale dépasse le seuil réglé. La stabilisation à l'enclenchement n'agit pas sur les seuils I>>.
En cas d'utilisation du principe du „verrouillage arrière“, les multiples seuils de la protection de surintensité sont
également utilisés : le seuil I>>, p. ex., est utilisé avec une petite temporisation de sécurité T I>> (p. ex. 50
ms) comme protection rapide de jeux de barres. Pour des défauts côté départ, I>> est bloqué. Le seuil I> ou
Ip sert ici de protection de secours. Les valeurs de réglage des deux seuils (I> ou Ip et I>>) sont identiques.
La temporisation T I> ou T Ip (caractéristique CEI) ou FACT. D Ip (caractéristique ANSI) est réglée de
manière à dépasser la temporisation des départs.
Pour la protection contre les courts-circuits d'un moteur , il faut tenir compte du fait que la valeur de réglage
I>> doit être inférieure au courant de court-circuit minimum (défaut biphasé) et supérieure au courant de démarrage maximum. Etant donné que le courant d'enclenchement maximum est généralement, y compris dans
des conditions défavorables, inférieur à 1,6 x le courant de démarrage nominal, on obtient le réglage suivant
pour le seuil de court-circuit I>> :
1,6 · IDémarrage < I>> < Ik 2pol
Une augmentation du courant de démarrage due à une surtension éventuelle est déjà prise en compte dans
le facteur 1,6. Le seuil I>> devrait être réglé en instantané (T I>> = 0.00 s), puisque, à la différence du transformateur p. ex., aucune saturation de réactance parallèle ne se produit dans le moteur.
Le temps réglé T I>> est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, etc.). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Par conséquent,
l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil de démarrage est
réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.
Echelons à maximum de courant à temps constant I>
Pour le réglage du seuil à max. de courant I> (adresse 2014 ou 2015) c'est surtout le courant d’exploitation
maximum présent qui est déterminant. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce
mode de fonctionnement, la protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts
comme protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge. L’on choisira par conséquent, pour des câbles ou des jeux de barres, un réglage d’environ 20 % et d’environ 40 % pour les transformateurs et les moteurs, au-dessus de la (sur)charge maximum attendue.
La temporisation à régler (adresse 2116 T I>) découle de la sélectivité établie pour le réseau.
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, etc.). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne
déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme
ne sont transmis.
Echelon de surintensité Ip pour caractéristiques IEC
En fonction du type d’appareil et de sa configuration („Etendue des fonctions“, adresse 120, section 2.1.3.1),
différents types de caractéristiques peuvent être choisies pour les seuils de courant à temps dépendant.
Lorsque le type de caractéristique CEI est sélectionné (adresse 120 MAX DE I PHASE = Max I inv. CEI),
les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 2026 CARACT. CEI :
• Normal. inverse (inverse, type A selon CEI 60255-3),
• Fortem. inverse (fortement inverse, type B selon CEI 60255-3),
• Extrêm. inverse (extrêmement inverse, de type C selon CEI 60255-3), et
• Inv.longueDurée (temps long max., type B selon CEI 60255-3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement à temps dépendant, un coefficient de
sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un
démarrage ne se produit qu'au passage d'un courant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.
La valeur du courant est réglée à l’adresse 2021 Ip ou 2022 Ip. Le courant de transit maximal est particulièrement significatif pour le réglage. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce mode
de fonctionnement, la protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts comme
protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge.
La constante de temps correspondante est accessible à l’adresse 2023 T Ip. Elle doit être coordonnée avec
la sélectivité du réseau.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire, choisissez à l'adresse
120 MAX DE I PHASE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2225 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite dans la description des fonctions de la protection de surintensité à courant dépendant, au paragraphe „Comportement de retombée“.
Echelon de surintensité Ip pour caractéristiques ANSI
Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de
la configuration.
Lorsque le type de caractéristique ANSI est sélectionné (adresse 120 MAX DE I PHASE = Max I inv.
ANSI), les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 2027 CARACT. ANSI :
• Uniform. inv.,
• Extrêmement inv,
• Inverse,
• Inverse long,
• Modérément inv.,
• Inverse court et
• Fortement inv.
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement à temps dépendant, un coefficient de
sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un
démarrage ne se produit qu'au passage d'un courant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.
La valeur du courant est réglée à l’adresse 2021 Ip ou 2022 Ip. Le courant de transit maximal est particulièrement significatif pour le réglage. Le démarrage par surcharge doit être exclu étant donné que dans ce mode
de fonctionnement, la protection fonctionne avec des temps de déclenchement particulièrement courts comme
protection contre les court-circuits, et non comme protection de surcharge.
La constante de temps correspondante est accessible à l’adresse 2024 FACT. D Ip. Elle doit être coordonnée avec la sélectivité du réseau.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire, choisissez à l'adresse
120 MAX DE I PHASE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez l'émulation de disque à l’adresse 2025 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite dans la section „Comportement de retombée“, (voir section 2.4.1, paragraphe
„Comportement de retombée“.
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Commutation dynamique des valeurs de seuils
Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de paramètres qui peut être commuté automatiquement en service (voir section 2.6).
C'est ici que sont réglées les valeurs de seuils commutables :
• Pour la protection à maximum de courant phase :
Adresse 2111 ou 2112 pour le seuil de démarrage I>>,
Adresse 2113 pour la temporisation T I>>,
Adresse 2114 ou 2115 pour le seuil de démarrage I>,
Adresse 2116 pour la temporisation T I> ;
• pour la protection de phases à temps dépendant selon les caractéristiques CEI :
Adresse 2121 ou 2122 pour le seuil de démarrage Ip,
Adresse 2123 pour la constante de temps T Ip;
• pour la protection de phases à temps dépendant selon les caractéristiques ANSI :
Adresse 2121 ou 2122 pour le seuil de démarrage Ip,
Adresse 2124 pour la constante de temps FACT. D Ip.
Caractéristiques définies par l’utilisateur
Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant, vous pouvez aussi spécifier vous-même une
caractéristique de déclenchement et de retombée. Lors du paramétrage sous DIGSI une fenêtre de dialogue
apparaît et vous pouvez saisir jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement.
La caractéristique introduite peut également être représentée graphiquement dans DIGSI.
Figure 2-75
Saisie et visualisation d’une caractéristique de déclenchement spécifique à l’utilisateur avec
DIGSI — Exemple
Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement spécifique à l’utilisateur, l'option Caract.
utilis. doit être sélectionnée à l’adresse 120 MAX DE I PHASE (chapitre 2.1.3.1) lors de la configuration
des fonctions. Si vous désirez aussi déterminer la caractéristique de retombée, l'option Retombée doit être
définie.
Les points de coordonnées sont définis en valeurs de réglage de courant et de temps.
Etant donné que les valeurs de courant introduites sont arrondies selon une trame définie avant traitement, il
est recommandé d'utiliser exactement les valeurs de courant préférentielles du tableau 2-7.
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Tableau 2-7
Valeurs préférentielles des courants normalisés pour les caractéristiques de déclenchement spécifiques
à l’utilisateur
I/Ip = 1 à 1,94
I/Ip = 2 à 4,75
I/Ip = 5 à 7,75
I/Ip = 8 à 20
1,00
1,50
2,00
3,50
5,00
6,50
8,00
15,00
1,06
1,56
2,25
3,75
5,25
1,13
1,63
2,50
4,00
5,50
6,75
9,00
16,00
7,00
10,00
17,00
1,19
1,69
2,75
4,25
5,75
7,25
11,00
18,00
1,25
1,75
3,00
4,50
6,00
7,50
12,00
19,00
1.31
1,81
3,25
4,75
6,25
7,75
13,00
20,00
1,38
1,88
1,44
1,94
14,00
Par défaut, toutes les valeurs de courant sont fixées à ∞. Elles sont ainsi rendues inutilisables et il ne peut y
avoir ni démarrage, ni déclenchement du fait de cette fonction de protection.
Pour spécifier une caractéristique de déclenchement, veillez à ce qui suit :
• Les points de coordonnées doivent être introduits dans l’ordre. Il n’est pas nécessaire d’introduire les 20
points de coordonnées. Dans la plupart des cas, 10 points suffisent pour définir une caractéristique suffisamment précise. Un point de coordonnée non utilisé doit alors être marqué comme “inutilisé” en introduisant la valeur ∞ ! Veillez à ce que les points de coordonnées génèrent une courbe de caractéristique continue et régulière.
• Pour les courants, il faut utiliser les valeurs du tableau ci-dessus et introduire à cet effet les valeurs de temps
correspondantes. Des valeurs divergentes I/Ip seront corrigées sur la valeur la plus avoisinante. Toutefois,
celle-ci ne sera pas affichée.
• Les courants inférieurs à la plus petite valeur de courant définie n’entraînent pas une prolongation du temps
de déclenchement. La courbe d’excitation est maintenue parallèlement à l’axe du courant jusqu’au point à
courant minimum (à droite sur la figure 2-76).
• Les courants qui sont supérieurs à la valeur de courant du point à courant maximum n’entraînent pas un
raccourcissement du temps de déclenchement. La courbe de déclenchement est maintenue parallèlement
à l’axe du courant à partir du point à courant maximum (figure 2-76, à droite).
Figure 2-76
Utilisation d’une caractéristique définie par l’utilisateur – Exemple
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Pour spécifier une caractéristique de retombée, veillez à ce qui suit :
• Pour les courants, il faut utiliser les valeurs du tableau 2-8 et introduire à cet effet les valeurs de temps correspondantes. Les valeurs divergentes I/Ip seront corrigées sur la valeur la plus avoisinante. Toutefois,
celle-ci ne sera pas affichée.
• Les courants qui sont supérieurs à la valeur de courant du point à courant maximum n’entraînent pas une
prolongation du temps de retombée. La courbe de retombée est maintenue parallèlement à l’axe du courant
jusqu’au point à courant maximum (voir figure 2-76, à gauche).
• Les courants qui sont inférieurs à la valeur de courant du point à courant minimum n’entraînent pas un raccourcissement du temps de retombée. La courbe de retombée est prolongée parallèlement à l’axe du
courant à partir du point à courant minimum (voir figure 2-76, à gauche).
• Les courants inférieurs à une valeur de réglage de courant de 0,05 entraînent une retombée immédiate.
Tableau 2-8
Valeurs préférentielles des courants normalisés pour les caractéristiques de retombée spécifiques à l’utilisateur
I/Ip = 1 à 0,86
I/Ip = 0,84 à 0,67
I/Ip = 0,66 à 0,38
I/Ip = 0,34 à 0,00
1,00
0,93
0,84
0,75
0,66
0,53
0,34
0,16
0,99
0,92
0,83
0,73
0,64
0,50
0,31
0,13
0,98
0,91
0,81
0,72
0,63
0,47
0,28
0,09
0,97
0,90
0,80
0,70
0,61
0,44
0,25
0,06
0,96
0,89
0,78
0,69
0,59
0,41
0,22
0,03
0,95
0,88
0,77
0,67
0,56
0,38
0,19
0,00
0,94
0,86
Stabilisation à l’enclenchement
Dans les réglages généraux, la stabilisation à l’enclenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à
l’adresse 2002 STAB. INRUSH PH. Cette stabilisation est spécialement nécessaire pour les transformateurs
lorsque la protection à maximum de courant agit sur le côté de l’alimentation. Les paramètres fonctionnels de
la stabilisation d'enclenchement sont définis ici sous „Inrush“.
La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la deuxième harmonique présente dans le courant
d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la fondamentale 2.HARMON. PHASE (adresse 2041) est
réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15 %, cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenchement très défavorables, une
valeur inférieure peut être réglée.
Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2042 ou 2043 I INR MAX PHASE, la stabilisation par la 2e
harmonique n'est plus réalisée.
La stabilisation à l'enclenchement peut être accrue avec la fonction de blocage croisé (“crossblock“). Ceci signifie qu'en cas de dépassement du taux d'harmonique dans une phase seulement, les trois phases des seuils
I> ou Ip seront bloquées. La fonction "blocage croisé" est activée ou désactivée (Oui ou Non) à l’adresse 2044
BLOC.CROISE PH.
Le temps après la détection d’un courant de magnétisation pour lequel ce blocage mutuel est activé est réglé
à l’adresse 2045 T BLC.CROISE PH.
Autres fonctions de protection temporisée de surintensité pour courant de phases
La première protection temporisée de surintensité pour courants de phases a fait l'objet de la description cidessus. Les différences concernant les adresses de paramètres et les numéros de signalisation entre la première, la deuxième et la troisième protection temporisée de surintensité sont représentées dans le tableau suivant. Les endroits marqués d'un x sont identiques.
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adresses des
paramètres
Adresses des
paramètres
dynamiques
N° de signalisation
1. Protection de surintensité temporisée pour les
courants de phase
20xx
21xx
023.xxxx(.01)
2. Protection de surintensité temporisée pour les
courants de phase
30xx
31xx
207.xxxx(.01)
3. Protection de surintensité temporisée pour les
courants de phase
32xx
33xx
209.xxxx(.01)
Remarque
Si la protection de surintensité temporisée est affectée à un côté de l'équipement à protéger, les valeurs relatives I/INS sont valables pour le réglage des valeurs de courant, c'est-à-dire en rapport avec le courant nominal
de ce côté.
2.4.2.2 Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
2001
MAX I PHASE
En
Hors
Bloc. relais
Hors
Prot. à max. de I Phases
2002
STAB. INRUSH PH
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant phase
2008A
ENCL. MAN.PHASE
I>> instantané
I> instantané
Ip instantané
Non actif
I>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2011
I>>
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
4.00 A
Seuil de démarrage I>>
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
20.00 A
2012
I>>
0.10 .. 35.00 I/InC; ∞
4.00 I/InC
Seuil de démarrage I>>
2013
T I>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T I>>
2014
I>
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
2.00 A
Seuil de démarrage I>
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
10.00 A
2015
I>
0.10 .. 35.00 I/InC; ∞
2.00 I/InC
Seuil de démarrage I>
2016
T I>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T I>
2021
Ip
1A
0.10 .. 4.00 A
2.00 A
Seuil de démarrage Ip
5A
0.50 .. 20.00 A
10.00 A
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
2022
Ip
0.10 .. 4.00 I/InC
2.00 I/InC
Seuil de démarrage Ip
2023
T Ip
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T Ip
2024
FACT. D Ip
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D Ip
2025
RETOMBEE
Immédiat.
EmulationDisque
EmulationDisque
Comportement de retombée (Emul. disque)
2026
CARACT. CEI
Normal. inverse
Fortem. inverse
Extrêm. inverse
Inv.longueDurée
Normal. inverse
Caract. décl. max I tps inv.
ph. (CEI)
2027
CARACT. ANSI
Fortement inv.
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inv.
Extrêmement inv
Uniform. inv.
Fortement inv.
Caract. décl. max I tps inv.
ph. (ANSI)
2031
I/Ip DEM. T/Tp
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 T/TIp
Caractéristique de dém.
I/Ip - TI/TIp
2032
I/p RTB. TI/p
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 T/TIp
Caract. de retombée I/Ip TI/TIp
2041
2.HARMON. PHASE
10 .. 45 %
15 %
Taux harm. rang 2 - détect.
magnétisant
2042
I INR MAX PHASE
1A
0.30 .. 25.00 A
7.50 A
5A
1.50 .. 125.00 A
37.50 A
Courant max. pour recon.
magnétisant
2043
I INR MAX PHASE
0.30 .. 25.00 I/InC
7.50 I/InC
Courant max. pour recon.
magnétisant
2044
BLOC.CROISE PH
Non
Oui
Non
Blocage croisé sur recon.
magnétisant
2045
T BLC.CROISE PH
0.00 .. 180.00 s
0.00 s
Durée de blocage croisé
2111
I>>
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
10.00 A
Seuil de démarrage I>>
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
50.00 A
2112
I>>
0.10 .. 35.00 I/InC; ∞
10.00 I/InC
Seuil de démarrage I>>
2113
T I>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T I>>
2114
I>
1A
0.10 .. 35.00 A; ∞
4.00 A
Seuil de démarrage I>
5A
0.50 .. 175.00 A; ∞
20.00 A
2115
I>
0.10 .. 35.00 I/InC; ∞
4.00 I/InC
Seuil de démarrage I>
2116
T I>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T I>
2121
Ip
1A
0.10 .. 4.00 A
4.00 A
Seuil de démarrage Ip
5A
0.50 .. 20.00 A
20.00 A
0.10 .. 4.00 I/InC
4.00 I/InC
2122
168
Ip
Seuil de démarrage Ip
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
2123
T Ip
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T Ip
2124
FACT. D Ip
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D Ip
2.4.2.3 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
023.2404 >Bloc Max I Ph.
SgS
>Bloquer Max I phases
023.2411 Max I Ph. dés.
SgSo
Max I phases désactivée
023.2412 Max I Ph. blq.
SgSo
Max I phases bloquée
023.2413 Max I Ph. act.
SgSo
Max I phases active
023.2422 Dém. Max I Ph 1
SgSo
Démarrage Max I phase L1
023.2423 Dém. Max I Ph 2
SgSo
Démarrage Max I phase L2
023.2424 Dém. Max I Ph 3
SgSo
Démarrage Max I phase L3
023.2491 MaxI Ph MqueObj
SgSo
Max I phase: pas avec cet objet protégé
023.2501 >Blc InrMaxI Ph
SgS
>Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Ph
023.2502 >Bloc. I>>
SgS
>Protection à max de I: blocage I>>
023.2503 >Bloc. I>
SgS
>Protection à max de I: blocage I>
023.2504 >Bloc. Ip
SgS
>Protection à max de I: blocage Ip
023.2514 I>> bloqué
SgSo
Max I: échelon I>> bloqué
023.2515 I> bloqué
SgSo
Max I: échelon I> bloqué
023.2516 Ip bloqué
SgSo
Max I: échelon Ip bloqué
023.2521 Démarrage I>>
SgSo
Démarrage échelon I>>
023.2522 Démarrage I>
SgSo
Démarrage échelon I>
023.2523 Démarrage Ip
SgSo
Démarrage échelon Ip
023.2524 Dém. Rush I>
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant I>
023.2525 Dém. Rush Ip
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant Ip
023.2526 Dém. I rush L1
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant L1
023.2527 Dém. I rush L2
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant L2
023.2528 Dém. I rush L3
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant L3
023.2531 MaxI Dét.Inr L1
SgSo
Max I: détection magnétisant phase L1
023.2532 MaxI Dét.Inr L2
SgSo
Max I: détection magnétisant phase L2
023.2533 MaxI Dét.Inr L3
SgSo
Max I: détection magnétisant phase L3
023.2534 InrushBlcCroisé
SgSo
Blocage croisé par détect. I magnétisant
023.2541 Echéance TI>>
SgSo
Tempo. de l'échelon I>> à échéance
023.2542 Echéance TI>
SgSo
Tempo. de l'échelon I> à échéance
023.2543 Echéance TIp
SgSo
Tempo. de l'échelon Ip à échéance
023.2551 Décl. I>>
SgSo
Décl. prot. temps constant I>> (phases)
023.2552 Décl. I>
SgSo
Décl. prot. temps constant I> (phases)
023.2553 Décl. Ip
SgSo
Décl. prot. temps inverse Ip (phases)
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169
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4.3
Protection à maximum de courant homopolaire
Fonction et mode de fonctionnement de la protection de surintensité à temps constant et de la protection de
surintensité à temps dépendant pour des courants homopolaires est décrit plus en détail dans le chapitre précédent„Protection de surintensité en général“ (voir chapitre 2.4.1). Vous trouverez ci-après les consignes de
réglage pour la protection temporisée de surintensité pour courant homopolaire Max 3I0.
2.4.3.1 Instructions de réglage
Généralités
Remarque
La première protection de surintensité temporisée pour le courant homopolaire est décrite dans les indications
de réglage. Les adresses de paramètres et les numéros de signalisations de la deuxième et troisième protection de surintensité temporisée figurent à la fin des indications de réglage au paragraphe „Autres fonctions de
protection de surintensité temporisée pour le courant homopolaire“.
Lors de la configuration des fonctions (chapitre 2.1.3), le type de caractéristique pour les seuils de courant homopolaire a été défini à l'adresse 122 MAX DE 3I0. Seuls sont disponibles ici les réglages valables pour la
sélection de la caractéristique correspondante. Les seuils à temps constant 3I0>> et 3I0> sont dans tous les
cas disponibles.
Si une deuxième ou troisième protection de surintensité temporisée pour courant homopolaire est utilisée, elles
doivent elles aussi être paramétrées aux adresses 134 MAX I-3I0 2 et 136 MAX I-3I0 3.
Chacune des fonctions de protection est ensuite affectée à un côté de l'équipement principal à protéger ou à
un autre point de mesure triphasé. Ceci peut être effectué séparément de la protection de surintensité temporisée pour courants de phases (section 2.1.4 au paragraphe „Autres fonctions de protection triphasées“). Il faut
en outre veiller à l'affectation correcte entre les entrées de mesure de l'appareil et les points de mesure (jeux
de transformateurs de courant) de l'installation (section 2.1.4 au paragraphe „Affectation des points de mesure
triphasés“).
Remarque
Conseil : Si la protection de surintensité temporisée est affectée à un côté de l'équipement à protéger, les
valeurs relatives I/INS sont valables pour le réglage des valeurs de courant, c'est-à-dire en rapport avec le
courant nominal de ce côté. Dans les autres cas, les valeurs de courant sont réglées en ampères.
La protection à maximum de courant homopolaire peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse
2201 MAX 3I0. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active
(Bloc. relais).
L’adresse 2208A ENCL. MAN. 3I0 détermine le seuil de courant homopolaire qui doit être activé en instantané lors d’un enclenchement manuel. Les réglages 3I0>> instantan et 3I0> instantan. peuvent être
choisis indépendamment du type de caractéristique retenu. 3I0p instantan. n'est possible que si un des
seuils à temps dépendant a également été configuré. La stabilisation n'a aucun effet sur 3I0>>. Ce réglage
n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Pour le réglage, il en va de même que pour les
seuils de courant de phase.
A l’adresse 2202 STAB. INR 3I0, vous choisissez d’activer ou non la stabilisation à l’enclenchement (stabilisation avec la 2e harmonique). Sélectionnez En si la protection à maximum de courant est installée du côté
170
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
de l’alimentation d’un transformateur. Sinon, le réglage peut être mis sur Hors. Si vous souhaitez régler les
seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement
ne peut fonctionner qu’au-dessus de 10 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage
d’harmoniques).
Echelon de haute intensité 3I0>>
Le seuil 3I0>> (adresse 2211 ou 2212) réalise, en combinaison avec le seuil 3I0> ou le seuil 3I0p une caractéristique à deux niveaux. S'il n'est pas utilisé, la valeur de démarrage doit être réglée sur ∞. Le seuil 3I0>>
impose toujours de définir une temporisation.
Si l'enroulement protégé n'est pas mis à la terre, des courants homopolaires ne peuvent apparaître que pour
des défauts de terre internes ou des doubles défauts de terre avec un montant interne. Dans ce cas, le seuil
3I0>> n'est normalement pas utilisé.
Le seuil 3I0>> peut être, p. ex., utilisé pour la sélectivité du courant. Dans ce cas, il faut prendre en compte le
fait que c’est le système homopolaire des courants qui est déterminant. Pour un transformateur avec des enroulements séparés, les systèmes homopolaires sont généralement séparés (exception : mise à la terre du
point neutre des deux côtés ou auto-transformateur mis à la terre).
De même, des courants d’"Inrush" ne sont possibles dans un système homopolaire que si le point neutre de
l'enroulement considéré est mis à la terre. Ces courants sont rendus inoffensifs par les temporisations (adresse
2213 T 3I0>>) dans la mesure où leur composante fondamentale dépasse la valeur réglée.
L'utilisation du principe de „verrouillage arrière“ n’a de sens que si l’enroulement considéré est mis à la terre.
Les différents seuils de la protection à maximum de courant sont également utilisés : le seuil 3I0>>, p. ex., est
utilisé avec une petite temporisation de sécurité T 3I0>> (p. ex. 50 ms) comme protection rapide de jeux de
barres. Pour des défauts côté départ, 3I0>> est bloqué. Le seuil 3I0> ou 3I0p sert ici de protection de secours. Les valeurs de réglage des deux seuils (3I0> ou 3I0p et 3I0>>) sont identiques. La temporisation T
3I0> ou T 3I0p (caractéristique CEI) ou FACT. D 3I0p (caractéristique ANSI) est réglée de manière à dépasser la temporisation des départs. Dans ce cas, la sélectivité des défauts de terre est déterminante et autorise généralement des temps de réglage plus courts.
Le temps réglé T 3I0>> est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de
fonctionnement interne (temps de mesure, etc.). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.
Echelon à maximum de courant à temps constant 3I0>
Pour le réglage du seuil à max. de courant 3I0> (adresse 2214 ou 2215), c'est surtout le courant de défaut
minimum à la terre présent qui est déterminant. N'oubliez pas que dans le cas de plusieurs points de mesure,
des tolérances de mesure augmentées peuvent apparaître suite à des erreurs d'addition.
La temporisation à régler (paramètre 2216 T 3I0>) résulte de la sélectivité pour le réseau, bien qu’une sélectivité séparée avec des temporisations plus courtes est souvent possible pour des courants de terre dans un
réseau mis à la terre. Si vous souhaitez régler les seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner qu’au-dessus de 10 % du courant
nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques). Il peut donc être judicieux d'augmenter
la temporisation si la stabilisation à l'enclenchement est utilisée.
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, etc.). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Par conséquent, l'échelon
ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil de démarrage est réglé sur
∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.
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171
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Seuils à max. de courant dépendant 3I0p pour des courbes IEC
Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la
configuration de l'étendue des fonctions, à l'adresse 122 (voir 2.1.3.1).
Lorsque le type de caractéristique CEI est sélectionné (adresse 122 MAX DE 3I0 = Max I inv. CEI), les
courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 2226 CARACT. CEI :
• Normal. inverse (inverse, type A selon CEI 60255-3),
• Fortem. inverse (fortement inverse, type B selon CEI 60255-3),
• Extrêm. inverse (extrêmement inverse, de type C selon CEI 60255-3), et
• Inv.longueDurée (temps long max., type B selon CEI 60255-3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement à temps dépendant, un coefficient de
sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un
démarrage ne se produit qu'au passage d'un courant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.
La valeur du courant est réglée à l’adresse 2221 ou 2222 3I0p. Pour le réglage, c'est surtout le courant de
court-circuit de terre minimum qui est déterminant. N'oubliez pas que dans le cas de plusieurs points de
mesure, des tolérances de mesure augmentées peuvent apparaître suite à des erreurs d'addition.
La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 2223 T 3I0p. Elle doit être coordonnée avec la
sélectivité du réseau bien qu’une sélectivité séparée avec des temporisations plus courtes est souvent possible
pour les courants de terre dans un réseau mis à la terre. Si vous souhaitez régler les seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souvenez-vous que la stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner
qu’au-dessus de 10 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques). Il
peut donc être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenchement est utilisée.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire, choisissez à l'adresse 122 MAX DE 3I0 = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2225 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite au chapitre „Comportement de retombée“.
Seuils à max. de courant dépendant 3I0p pour des courbes ANSI
Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la
configuration de l'étendue des fonctions, à l'adresse 122 (voir 2.1.3.1).
Lorsque le type de caractéristique ANSI est sélectionné (adresse 122 MAX DE 3I0 = Max I inv. ANSI),
les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 2227 CARACT. ANSI :
• Uniform. inv.,
• Extrêmement inv,
• Inverse,
• Inverse long,
• Modérément inv.,
• Inverse court et
• Fortement inv..
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement à temps dépendant, un coefficient de
sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un
démarrage ne se produit qu'au passage d'un courant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.
172
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
La valeur du courant est réglée à l’adresse 2221 ou 2222 3I0p. Pour le réglage, c'est surtout le courant de
court-circuit de terre minimum qui est déterminant. N'oubliez pas que dans le cas de plusieurs points de
mesure, des tolérances de mesure augmentées peuvent apparaître suite à des erreurs d'addition.
La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 2224 FACT. D 3I0p. Elle doit être coordonnée
avec la sélectivité du réseau bien qu’une sélectivité séparée avec des temporisations plus courtes est souvent
possible pour les courants de terre dans un réseau mis à la terre.
Si vous souhaitez régler les seuils de courant homopolaire de manière très sensible, souvenez-vous que la
stabilisation à l’enclenchement ne peut fonctionner qu’au-dessus de 10 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques). Il peut donc être judicieux d'augmenter la temporisation si la
stabilisation à l'enclenchement est utilisée.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil 3I0p n'est absolument pas nécessaire, choisissez à
l'adresse 122 MAX DE 3I0 = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2225 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite au chapitre „Comportement de retombée“.
Commutation dynamique de valeurs de seuils
Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de paramètres qui peut être commuté automatiquement en service. C'est ici que sont réglées les valeurs de seuils commutables (section 2.6).
pour la protection à maximum de courant 3I0 :
• Adresse 2311 ou 2312 pour le seuil de démarrage 3I0>>,
• Adresse 2313 pour la temporisation T 3I0>>,
• Adresse 2314 ou 2315 pour le seuil de démarrage 3I0>,
• Adresse 2316 pour la temporisation T 3I0>;
pour la protection à temps dépendant 3I0 selon les caractéristiques CEI :
• Adresse 2321 ou 2322 pour le seuil de démarrage 3I0p,
• Adresse 2323 pour la constante de temps T 3I0p;
pour la protection à temps dépendant 3I0 selon les caractéristiques ANSI :
• Adresse 2321 ou 2322 pour le seuil de démarrage 3I0p,
• Adresse 2324 pour la constante de temps FACT. D 3I0p.
Caractéristiques définies par l’utilisateur
Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant, vous pouvez aussi spécifier vous-même une
caractéristique de déclenchement et de retombée. Lors du paramétrage sous DIGSI une fenêtre de dialogue
apparaît et vous pouvez saisir jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement.
La procédure est la même que celle décrite pour les „seuils de courant de phase“, à la section „Caractéristiques
définies par l’utilisateur“ (voir le chapitre 2.4.2.1).
Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement utilisateur pour le courant homopolaire, l'option
Caract. utilis. doit être sélectionnée à l’adresse 122 MAX DE 3I0 lors de la configuration des fonctions.
Si vous désirez aussi déterminer la caractéristique de retombée, l'option Retombée doit être réglée.
Stabilisation à l’enclenchement
Dans les réglages généraux, la stabilisation à l’enclenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à
l’adresse 2202 STAB. INR 3I0. Elle est en particulier nécessaire pour les transformateurs si la protection à
maximum de courant agit sur le côté de l’alimentation mis à la terre. Les paramètres fonctionnels de la stabilisation d'enclenchement sont définis ici sous „Inrush“.
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173
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la deuxième harmonique présente dans le courant
d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la fondamentale 2.HARMON. 3I0 (adresse 2241) est
réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15 %, cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensifier exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenchement très défavorables, une
valeur inférieure peut être réglée.
Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2242 ou 2243 I INR. MAX 3I0, la stabilisation par la 2e
harmonique n'est plus réalisée.
Autres fonctions de protection temporisée de surintensité pour courant hompolaire
La première protection temporisée de surintensité pour courant homopolaire a fait l'objet de la description cidessus. Les différences concernant les adresses de paramètres et les numéros de signalisation entre la première, la deuxième et la troisième protection temporisée de surintensité sont représentées dans le tableau suivant. Les endroits marqués d'un x sont identiques.
Adresses
des
paramètres
Adresses des
paramètres
dynamiques
N° de signalisation
1. Protection de surintensité temporisée pour
courant homopolaire
22xx
23xx
191.xxxx(.01)
2. Protection de surintensité temporisée pour
courant homopolaire
34xx
35xx
321.xxxx(.01)
3. Protection de surintensité temporisée pour
courant homopolaire
36xx
37xx
323.xxxx(.01)
Remarque
Si la protection de surintensité temporisée est affectée à un côté de l'équipement à protéger, les valeurs relatives I/INS sont valables pour le réglage des valeurs de courant, c'est-à-dire en rapport avec le courant nominal
de ce côté.
2.4.3.2 Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
2201
MAX 3I0
En
Hors
Bloc. relais
Hors
Protection à max. de
courant résid. 3I0
2202
STAB. INR 3I0
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant sur 3I0
174
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Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adr.
Paramètre
2208A
ENCL. MAN. 3I0
2211
3I0>>
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
3I0>> instantan
3I0> instantan.
3I0p instantan.
Non actif
3I0>> instantan
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
Seuil de démarrage 3I0>>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
2212
3I0>>
0.05 .. 35.00 I/InC; ∞
1.00 I/InC
Seuil de démarrage 3I0>>
2213
T 3I0>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T 3I0>>
2214
3I0>
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.40 A
Seuil de démarrage 3I0>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.00 A
2215
3I0>
0.05 .. 35.00 I/InC; ∞
0.40 I/InC
Seuil de démarrage 3I0>
2216
T 3I0>
0.00 .. 60.00 s; ∞
2.00 s
Temporisation T 3I0>
2221
3I0p
1A
0.05 .. 4.00 A
0.40 A
Seuil de démarrage 3I0p
5A
0.25 .. 20.00 A
2.00 A
2222
3I0p
0.05 .. 4.00 I/InC
0.40 I/InC
Seuil de démarrage 3I0p
2223
T 3I0p
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T 3I0p
2224
FACT. D 3I0p
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D 3I0p
2225
RETOMBEE
Immédiat.
EmulationDisque
EmulationDisque
Comportement de retombée (Emul. disque)
2226
CARACT. CEI
Normal. inverse
Fortem. inverse
Extrêm. inverse
Inv.longueDurée
Normal. inverse
Caract. décl. max I tps inv.
3I0 (CEI)
2227
CARACT. ANSI
Fortement inv.
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inv.
Extrêmement inv
Uniform. inv.
Fortement inv.
Caract. décl. max I tps inv.
3I0 (ANSI)
2231
MR I/I0p T/TI0p
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 T/TIp
Caract. m. en route
3I0/3I0p-T3I0/T3I0p
2232
R. I/I0p T/TI0p
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 T/TIp
Caract. retombée
3I0/3I0p-T3I0/T3I0p
2241
2.HARMON. 3I0
10 .. 45 %
15 %
Taux harm. rang 2 - détect.
magnétisant
2242
I INR. MAX 3I0
1A
0.30 .. 25.00 A
7.50 A
5A
1.50 .. 125.00 A
37.50 A
Courant max. pour recon.
magnétisant
0.30 .. 25.00 I/InC
7.50 I/InC
Courant max. pour recon.
magnétisant
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
7.00 A
Seuil de démarrage 3I0>>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
35.00 A
2243
I INR. MAX 3I0
2311
3I0>>
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
175
Fonctions
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
2312
3I0>>
0.05 .. 35.00 I/InC; ∞
7.00 I/InC
Seuil de démarrage 3I0>>
2313
T 3I0>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T 3I0>>
2314
3I0>
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.50 A
Seuil de démarrage 3I0>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
7.50 A
2315
3I0>
0.05 .. 35.00 I/InC; ∞
1.50 I/InC
Seuil de démarrage 3I0>
2316
T 3I0>
0.00 .. 60.00 s; ∞
2.00 s
Temporisation T 3I0>
2321
3I0p
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage 3I0p
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
2322
3I0p
0.05 .. 4.00 I/InC
1.00 I/InC
Seuil de démarrage 3I0p
2323
T 3I0p
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T 3I0p
2324
FACT. D 3I0p
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D 3I0p
2.4.3.3 Liste d’informations
N°
Information
191.2404 >Bloc Max 3I0
Type d'info
SgS
Explications
>Bloquer Max 3I0
191.2411 Max 3I0 dés.
SgSo
Max 3I0 désactivée
191.2412 Max 3I0 blq.
SgSo
Max 3I0 bloquée
191.2413 Max 3I0 act.
SgSo
Max 3I0 active
191.2425 Dém. Max 3I0
SgSo
Démarrage Max I homop. 3I0
191.2491 Max 3I0 MqueObj
SgSo
Max 3I0: pas avec cet objet protégé
191.2501 >Blc InrMax 3I0
SgS
>Bloquer stab. Imagnét. pour Max de 3I0
191.2502 >Bloc. 3I0>>
SgS
>Protection à max de I: blocage 3I0>>
191.2503 >Bloc. 3I0>
SgS
>Protection à max de I: blocage 3I0>
191.2504 >Bloc. 3I0p
SgS
>Protection à max de I: blocage 3I0p
191.2514 3I0>> bloqué
SgSo
Max 3I0: échelon 3I0>> bloqué
191.2515 3I0> bloqué
SgSo
Max 3I0: échelon 3I0> bloqué
191.2516 3I0p bloqué
SgSo
Max 3I0: échelon 3I0p bloqué
191.2521 Démarrage 3I0>>
SgSo
Démarrage échelon 3I0>>
191.2522 Démarrage 3I0>
SgSo
Démarrage échelon 3I0>
191.2523 Démarrage 3I0p
SgSo
Démarrage échelon 3I0p
191.2524 Dém. Rush 3I0>
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0>
191.2525 Dém. Rush 3I0p
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0p
191.2529 Dém. I rush 3I0
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0
191.2541 Echéance T3I0>>
SgSo
Tempo. de l'échelon 3I0>> à échéance
191.2542 Echéance T3I0>
SgSo
Tempo. de l'échelon 3I0> à échéance
191.2543 Echéance T3I0p
SgSo
Tempo. de l'échelon 3I0p à échéance
191.2551 Décl. 3I0>>
SgSo
Décl. prot. temps constant 3I0>>
191.2552 Décl. 3I0>
SgSo
Décl. prot. temps constant 3I0>
191.2553 Décl. 3I0p
SgSo
Décl. prot. temps inverse 3I0p
176
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
2.5
Protection à maximum de courant de terre
2.5.1
Généralités
La protection temporisée de surintensité de courant de terre est affectée à une entrée de mesure de courant
monophasée de l’appareil. Elle convient en principe pour n'importe quelles applications. Elle sert principalement à la détection directe d'un courant de terre entre le point neutre d'un élément à protéger et son raccordement à la terre (d'où sa dénomination). Pour cela, l'affectation correcte de l'entrée de mesure monophasée correspondante est également nécessaire au transformateur de courant monophasé de l'installation.
La protection peut également fonctionner en parallèle avec la protection différentielle de terre (chapitre 2.3).
Elle fait alors office de protection de secours pour les défauts de terre qui surviennent également en dehors de
l'équipement à protéger et qui ne peuvent pas y être éliminés à temps.
La protection à maximum de courant de terre possède deux seuils à temps constant et un seuil à temps dépendant. Ce dernier peut être, au choix, une caractéristique CEI, une caractéristique ANSI, ou encore une caractéristique définie par l'utilisateur.
Figure 2-77
Protection à maximum de courant comme protection de secours pour une protection différentielle terre
Le relais 7UT613/63x dispose de deux fonctions de protection temporisée de surcharge pour courant de terre
qui peuvent être utilisées indépendamment l'une de l'autre et pour des points différents de l'objet à protéger.
L'affectation de la fonction de protection correspondante aux points de mesure monophasés a été réalisée conformément à la section „Affectation de la fonction de protection aux côtés/points de mesure“.
2.5.2
Protection à maximum de courant à temps constant
Les protections à maximum de courant de terre à temps constant sont aussi disponibles si une caractéristique
à temps dépendant est configurée lors de la détermination du volume fonctionnel (voir section 2.1.3.1).
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177
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
Démarrage, déclenchement
Deux seuils à temps constant sont possibles pour le courant de terre.
Pour le seuil It>>, le courant détecté affecté à l'entrée de mesure de courant monophasée est comparé au seuil
d’activation It>> et signalé lorsque ce seuil est dépassé. Une fois la temporisation T It>> écoulée, l’ordre
de déclenchement est envoyé. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour des
courants supérieurs à IN. Pour les valeurs inférieures, le rapport de retombée diminue afin d’empêcher une
activation intermittente en cas de courants proches de la valeur de réglage (p.ex. 80 % pour 0,1 ·I N).
La figure ci-après représente la logique de fonctionnement de l'échelon à haute intensité It>>.
Figure 2-78
Diagramme logique du seuil à max. de courant IT>> pour courant de terre (simplifié)
Le courant détecté à l'entrée de mesure de courant monophasée est en outre comparé à la valeur de réglage
It> et signalé en cas de dépassement. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée, une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu. Si un effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée par une signalisation d’effet inrush correspondante. Une fois la temporisation correspondante T It>
écoulée, un ordre de déclenchement est envoyé si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la
stabilisation à l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un courant
magnétisant est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la
temporisation écoulée. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage de courants
I > 0,3 · IN.
La figure ci-après représente la logique de fonctionnement de l'échelon de surintensité It>.
Les valeurs de chaque seuil de démarrage It> et It>> et les temporisations qui leur sont affectées peuvent
être paramétrables individuellement.
178
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
Figure 2-79
2.5.3
Diagramme logique de l'échelon de surintensité IT> pour courant de terre (simplifié)
Protection dépendante de la surintensité temporisée
Le seuil à temps dépendant repose toujours sur une caractéristique qui est conforme à la norme CEI, à la
norme ANSI ou à une caractéristique définie par l'utilisateur. Les caractéristiques et formules correspondantes
sont représentées dans les „spécifications techniques“. Lors de la configuration d'une des caractéristiques à
temps dépendant, les seuils à temps constant It>> et It> peuvent être opérationnels.
Démarrage, déclenchement
Le courant détecté à l'entrée de mesure de courant monophasée est comparé à la valeur de réglage Itp. Si
un courant excède une valeur correspondant à 1,1 fois la valeur de réglage, la fonction démarre et est signalée.
Si la stabilisation à l'enclenchement est activée, une analyse fréquentielle est exécutée en premier lieu. Si un
effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée par une signalisation d’effet inrush
correspondante. L'excitation utilise la valeur effective de la composante fondamentale. Lors de l'excitation d'un
échelon Itp, le temps de déclenchement est déterminé par une méthode de mesure intégrée à partir du courant
de défaut circulant dépendant de la caractéristique de déclenchement choisie et un ordre de déclenchement
est envoyé, une fois le temps écoulé, si aucun courant de magnétisation n'est présent ou que la stabilisation à
l'enclenchement n'est pas active. Si la stabilisation à l'enclenchement est active et qu'un courant magnétisant
est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la temporisation
écoulée.
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179
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
La figure suivante représente la logique de fonctionnement de la protection à maximum de courant à temps
dépendant.
Figure 2-80
Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant pour courant de terre –
exemple d’une caractéristique CEI (simplifié)
Comportement de retombée
Vous pouvez décider si l'échelon retombe dès le franchissement d'un seuil ou à la suite d'une émulation de
disque. "Dès le franchissement" signifie que l'excitation retombe dès que la valeur passe en-dessous d’environ
95 % du seuil de démarrage, la temporisation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
Si l’émulation de disque est utilisée, l’élimination du courant entraîne une logique de retombée (dégression de
la temporisation) correspondant au phénomène de repositionnement d’un disque Ferraris (d’où le nom d’„émulation de disque“). Ce type de fonctionnement présente l’avantage de tenir compte de „l’historique“ du défaut
de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferraris et adapte les valeurs de temporisation. La dégression de
la temporisation débute lorsque l’on passe en dessous de 90 % de la valeur de réglage en fonction de la courbe
de retombée de la caractéristique choisie. Si l’on se situe entre la valeur de retombée (95 % du seuil de commutation) et 90 % de la valeur de réglage, le disque est considéré comme étant à l’arrêt (aucun mouvement
de rotation du disque). En cas de valeur inférieure à 5% du seuil de démarrage, l’émulation du disque prend
180
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
fin et la fonction retombe immédiatement. En cas de nouveau démarrage, la temporisation débute à sa valeur
initiale.
L'émulation de disque s'avère intéressante si la sélectivité de la protection à maximum de courant doit être
coordonnée avec d'autres appareils du réseau d'un point de vue électromagnétique ou inductif.
Caractéristiques définies par l’utilisateur
Dans le cas d'une caractéristique définie par l'utilisateur, la caractéristique de déclenchement peut être déterminée point par point. Jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps peuvent être introduits. L'appareil détermine alors par approximation la caractéristique via une interpolation linéaire.
La caractéristique de retombée peut également être définie librement (voir description fonctionnelle „Comportement de retombée“). Si l'utilisateur ne souhaite pas définir de caractéristique de retombée spécifique, la retombée intervient dès que la valeur tombe sous environ 95 % du seuil de commutation. La temporisation est
immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
2.5.4
Enclenchement manuel
Lors de l'enclenchement du disjoncteur sur un élément à protéger en défaut, il est en général souhaitable de
redéclencher l’élément à protéger le plus rapidement possible. Pour ce faire, la temporisation d'un seuil à
maximum de courant quelconque peut être annulée au moyen de l'impulsion d’enclenchement manuel; cela
signifie que le dépassement du seuil défini amène un déclenchement instantané. Cette impulsion est prolongée d'au moins 300 ms. A cette fin, la commande d’enclenchement manuel tient compte du paramétrage de
l'adresse 3808A ENCL. MAN.TERRE pour la réaction de l'appareil en cas de défaut dans les travées de
phases.
La fonction d'enclenchement manuel peut être réalisée pour chaque point de mesure ou côté. Elle est aussi
active si un ordre de contrôle interne est donné au disjoncteur de puissance, qui est affecté sous les données
de l'installation 1 (voir section 2.1.4) au même point de mesure ou côté que la protection temporisée à
maximum de courant.
Il faut rigoureusement veiller à ce que l'enclenchement manuel soit causé par le disjoncteur, qui met sous
tension l'objet à protéger, protégé par la protection temporisée à maximum de courant de terre.
2.5.5
Commutation dynamique de valeurs de seuils
Tout comme pour la protection à maximum de courant de phase et de courant homopolaire, une commutation
dynamique de valeurs de seuil est possible pour la protection à maximum de courant de terre. La fonction de
commutation dynamique de valeurs de seuils est la même pour tous les seuils temporisés de surintensité et
est décrite dans la section 2.6.
Les réglages commutables proprement dits peuvent être déterminés individuellement pour chaque seuil de la
protection à maximum de courant.
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181
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
2.5.6
Stabilisation du courant d'enclenchement
La protection à maximum de courant de terre dispose également d'une fonction de stabilisation à l'enclenchement qui empêche une excitation du seuil It> ou Itp (pas It>>) en présence du courant d’appel d’un transformateur.
Si le taux de deuxième harmonique dépasse un seuil réglable dans le courant de terre mesuré, le déclenchement est bloqué.
La stabilisation du courant de magnétisation à l'enclenchement est limitée par un seuil supérieur. Au-delà de
ce seuil (réglable), la stabilisation n'est plus valable puisque l'amplitude excessivement élevée du courant ne
peut avoir comme origine qu’un défaut. La limite inférieure est la limite de fonctionnement du filtre des harmoniques (0,1 IN).
Figure 2-81
2.5.7
Diagramme logique de la stabilisation à l’enclenchement (simplifié)
Instructions de réglage
Généralités
Remarque
La première protection de surintensité temporisée pour le courant de terre est décrite dans les indications de
réglage. Les adresses de paramètres et les numéros de signalisations de la deuxième protection de surintensité temporisée figurent à la fin des indications de réglage au paragraphe „Autres fonctions de protection de
surintensité temporisée pour le courant de terre“.
Lors de la configuration des fonctions, le type de caractéristique a été défini à l'adresse 124. Seuls sont disponibles ici les réglages valables pour la sélection de la caractéristique correspondante. Les échelons indépendants It>> et It> sont toujours disponibles.
Si la deuxième protection de surintensité temporisée est utilisée, elle doit elle aussi être paramétrée à l'adresse
138 MAX I-TERRE 2.
182
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Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
La protection temporisée de surintensité de terre est affectée à une entrée de mesure du courant monophasée
de l'appareil (chapitre 2.1.4 au paragraphe „Autres fonctions de protection monophasées“). Il faut en outre
veiller à l'affectation correcte entre les entrées de mesure de l'appareil et les points de mesure (jeux de transformateurs de courant) de l'installation (section 2.1.4 au paragraphe „Affectation des points de mesure triphasés“).
La protection à maximum de courant de terre peut être activée ou désactivée (En ou Hors ) à l’adresse 3801
MAX I TERRE. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active
(Bloc. relais).
L’adresse 3808A ENCL. MAN.TERRE détermine le seuil de courant de terre qui doit être activé en instantané
lors d’un enclenchement manuel. Les réglages It>> instantané et It> instantané peuvent être choisis
indépendamment du type de caractéristique retenu. Itp instantané n'est possible que si un des seuils à
temps dépendant a également été configuré. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
En cas d'utilisation du côté d’alimentation d'un transformateur, vous choisissez ici le seuil le plus élevé It>>,
au-dessus de la pointe de courant à l’enclenchement pour autant que la fonction d'enclenchement manuel Non
actif ne soit pas désactivée.
A l’adresse 3802 STAB. INR TERRE, vous choisissez d’activer ou non la stabilisation à l’enclenchement (avec
la 2e harmonique). Sélectionnez En si la protection à maximum de courant est installée du côté de l’alimentation d’un transformateur. Sinon, le réglage peut être mis sur Hors.
Echelon à maximum de courant IT>>
Le seuil It>> (adresse 3811) produit, en liaison avec le seuil IT> ou le seuil ITp une caractéristique à deux
niveaux. S'il n'est pas utilisé, la valeur de démarrage doit être réglée sur ∞. Le seuil It>> impose toujours de
définir une temporisation.
Ces réglages de courant et de temps ne doivent pas réagir en cas de manœuvre. Dans une certaine mesure,
vous pouvez également atteindre une sélectivité des courants comme avec les seuils correspondants de la
protection à maximum de courant de phase et de courant homopolaire, mais vous devez ici tenir compte des
grandeurs du système homopolaire.
Dans la plupart des cas, ce seuil fonctionne en instantané. L'adresse 3812 T It>> permet toutefois de définir
une temporisation.
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, etc.). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Par conséquent, l'échelon
ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil de démarrage est réglé sur
∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.
Echelon à maximum de courant à temps constant IT>
Le seuil à maximum de courant It> (adresse 3813) permet également de détecter des défauts de terre avec
de faibles courants de défaut. Comme le courant dans le point neutre provient d'un transformateur de courant
unique, il n'est pas influencé par des effets de sommation résultant de défauts de transformateurs de courant
différents, à l'inverse du courant homopolaire issu des courants de phase. Des niveaux très sensibles peuvent
dès lors être définis. N'oubliez pas que la stabilisation à l'enclenchement n’est active qu'à partir de 10 % du
courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage des harmoniques). Avec des réglages très sensibles, il peut dès lors être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenchement est utilisée.
Comme ce seuil réagit aussi pour des défauts de terre dans le réseau, vous devez coordonner la temporisation
(adresse 3814 T It>) avec la sélectivité du réseau pour les défauts de terre. Comme, dans le cas de transformateurs à enroulements séparés, les systèmes homopolaires des tronçons connectés du réseau sont isolés
galvaniquement, vous pouvez bien souvent régler des temps de déclenchement plus courts que pour des courants de phase.
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Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure, etc.). Il est possible de régler la temporisation sur ∞. Par conséquent, l'échelon
ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil de démarrage est réglé sur
∞, ni le déclenchement ni l’alarme ne sont transmis.
Echelon de surintensité ITp pour caractéristiques IEC
Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la
configuration. Lorsque le type de caractéristique CEI est sélectionné (adresse 124 MAX DE I TERRE = Max
I inv. CEI), les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 3825 CARACT. CEI :
• Normal. inverse (inverse, type A selon CEI 60255-3),
• Fortem. inverse (fortement inverse, type B selon CEI 60255-3),
• Extrêm. inverse (extrêmement inverse, de type C selon CEI 60255-3), et
• Inv.longueDurée (temps long max., type B selon CEI 60255-3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement à temps dépendant, un coefficient de
sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un
démarrage ne se produit qu'au passage d'un courant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.
Le seuil à maximum de courant Itp (adresse 3821) permet également de détecter des défauts de terre avec
de faibles courants de défaut. Comme le courant dans le point neutre provient d'un transformateur de courant
unique, il n'est pas influencé par des effets de sommation résultant de défauts de transformateurs de courant
différents, à l'inverse du courant homopolaire issu des courants de phase. Des niveaux très sensibles peuvent
dès lors être définis. N'oubliez pas que la stabilisation à l'enclenchement n’est active qu'à partir de 10 % du
courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage des harmoniques). Avec des réglages très sensibles, il peut dès lors être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenchement est utilisée.
Comme ce seuil réagit aussi pour des défauts de terre dans le réseau, vous devez coordonner la constante de
temps (adresse 3822 T Itp) avec la sélectivité du réseau pour les défauts de terre. Comme, dans le cas de
transformateurs à enroulements séparés, les systèmes homopolaires des tronçons connectés du réseau sont
isolés galvaniquement, vous pouvez bien souvent régler des temps de déclenchement plus courts que pour
des courants de phase.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil Itp n'est absolument pas nécessaire, choisissez à
l'adresse 124 MAX DE I TERRE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 3824 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite dans la description des fonctions de la protection de surintensité à courant dépendant, au paragraphe „Comportement de retombée“.
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Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
Echelon de surintensité ITp pour caractéristiques ANSI
Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de
la configuration. Lorsque le type de caractéristique ANSI est sélectionné (adresse 124 MAX DE I TERRE =
Max I inv. ANSI), les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 3826 CARACT.
ANSI :
• Uniform. inv.,
• Extrêmement inv,
• Inverse,
• Inverse long,
• Modérément inv.,
• Inverse court et
• Fortement inv..
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement à temps dépendant, un coefficient de
sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. Cela signifie qu'un
démarrage ne se produit qu'au passage d'un courant égal à 1,1 fois la valeur paramétrée.
Le seuil à maximum de courant Itp (adresse 3821) permet également de détecter des défauts de terre avec
de faibles courants de défaut. Comme le courant dans le point neutre provient d'un transformateur de courant
unique, il n'est pas influencé par des effets de sommation résultant de défauts de transformateurs de courant
différents, à l'inverse du courant homopolaire issu des courants de phase. Des niveaux très sensibles peuvent
dès lors être définis. N'oubliez pas que la stabilisation à l'enclenchement n’est active qu'à partir de 10 % du
courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage des harmoniques). Avec des réglages très sensibles, il peut dès lors être judicieux d'augmenter la temporisation si la stabilisation à l'enclenchement est utilisée.
Comme ce seuil réagit aussi pour des défauts de terre dans le réseau, vous devez coordonner la constante de
temps (adresse 3823 FACT. D Itp) avec la sélectivité du réseau pour les défauts de terre. Comme, dans le
cas de transformateurs à enroulements séparés, les systèmes homopolaires des tronçons connectés du
réseau sont isolés galvaniquement, vous pouvez bien souvent régler des temps de déclenchement plus courts
que pour des courants de phase.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil Itp n'est absolument pas nécessaire, choisissez à
l'adresse 124 MAX DE I TERRE = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 3824 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite au paragraphe „Comportement de retombée“ à la sous-section 2.5.
Commutation dynamique de valeurs de seuils
Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de paramètres qui peut être commuté automatiquement en service. Cette commutation dynamique est décrite au chapitre 2.6. C'est ici que sont réglées les
valeurs de seuils commutables.
pour la protection à maximum de courant IT:
• adresse 3911 pour le seuil de démarrage It>>,
• adresse 3912 pour la temporisation T It>>,
• adresse 3913 pour le seuil de démarrage It>,
• adresse 3914 pour la temporisation T It>;
pour la protection à temps dépendant IT selon les caractéristiques IEC:
• adresse 3921 pour le seuil de démarrage Itp,
• adresse 3922 pour la constante de temps T Itp;
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Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
pour la protection à temps dépendant IT selon les caractéristiques ANSI :
• adresse 3921 pour le seuil de démarrage Itp,
• adresse 3923 pour la constante de temps FACT. D Itp
Caractéristiques définies par l’utilisateur
Pour la protection à maximum de courant à temps dépendant, vous pouvez aussi spécifier vous-même une
caractéristique de déclenchement et de retombée. Lors du paramétrage sous DIGSI une fenêtre de dialogue
apparaît et vous pouvez saisir jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement.
La procédure est la même que celle décrite pour les seuils de courant de phase, voir le chapitre 2.4.2 à la
section „Caractéristiques définissables par l'utilisateur“.
Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement utilisateur pour le courant de terre, l'option
Caract. utilis. doit être sélectionnée à l’adresse 124 MAX DE I TERRE lors de la configuration des
fonctions. Si vous désirez aussi déterminer la caractéristique de retombée, l'option Retombée doit être réglée.
Stabilisation à l’enclenchement
Lors de la configuration du volume fonctionnel, la stabilisation à l’enclenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 3802 STAB. INR TERRE. Sur des transformateurs, ce paramètre ne se justifie que
si l'enroulement mis à la terre se trouve du côté de l’alimentation défini comme mis à la terre. Les paramètres
fonctionnels de la stabilisation d'enclenchement sont définis ici sous „Inrush“.
La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la deuxième harmonique présente dans le courant
d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la fondamentale 2.HARMON. TERRE (adresse 3841) est
réglé par défaut sur I2fN/IfN = 15, cette valeur peut en général être acceptée telle quelle. Pour pouvoir intensifier
exceptionnellement la stabilisation en présence de conditions d'enclenchement très défavorables, une valeur
inférieure peut être réglée.
Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 3842 I INR. MAX TER., la stabilisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.
Autres fonctions de protection temporisée de surintensité pour courant de terre
La première protection temporisée de surintensité pour courant de terre a fait l'objet de la description ci-dessus.
Les différences concernant les adresses de paramètres et les numéros de signalisation entre la première et la
deuxième protection temporisée de surintensité sont représentées dans le tableau suivant. Les endroits
marqués d'un x sont identiques.
Adresses des
paramètre
Adresses des
paramètres
dynamiques
N° de signalisation
1. Protection surintensité temporisée pour le
courant de terre
24xx
25xx
024.xxxx(.01)
2. Protection surintensité temporisée pour le
courant de terre
38xx
39xx
325.xxxx(.01)
2.5.8
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
186
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
2401
MAX I TERRE
En
Hors
Bloc. relais
Hors
Prot. à max. de I Terre
2402
STAB. INR TERRE
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant sur I terre
2408A
ENCL. MAN.TERRE
It>> instantané
It> instantané
Itp instantané
Non actif
It>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2411
It>>
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.00 A
Seuil de démarrage IT>>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
5.00 A
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T IT>>
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.40 A
Seuil de démarrage IT>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.00 A
0.00 .. 60.00 s; ∞
2.00 s
Temporisation T IT>
1A
0.05 .. 4.00 A
0.40 A
Seuil de démarrage ITp
5A
0.25 .. 20.00 A
2.00 A
2412
T It>>
2413
It>
2414
T It>
2421
Itp
2422
T Itp
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T ITp
2423
FACT. D Itp
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D ITp
2424
RETOMBEE
Immédiat.
EmulationDisque
EmulationDisque
Comportement de retombée (Emul. disque)
2425
CARACT. CEI
Normal. inverse
Fortem. inverse
Extrêm. inverse
Inv.longueDurée
Normal. inverse
Caract. décl. max I tps inv.
terre (CEI)
2426
CARACT. ANSI
Fortement inv.
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inv.
Extrêmement inv
Uniform. inv.
Fortement inv.
Caract. décl. max I tps inv.
ter. (ANSI)
2431
It/p DEM TIt/p
1.00 .. 20.00 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 T/TIp
Caractéristique de dém.
IT/ITp-TIT/TITp
2432
It/p RTB. TIt/p
0.05 .. 0.95 I/Ip; ∞
0.01 .. 999.00 T/TIp
Caract. de retombée I/ITp
- TI/TITp
2441
2.HARMON. TERRE
10 .. 45 %
15 %
Taux harm. rang 2 - détect.
magnétisant
2442
I INR. MAX TER.
1A
0.30 .. 25.00 A
7.50 A
5A
1.50 .. 125.00 A
37.50 A
Courant max. pour recon.
magnétisant
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
7.00 A
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
35.00 A
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.50 s
2511
2512
It>>
T It>>
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Seuil de démarrage IT>>
Temporisation T IT>>
187
Fonctions
2.5 Protection à maximum de courant de terre
Adr.
2513
Paramètre
It>
2514
T It>
2521
Itp
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
1.50 A
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
7.50 A
0.00 .. 60.00 s; ∞
2.00 s
Temporisation T IT>
1A
0.05 .. 4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage ITp
5A
0.25 .. 20.00 A
5.00 A
Seuil de démarrage IT>
2522
T Itp
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T ITp
2523
FACT. D Itp
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D ITp
2.5.9
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
024.2404 >Bloc Max I Ter
SgS
>Bloquer Max I terre
024.2411 Max I Ter. dés.
SgSo
Max I terre désactivée
024.2412 Max I Ter. blq.
SgSo
Max I terre bloquée
024.2413 Max I Ter. act.
SgSo
Max I terre active
024.2425 Dém. Max I Ter.
SgSo
Démarrage Max I terre
024.2492 MaxI T Er Attr.
SgSo
Max I terre: aucune attribution possible
024.2501 >Blc InrMaxI Te
SgS
>Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Te
024.2502 >Bloc. It>>
SgS
>Protection à max de I: blocage IT>>
024.2503 >Bloc. It>
SgS
>Protection à max de I: blocage IT>
024.2504 >Bloc. Itp
SgS
>Protection à max de I: blocage ITp
024.2514 It>> bloqué
SgSo
Max I: échelon IT>> bloqué
024.2515 It> bloqué
SgSo
Max I: échelon IT> bloqué
024.2516 Itp bloqué
SgSo
Max I: échelon ITp bloqué
024.2521 Démarrage It>>
SgSo
Démarrage échelon IT>> terre
024.2522 Démarrage It>
SgSo
Démarrage échelon IT> terre
024.2523 Démarrage Itp
SgSo
Démarrage échelon ITp terre
024.2524 Dém. Rush It>
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant IT>
024.2525 Dém. Rush Itp
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant ITp
024.2529 Dém. I rush Te.
SgSo
Démarr. stabilis. I magnétisant Terre
024.2541 Echéance TIt>>
SgSo
Tempo. de l'échelon IT>> à échéance
024.2542 Echéance TIt>
SgSo
Tempo. de l'échelon IT> à échéance
024.2543 Echéance TItp
SgSo
Tempo. de l'échelon ITp à échéance
024.2551 Décl. It>>
SgSo
Décl. prot. temps constant IT>> (terre)
024.2552 Décl. It>
SgSo
Décl. prot. temps constant IT> (terre)
024.2553 Décl. Itp
SgSo
Décl. prot. temps inverse ITp (terre)
188
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.6 Permutation dynamique de paramètres
2.6
Permutation dynamique de paramètres
Il peut être nécessaire de relever dynamiquement les seuils de démarrage d'une protection à maximum de
courant lorsque des éléments de l’installation présentent, après une mise hors tension prolongée, une puissance consommée plus importante à l’enclenchement (p. ex. climatisations, chauffages, moteurs). Il est ainsi
possible d'éviter un surdimensionnement global des valeurs de démarrage pour tenir compte de semblables
conditions d'enclenchement.
2.6.1
Description fonctionnelle
La commutation dynamique des valeurs de seuil agit sur les fonctions de protection à maximum de courant qui
sont décrites aux chapitres 2.4.3 et 2.5. Pour chaque seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de valeurs
qui peuvent être commutées de façon dynamique.
Remarque
La commutation dynamique des valeurs de seuil ne doit pas être confondue avec la possibilité de commutation
entre les quatre jeux de paramètres A à D, elle vient simplement s'ajouter à celle-ci.
Deux critères au choix sont disponibles pour détecter l’état de mise hors tension de l’installation :
• La position du disjoncteur est transmise à l'appareil via des entrées binaires.
• Le dépassement d'un seuil de courant réglable est appliqué.
Un de ces critères peut toujours être sélectionné pour la protection à maximum de courant de phase et la protection à maximum de courant homopolaire. L'appareil affecte automatiquement le point de mesure de courant
ou les contacts auxiliaires du disjoncteur (pour le critère de disjoncteur) au côté ou au point de mesure correspondant de l’élément à protéger. La protection à maximum de courant de terre n'autorise le critère de disjoncteur que si le disjoncteur est affecté au même côté déterminé de l'équipement à protéger (chapitre 2.1.4,
section „Affectation des entrées de mesure monophasées supplémentaires“) ; sinon, le critère de courant est
appliqué.
Si une absence de tension est constatée sur l’installation avec ce critère sélectionné, la commutation dynamique des valeurs de seuil permet d'activer les seuils hauts après l'écoulement d'un temps de coupure paramétrable T INTERRUPTION. À la mise sous tension de l’installation (l'appareil reçoit l'information d'entrée via une
entrée binaire ou par le dépassement du seuil de courant du côté auquel la fonction correspondante de la protection à maximum de courant est affectée), une temporisation T PERM.DYN.PAR. démarre et les valeurs normales sont ensuite rétablies. Cette temporisation peut être raccourcie si, à l'issue du démarrage, c'est-à-dire
disjoncteur enclenché, les valeurs de courant restent en-dessous de toutes les valeurs de seuil normales
pendant un temps réglable T RTB.PERDYNPAR. La condition initiale du temps de retombée accéléré se rapporte aux différents seuils de retombée de chaque fonction à maximum de courant. Si T RTB.PERDYNPAR est
réglé sur ∞ ou que l’entrée binaire est active, cette comparaison avec les valeurs „normales“ de seuil n'est pas
exécutée, la fonction est inactive et le temps de retombée accéléré éventuellement en cours est remis à zéro.
Si la protection démarre pour un seuil de surintensité pendant la temporisation T PERM.DYN.PAR., les valeurs
de seuil commutées restent d’application jusqu'à la retombée du défaut. Après quoi les valeurs „normales“ des
seuils de mise en route sont rétablies.
L'activation de l'entrée binaire génère une réinitialisation de toutes les temporisations en cours et un rétablissement immédiat de toutes les valeurs „normales“ de seuil. Si le blocage se produit pendant un défaut avec
des valeurs de seuils commutés, toutes les temporisations de la protection à maximum de courant sont stoppées et redémarrées, le cas échéant, avec leurs valeurs „normales“.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
189
Fonctions
2.6 Permutation dynamique de paramètres
Figure 2-82
Séquence temporelle de la commutation dynamique de valeurs de seuil
A la mise sous tension ou au démarrage de l'appareil de protection, la temporisation T INTERRUPTION est
lancée avec le disjoncteur déclenché et les paramètres „normaux“ sont ensuite appliqués. Si le disjoncteur est
enclenché, la protection travaille avec les seuils „normaux“.
190
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.6 Permutation dynamique de paramètres
Figure 2-83
2.6.2
Diagramme logique de la commutation dynamique de valeurs de seuil — Exemple pour une protection à
maximum de courant de phase et représentation pour le côté 1 (simplifié)
Instructions de réglage
Généralités
La commutation dynamique de valeurs de seuil ne peut être active que si elle a été définie lors de la configuration de l'étendue des fonctions à l'adresse 117 PERMUT.DYN.PAR. = Disponible (voir section 2.1.3). Si
la fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponible. Sous l'adresse 1701
PERMUT.DYN.PAR., la fonction peut être En ou Hors.
Critères de commutation
Vous pouvez définir les critères de commutation pour les fonctions de protection qui autorisent une commutation dynamique. Vous avez le choix entre le critère de courant et le critère de disjoncteur Position Disj.:
• adresse 1702 DEM.dynPAR Ph pour une protection à maximum de courant de phase,
• adresse 1703 DEM.dynPAR 3I0 pour une protection à maximum de courant homopolaire,
• adresse 1704 DEM.dynPAR TER. pour une protection à maximum de courant de terre,
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
191
Fonctions
2.6 Permutation dynamique de paramètres
Avec le critère de courant, c'est toujours le courant du côté ou du point de mesure auquel la fonction de protection correspondante est affectée qui est détecté. Dans le cas du critère de disjoncteur, une signalisation de
retour correspondante du disjoncteur doit être présente et correctement affectée.
La protection de surintensité pour courant de terre autorise le critère de commutation uniquement si un rapport
univoque entre son côté ou son point de mesure et un disjoncteur (O MAN/COAUX C1, O MAN/COAUX C2 à
O MAN/COAUX LM5, adresses 831 à 840) existe dans la configuration de la topologie.
Temporisations
Pour les temporisations T INTERRUPTION (adresse 1711), T PERM.DYN.PAR. (adresse 1712) et T
RTB.PERDYNPAR (adresse 1713), aucun réglage de référence ne peut être fourni. Elles doivent être adaptées
aux caractéristiques de l’équipement sur site et choisies de façon à éviter des déclenchements pour de brèves
surcharges admissibles pendant une procédure de mise sous tension.
Valeurs de seuil commutées
Les valeurs de seuil commutées proprement dites, qui doivent être activées conformément aux critères de
commutation dynamique, sont à introduire pour les différents seuils de la protection à maximum de courant.
2.6.3
Adr.
Vue d'ensemble des paramètres
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
1701
PERMUT.DYN.PAR.
Hors
En
Hors
Permutation dynamique de paramètres
1702
DEM.dynPAR Ph
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. de démarrage permut dyn
par. phase
1703
DEM.dynPAR 3I0
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. de démarrage permut dyn
par. 3I0
1704
DEM.dynPAR TER.
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. de démarrage permut dyn
par. terre
1705
PARdyn DEM Ph2
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. démar. com. dyn. de seuil
L2
1706
PARdyn DEM Ph3
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. démar. com. dyn. de seuil
L3
1707
PARdyn DEM 3I02
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. démar. com. dyn. de seuil
3I0-2
1708
PARdyn DEM 3I03
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. démar. com. dyn. de seuil
3I0-3
1709
PARdyn DEM E2
Critère courant
Position disj.
Critère courant
Cond. démar. com. dyn. de seuil
Terre2
1711
T INTERRUPTION
0 .. 21600 s
3600 s
Temps d'interruption
1712
T PERM.DYN.PAR.
1 .. 21600 s
3600 s
Durée de permut. dyn. param.
1713
T RTB.PERDYNPAR
1 .. 600 s; ∞
600 s
Temps de retombée rapide
192
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.6 Permutation dynamique de paramètres
2.6.4
N°
Liste d’informations
Information
025.2413 DynPar Ph Act.
Type d'info
SgSo
Explications
Permut. dyn. de param. max I Ph activée
026.2413 DynPar Ter Act.
SgSo
Permut. dyn. param. max I terre activée
049.2404 >Bloc.PerDynPar
SgS
>Bloquer permutation dyn. de paramètres
049.2411 PerDynParDésac.
SgSo
Permut. dyn. de paramètres désactivée
049.2412 PerDynPar blq.
SgSo
Permut. dyn. de paramètres bloquée
049.2413 PerDynPar Act.
SgSo
Permut. dynamique de paramètres activée
049.2505 >BlocRtbPerDyPa
SgS
>Bloquer retombée permut. dyn. de param.
192.2413 DynPar 3I0 Act.
SgSo
Permut. dyn. de param. max I 3I0 activée
208.2413 Pardyn Ph-2 act
SgSo
Commut dyn de seuil Phase-2 active
210.2413 Pardyn Ph-3 act
SgSo
Commut dyn de seuil Phase-3 active
322.2413 Pardyn 3I0 2act
SgSo
Commut dyn de seuil 3I0-2 active
324.2413 Pardyn 3I0 3act
SgSo
Commut dyn de seuil 3I0-3 active
326.2413 Pardyn E 2act
SgSo
Commut dyn de seuil Ter-2 active
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
193
Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
2.7
Protection à maximum de courant monophasée
La protection à maximum de courant monophasée peut être affectée à une entrée de courant supplémentaire
monophasée au choix de l'appareil. Cette entrée peut être une entrée „normale“ ou une entrée haute sensibilité. Dans le dernier cas, un réglage très sensible est possible (à partir de 3 mA à l’entrée de mesure de l’appareil).
La protection à maximum de courant monophasée possède deux seuils à temps constant, que l’on peut combiner au choix. Si un seul seuil est nécessaire, réglez le seuil inutilisé sur ∞.
Les exemples d’application sont une protection différentielle à haute impédance ou une protection de cuve sensible. Ces exemples d’application standard sont abordés spécifiquement dans les paragraphes suivants.
2.7.1
Description fonctionnelle
Le courant à mesurer est filtré au moyen d’algorithmes numériques. En raison de la haute sensibilité possible,
nous avons choisi un filtre à faible bande passante.
Pour le seuil monophasé I>>, le courant affecté à l'entrée de mesure de courant défini est comparé au seuil
d’activation I>> et signalé lorsque ce seuil est dépassé. Une fois la temporisation T I>> écoulée, l’ordre de
déclenchement est envoyé. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants supérieurs à IN. Pour les valeurs inférieures, le rapport de retombée diminue afin d'empêcher une activation intermittente en cas de courants proches de la valeur de réglage (p. ex. 90 % pour 0,2 · IN).
Lorsque les courants sont très élevés, le filtre de courant peut être désactivé afin d’obtenir un temps de déclenchement plus court. Ceci se produit automatiquement dès que la valeur instantanée du courant dépasse la
valeur réglée du seuil I>> d'au moins le facteur 2 · √2.
Pour le seuil monophasé I> le courant affecté à l'entrée de mesure de courant défini est comparé au seuil d’activation I> et signalé lorsque ce seuil est dépassé. Une fois la temporisation T I> écoulée, l’ordre de déclenchement est envoyé. Le seuil de retombée est fixé à environ 95 % du seuil de démarrage pour des courants
supérieurs à IN. Pour les valeurs inférieures, le rapport de retombée diminue afin d'empêcher une activation
intermittente en cas de courants de la valeur de réglage (p. ex. 80 % pour 0,1 · IN).
Les deux seuils forment donc ensemble une protection à deux seuils (image 2-84).
La figure 2-85 représente la logique de fonctionnement de la protection à maximum de courant monophasée.
Figure 2-84
194
Caractéristique à deux seuils de la protection à maximum de courant monophasée
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
Figure 2-85
2.7.2
Diagramme logique de la protection à maximum de courant monophasée — Exemple pour la détection du
courant monophasé à l’entrée de mesure I8
Protection différentielle à haute impédance
Exemple d’application
Dans le cas de fonctionnement à haute impédance, tous les transformateurs de courant aux extrémités de la
zone de protection fonctionnent en parallèle avec une résistance R commune de relativement haute impédance, dont la tension est mesurée. Dans le cas de la protection 7UT613/63x, la mesure de tension est effectuée
par l’acquisition du courant passant au travers de la résistance (externe) R au niveau de l’entrée de mesure de
courant monophasée sensible.
Les transformateurs de courant doivent être du même type et posséder au moins un noyau propre pour la protection différentielle à haute impédance. Les transformateurs doivent en particulier afficher le même rapport de
transformation et approximativement la même tension de saturation.
Avec l’appareil 7UT613/63x, le principe de haute impédance convient tout particulièrement à la détection de
défauts de terre dans les réseaux mis à la terre pour les transformateurs, les générateurs, les moteurs et les
bobines à inductance. La protection différentielle à haute impédance peut être être utilisée à la place de la protection différentielle de défaut à la terre ou en complément de celle-ci (voir aussi section 2.3)
La figure 2-86 représente à gauche un exemple d’application pour un enroulement de transformateur raccordé
à la terre ou un moteur/générateur raccordé à la terre. L’exemple de droite montre un enroulement de trans-
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
195
Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
formateur non raccordé à la terre ou un moteur/alternateur non raccordé à la terre, pour lequel on suppose que
la mise à la terre du réseau est réalisée en un autre endroit.
Figure 2-86
Détection de défaut de terre selon le principe de haute impédance
Fonctionnement du principe de haute impédance
Le principe de haute impédance sera expliqué avec l'exemple d’un enroulement de transformateur raccordé à
la terre.
En situation normale, aucun courant homopolaire ne circule, ce qui signifie qu’au point neutre du transformateur ISt = 0 et dans les phases 3 I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.
En cas de défaut à la terre externe (à gauche sur la figure 2-87), dont le courant de court-circuit est alimenté
par le point neutre raccordé à la terre, le même courant circule dans le point neutre du transformateur et dans
les phases. Les courants secondaires correspondants (lorsque le rapport de transformation est le même pour
tous les transformateurs de courant) se compensent mutuellement, ils sont raccordés en série. Seule une
tension réduite apparaît à la résistance R, résultant des résistances internes des transformateurs de courant
et de leurs câbles de connexion. Même lorsqu’un transformateur de courant se trouve partiellement en saturation, celui-ci passe pour la durée de la saturation en basse impédance et forme une dérivation à basse impédance vers la résistance à haute impédance R. La haute résistance de la résistance a donc un effet stabilisateur (appelé stabilisation de résistance).
Figure 2-87
Principe de la protection de défauts de terre selon le principe de haute impédance
En cas de court-circuit à la terre dans la zone à protéger (figure 2-87 à droite), un courant de point neutre ISt
sera certainement présent. L’amplitude du courant homopolaire dans les courants de phase dépend des conditions de mise à la terre dans le reste du réseau. Un courant secondaire correspondant au courant de court-
196
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Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
circuit global essaie de circuler à travers la résistance R. Toutefois, comme celle-ci est à haute impédance, il
se produit immédiatement en cet endroit une tension élevée, qui sature de nouveau les transformateurs de
courant. La tension efficace à la résistance correspond donc environ à la tension de saturation du transformateur de courant.
La résistance R est par conséquent dimensionnée de telle manière qu’elle entraîne une tension secondaire,
même pour les plus faibles courants de défaut de terre à détecter, tension qui correspond à la moitié de la
tension de saturation des transformateurs de courant (voir aussi Conseils de dimensionnement, section 2.7.4).
Protection à haute impédance avec la protection 7UT613/63x
Dans la protection 7UT613/63x, l’entrée de mesure monophasée sensible est utilisée pour la protection à haute
impédance. Parce qu’il s’agit d’une entrée de courant, le courant circulant dans la résistance R est mesuré et
non la tension.
La figure 2-88 montre le schéma de connexion. La protection 7UT613/63x est donc branchée en série à la résistance R et en mesure le courant.
La varistance V sert à limiter la tension en cas de défaut interne. Les pics importants de tension qui sont
générés lors de la saturation du transformateur sont écrétés par cette varistance. Elle entraîne simultanément
un lissage de la tension, sans diminution notable de la valeur moyenne.
Figure 2-88
Schéma de connexion de la protection différentielle de terre selon le principe de la haute impédance
Il est important également, en tant que mesure de protection contre les surtensions, de réaliser la connexion
directe de l’appareil au côté mis à la terre du transformateur de courant, de sorte que la haute tension à la résistance soit maintenue à distance de l’appareil.
De manière similaire, la protection différentielle à haute impédance peut être utilisée pour les alternateurs, les
moteurs et les bobines à inductance. Dans le cas des autotransformateurs, les transformateurs de courant du
côté haute tension, basse tension et celui dans le point neutre doivent être raccordés en parallèle.
En principe, le procédé est réalisable pour n’importe quel élément à protéger. En tant que protection de jeu de
barres, p. ex., l’appareil est connecté, via la résistance, au montage en parallèle des transformateurs de toutes
les travées.
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2.7 Protection à maximum de courant monophasée
2.7.3
Protection de cuve
Exemple d’application
La protection de cuve doit détecter les courts-circuits à la masse — même en cas de haute impédance — entre
une phase et la cuve d’un transformateur. Pour ce faire, la cuve est isolée ou au moins mise à la terre selon
un dispositif à haute impédance. La cuve est raccordée par un câble à la terre, dont le courant est amené à
l’appareil de protection. En cas de mise à la masse au niveau de la cuve, un courant de défaut (courant de
cuve) s’échappe par la liaison à la terre jusqu’à la terre du poste. Ce courant est identifié par la protection de
cuve comme surcourant et entraîne, lors du dépassement d’un seuil d’excitation (réglable), le déclenchement
instantané ou temporisé de toutes les extrémités du transformateur (primaire et secondaire).
Une entrée de mesure de courant monophasée sensible est utilisée normalement pour la protection de cuve.
Figure 2-89
2.7.4
Protection de cuve (principe)
Instructions de réglage
Généralités
La protection à maximum de courant monophasée peut être, à l’adresse 2701 MAX I MONOPH., activée En
ou Hors. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc.
relais).
Les réglages sont adaptés en fonction de l’application. Les plages de réglage dépendent de l’entrée de mesure
de courant de l’appareil à laquelle le courant à détecter est raccordé. Cela a été déterminé lors de l'affectation
de la fonction de protection (section 2.1.4 sous „Affectation des fonctions de protection pour les points de mesure/côtés“, paragraphe „Autres fonctions de protection monophasées“) et des propriétés de l'entrée de
mesure monophasée (section 2.1.4 sous „Topologie de l'équipement à protéger“, paragraphe „Entrées de
mesure supplémentaires monophasées haute sensibilité“).
• Si vous avez déclaré le type de l'entrée de mesure monophasée correspondante (adresse 255 et/ou 256)
comme TC 1A/5A, réglez la valeur seuil pour I>> à l'adresse 2702, la valeur seuil pour I> à l'adresse
2705. Si un seul seuil est nécessaire, réglez le seuil inutilisé sur ∞.
• Si vous avez déclaré le type de l'entrée de mesure monophasée correspondante (adresse 255 et/ou 256)
comme Entrée sensib., réglez la valeur seuil pour I>> à l'adresse 2703, la valeur seuil pour I> à
l'adresse 2706. Si un seul seuil est nécessaire, réglez le seuil inutilisé sur ∞.
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Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
Si vous souhaitez une temporisation pour le déclenchement, réglez celle-ci pour I>> à l'adresse 2704 T I>>,
pour I> à l’adresse 2707 T I>. Si vous ne souhaitez pas de temporisation, paramétrez le temps sur 0 s.
Les temps paramétrés sont de simples temporisations supplémentaires, qui ne tiennent pas compte pas des
temps de fonctionnement internes (temps de mesure, etc.) des seuils. Vous pouvez également fixer la temporisation sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme.
Pour les applications de protection à haute impédance ou de protection de cuve, vous trouverez les explications correspondantes ci-après.
Application en tant que protection différentielle à haute impédance
Pour l’application de la protection différentielle à haute impédance, seul le seuil de démarrage pour la protection à maximum de courant monophasée est réglé sur l’appareil 7UT613/63x, pour une détection du courant à
une entrée de courant monophasée sensible.
Pour la fonction globale de la protection différentielle à haute impédance, il convient d’examiner les interactions
entre les caractéristiques du transformateur de courant, la résistance R externe et la tension à la résistance R.
Vous trouverez de plus amples informations sur ce point ci-dessous.
Données de transformateur pour protection différentielle à haute impédance
Tous les transformateurs de courant concernés doivent présenter le même rapport de transformation ainsi
qu’une tension de saturation similaire. C’est normalement le cas lorsqu’ils sont de la même marque et présentent les mêmes caractéristiques nominales. La tension de saturation peut être approximativement calculée
comme suit sur base des données nominales :
US
Tension de saturation
RI
Résistance interne du transformateur de courant
PN
Puissance nominale du transformateur de courant
IN
Courant nominal secondaire du transformateur de courant
n
Facteur de saturation nominal du transformateur de courant
Le courant nominal, la puissance nominale et le facteur de saturation figurent habituellement sur la plaque signalétique du transformateur, p. ex. :
transformateur de courant 800/5 ; 5P10 ; 30 VA
Le transformateur a
IN
= 5 A (de 800/5)
n
= 10 (de 5P10)
PN
= 30 VA
La résistance interne est souvent indiquée dans le protocole d’essai du transformateur. Lorsqu’elle n’est pas
connue, elle peut être calculée approximativement à partir d’une mesure de courant continu sur l’enroulement
secondaire.
Exemple de calcul :
transformateur de courant 800/5; 5P10; 30 VA où Ri = 0,3 Ω
ou
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2.7 Protection à maximum de courant monophasée
transformateur de courant 800/1; 5P10; 30 VA avec Ri = 5 Ω
Outre les données du transformateur de courant, la résistance du câble entre le transformateur et l’appareil
7UT613/63x doit également être connue, ainsi que la longueur maximum des câbles.
Observation de stabilité pour protection différentielle à haute impédance
La condition de stabilité part de l’hypothèse simplifiée suivante : lors d’un défaut externe, un transformateur de
courant est totalement saturé et les autres transmettent fidèlement leurs courants (partiels). Cette situation
théorique est la plus défavorable. Puisque, en pratique, le transformateur saturé fournit encore un courant, ce
qui fournit une réserve de sécurité.
La figure 2-90 montre un circuit équivalent pour ce type de simplification. Ici, C1 et C2 sont supposés être des
transformateurs idéaux dotés des résistances internes Ri1 et Ri2. Ra sont les résistances des câbles d’alimentation entre le transformateur et la résistance R, ils entrent deux fois en ligne de compte (câbles aller et retour).
Ra2 est la résistance du plus long câble d’alimentation.
C1 transmet le courant I1. C2 est saturé, ce qui est indiqué par la ligne de court-circuit en pointillés. Le transformateur, puisqu’il est saturé, crée donc une dérivation basse impédance.
Une autre condition est R >> (2Ra2 + Ri2).
Figure 2-90
Circuit équivalent simplifié d'une configuration pour la protection différentielle à haute
impédance
La tension au niveau de R est alors
UR = I1 · ( 2Ra2 + Ri2 )
On part également du principe que le seuil de démarrage de la protection 7UT613/63x vaut la moitié de la
tension de saturation du transformateur de courant. Dans le cas limite
UR = US / 2
Il en résulte ainsi la limite de stabilité ISL qui est le courant de circulation jusqu’auquel la configuration reste
stable :
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Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
Exemple de calcul :
Pour le transformateur 5 A comme ci-dessus avec US = 75 V et Ri = 0,3 Ω
Le plus long câble d’alimentation est de 22 m avec 4 mm2 de section, cela correspond à Ra ≈ 0,1 Ω
donc 15 × courant nominal ou 12 kA primaire.
Pour le transformateur 1 A comme ci-dessus, avec US = 350 V et Ri = 5 Ω
le plus long câble est de 107 m avec 2,5 mm2 de section ce qui correspond à Ra ≈ 0,75 Ω
donc 27 × courant nominal ou 21,6 kA primaire.
Observation de sensibilité pour protection différentielle à haute impédance
Comme déjà signalé, le seuil de démarrage de la protection haute impédance doit correspondre environ à la
moitié de la tension de saturation du transformateur de courant. Il est de ce fait possible de calculer la résistance R.
Etant donné que l’appareil mesure le courant qui traverse la résistance, la résistance et l’entrée de mesure de
l’appareil doivent être montées en série. Comme la résistance doit en outre être de haute impédance (condition
R >> 2Ra2 + Ri2 cf. ci-dessus), la résistance inhérente de l’entrée de mesure peut être négligée. La résistance
se calcule donc sur la base du courant de démarrage Idém et de la moitié de la tension de saturation :
Exemple de calcul :
Pour le transformateur 5 A comme ci-dessus
le seuil de démarrage souhaité Idém = 0,1 A (ce qui correspond 16 A primaires)
Pour le transformateur 1 A comme ci-dessus
le seuil de démarrage souhaité Idém = 0,05 A (ce qui correspond 40 A primaires)
La puissance nécessaire de la résistance se calcule en tant que puissance instantanée sur la base de la
tension de saturation et de la valeur de résistance :
puisque cette puissance ne se présente que brièvement pendant un court-circuit à la terre, la puissance nominale peut être réduite d’un facteur 5 environ.
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Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
Le varistor (voir figure suivante) doit être paramétré de telle sorte qu'il reste à haute impédance jusqu'à la
tension de saturation, p.ex.
env. 100 V pour un transformateur 5 A,
env. 500 V pour un transformateur 1 A.
Figure 2-91
Schéma de connexion de la protection différentielle de terre selon le principe de haute impédance
Le seuil de démarrage (dans l’exemple 0,1 A ou 0,05 A) est réglé à l’adresse 2706 I>. Le seuil I>> n’est pas
utilisé (adresse 2703 I>> = ∞).
L’ordre de déclenchement de la protection peut être temporisé à l’adresse 2707 T I>. Normalement, cette
temporisation est fixée à 0.
Lorsqu’un grand nombre de transformateurs de courant sont montés en parallèle, comme lors de l’utilisation
en tant que protection de jeu de barres avec un grand nombre de travées, les courants de magnétisation des
convertisseurs montés en parallèle ne sont plus négligeables. Dans ce cas, il convient de calculer le total des
courants de magnétisation pour une demi-tension de saturation (correspond à la valeur de réglage). Ceci
diminue le courant dans la résistance R, ce qui entraîne une augmentation correspondante du seuil de démarrage effectif.
Utilisation en tant que protection de cuve
Pour l’application de la protection de cuve, seul le seuil de démarrage pour la protection à maximum de courant
monophasée est réglé sur l’appareil 7UT613/63x, pour une détection du courant à une entrée de courant monophasée sensible.
La protection de cuve est une protection à maximum de courant sensible, qui surveille le courant entre la cuve
isolée d’un transformateur et la terre. Par conséquent, sa sensibilité est réglée à l’adresse 2706 I>. Le seuil
I>> n’est pas utilisé (adresse 2703 I>> = ∞).
L’ordre de déclenchement de la protection peut être temporisé à l’adresse 2707 T I>. Normalement, cette
temporisation est fixée à 0.
Remarque
Dans la vue d’ensemble suivante des paramètres, les adresses 2703 et 2706 sont valables pour une entrée
de mesure du courant à haute sensibilité et sont indépendantes du courant nominal.
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Fonctions
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
2.7.5
Vue d'ensemble des paramètres
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
2701
MAX I MONOPH.
2702
I>>
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Maximum de courant monophasée
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil I>>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
2.50 A
2703
I>>
0.003 .. 1.500 A; ∞
0.300 A
Seuil I>>
2704
T I>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T I>>
2705
I>
1A
0.05 .. 35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil I>
5A
0.25 .. 175.00 A; ∞
1.00 A
2706
I>
0.003 .. 1.500 A; ∞
0.100 A
Seuil I>
2707
T I>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T I>
2.7.6
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
200.2404 >Bloc Max I 1ph
SgS
>Bloquer Max I monophasée
200.2411 Max I 1ph dés.
SgSo
Max de I monophasée désactivée
200.2412 Max I 1ph blq.
SgSo
Max de I monophasée bloquée
200.2413 Max I 1ph act.
SgSo
Max de I monophasée active
200.2421 Max I 1ph MR G.
SgSo
Max de I monophasée: mise en route gén.
200.2451 Max I 1ph DECL
SgSo
Max de I monophasée: déclenchement gén.
200.2492 MaxI 1ph ErrAtt
SgSo
Erreur MaxI 1ph: aucune attrib. possible
200.2502 >Bloc. I>> 1ph
SgS
>Bloquer I>> monophasée
200.2503 >Bloc. I> 1ph
SgS
>Bloquer I> monophasée
200.2514 I>> 1ph bloquée
SgSo
Blocage fonction I>> monophasée
200.2515 I> 1ph bloquée
SgSo
Blocage fonction I> monophasée
200.2521 MR I>> 1ph
SgSo
Mise en route I>> monophasée
200.2522 MR I> 1ph
SgSo
Mise en route I> monophasée
200.2551 Décl. I>> 1ph
SgSo
Déclenchement I>> monophasée
200.2552 Décl. I> 1ph
SgSo
Déclenchement I> monophasée
200.2561 MaxI 1phI:
SgV
Max de I monophasée: courant de défaut
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
2.8
Protection de déséquilibre (I2)
Le rôle de la protection contre les déséquilibres consiste à identifier un fonctionnement en régime déséquilibré
à l’aide de mesures électriques. En plus, cette fonction de protection peut détecter les interruptions, court-circuits ou inversions de phases aux transformateurs de courant. Cette fonction est capable en outre d’identifier
des court-circuits monophasés et biphasés pour lesquels les courants de défauts sont inférieurs aux courants
de charge.
La protection contre les déséquilibres ne s’avère utile que sur des éléments triphasés. Pour OBJET PROTEGE
= JdB 1Ph. ou Transfo mono. (voir volume fonctionnel, adresse 105, section 2.1.3.1) elle est par conséquent hors service.
Pour les générateurs et les moteurs, la présence de charges asymétriques engendre un champ tournant
inverse qui agit sur le rotor à une fréquence double. A la surface du rotor apparaissent alors des courants de
Foucault induits qui conduisent à un échauffement localisé aux extrémités du rotor et aux cales d’encoche.
Cela s’applique en particulier aux moteurs dont les fusibles sont montés en série. Avec un fonctionnement monophasé par le déclenchement d’un fusible, le moteur ne génère que de petits couples discontinus de sorte
qu’il y a rapidement une surcharge thermique pour un couple constant demandé à la machine. En outre, la
menace d’une surcharge thermique est bien réelle lorsque le moteur est alimenté par des tensions asymétriques. Même de petits déséquilibres de tension conduisent à des courants inverses de grande amplitude en
raison de la réactance indirecte.
La protection contre les déséquilibres se réfère toujours au trois courants de phase du côté configuré ou du
point de mesure (voir „Affectation des fonctions de protection“ dans le chapitre 2.1.4).
La protection contre les déséquilibres possède deux seuils à temps constant et un seuil à temps dépendant.
Ce dernier peut avoir une caractéristique CEI ou ANSI. Un échelon avec une caractéristique proportionnelle à
la puissance est possible au lieu d'une caractéristique à temps dépendant.
2.8.1
Description fonctionnelle
Détection du déséquilibre
La protection contre les déséquilibres de l’appareil 7UT613/63x extrait les composantes fondamentales par filtrage des courants d’alimentation de phase. Elles permettent une évaluation du courant inverse dans la composante inverse I2. Si le plus élevé des trois courants de phase se situe au-dessus du seuil de courant minimal
Irepos du côté ou du point de mesure affecté, et si tous les courants de phase sont inférieurs au quadruple
du courant nominal du côté ou du point de mesure affecté, il est possible de comparer le courant inverse avec
la valeur de réglage.
Caractéristique à temps constant
La caractéristique à temps constant est constituée de deux seuils. Après avoir atteint le premier seuil paramétrable I2>, une signalisation de démarrage est émise et une temporisation T I2> est lancée. En cas de dépassement du second seuil I2>>, une autre signalisation est émise et une seconde temporisation T I2>>
lancée.
Un ordre de déclenchement est émis après expiration d’une des temporisations.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Figure 2-92
Caractéristique de déclenchement à temps constant de la fonction de déséquilibre
Caractéristique à temps dépendant
La caractéristique à temps dépendant de la fonction de déséquilibre peut soit être du type CEI, soit du type
ANSI. Les caractéristiques et formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“. La caractéristique à temps dépendant est superposée aux seuils à temps constant I2>> et II2>.
Démarrage, déclenchement
Le courant inverse I2 est comparé à la valeur de réglage I2p. Si le courant inverse dépasse de 110% la valeur
paramétrée, une signalisation est émise, le temps de déclenchement est calculé à partir de la valeur du courant
inverse en fonction de la caractéristique choisie et un ordre de déclenchement est émis après écoulement de
cette temporisation. La figure 2-93 illustre le déroulement qualitatif de ces caractéristiques. Le seuil superposé
I2>> est représenté en hachuré sur cette figure.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Figure 2-93
Caractéristique à temps dépendant de la fonction de déséquilibre
Comportement de retombée
Vous pouvez décider si l'échelon excité retombe dès le franchissement d'un seuil ou à la suite d'une émulation
de disque. "Dès le franchissement" signifie que l'excitation retombe dès que la valeur passe en-dessous d’environ 95 % du seuil de démarrage, la temporisation est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
Si l’émulation de disque est utilisée, l’élimination du courant entraîne une logique de retombée (dégression de
la temporisation) correspondant au phénomène de repositionnement d’un disque Ferraris (d’où le nom d’„émulation de disque“). Ce type de fonctionnement présente l’avantage de tenir compte de „l’historique“ du défaut
de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferraris et adapte les valeurs de temporisation. Il permet également
de reproduire approximativement l'échauffement de l’élément à protéger en cas de variations importantes des
valeurs du déséquilibre. La dégression de la temporisation débute lorsque l’on passe en dessous de 90 % de
la valeur de réglage en fonction de la courbe de retombée de la caractéristique choisie. Si l’on se situe entre
la valeur de retombée (95 % du seuil de commutation) et 90 % de la valeur de réglage, le disque est considéré
comme étant à l’arrêt (aucun mouvement de rotation du disque). En cas de valeur inférieure à 5% du seuil de
démarrage, l’émulation du disque prend fin et la fonction retombe immédiatement. En cas de nouveau démarrage, la temporisation débute à sa valeur initiale.
Logique
La figure 2-94 représente le diagramme de logique de la protection de déséquilibre avec l'échelon à temps dépendant (en exemple la caractéristique CEI) et les deux échelons à temps constant. Il est possible de bloquer
la protection par une entrée binaire. Les démarrages et les temporisations sont ainsi réinitialisés.
Dès que les critères de fonctionnement de la protection contre les déséquilibres ne sont plus respectés (tous
les courants de phase inférieurs au seuil de courant minimal I-RES pour le point de mesure ou le côté correspondant ou le courant d’au moins une des phases dépasse 4 · IN), tous les démarrages de la protection
contre les déséquilibres sont réinitialisés.
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2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Figure 2-94
Diagramme logique de la protection contre les déséquilibres représentée pour caractéristique CEI
Echelon thermique
Il est possible d'adapter parfaitement la protection contre les déséquilibres à la sollicitation thermique du rotor
d'une machine électrique en cas de charge asymétrique à l'aide d'un échelon thermique.
Démarrage, avertissement
Le courant de déséquilibre admissible en permanence est défini par le réglage „I2 ADMIS.“. Si cette valeur est
dépassée par valeur supérieure, cela entraîne le "démarrage" de la protection contre les déséquilibres. Ce démarrage sert également de seuil d'alarme. Après l'écoulement d'une temporisation réglable „T ALARME“, un
message d'avertissement „Advertiss. I2>“ est émis.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Caractéristique thermique
La caractéristique thermique permet un calcul approximatif de la sollicitation thermique du rotor d'une machine
par déséquilibre de charge dans le stator. Elle suit l’équation simplifiée :
avec:
t
Temps de déclenchement
K
Facteur d'asymétrie
I2
Courant de composante inverse
IN Obj
Courant nominal de l'objet à protéger
Le facteur d'asymétrie K indique pour quelle durée un courant inverse peut circuler à hauteur du courant
nominal de la machine. C'est donc une caractéristique de l'objet à protéger.
Si le courant de déséquilibre admissible en permanence „I2 ADMIS.“est dépassé par valeur supérieure, l'accumulation de la puissance chauffante de la composante inverse commence. La surface temps-carré du
courant (caractéristique proportionnelle à la puissance) est continuellement calculée, on prend ainsi correctement en compte les changements de cas de charges. Lorsque la surface temps-carré du courant (I2/INObj)2 t
atteint le facteur d'asymétrie K, la caractéristique thermique est déclenchée.
La modélisation de l'échauffement est limitée lorsqu'elle atteint 200 % de la limite thermique de déclenchement.
Refroidissement, retombée
Le „démarrage“ de la protection de déséquilibre retombe si le déséquilibre admissible en permanence „I2
ADMIS.“ est dépassé par valeur inférieure. L'image thermique conserve son état, et un temps de refroidissement ajustable „T REFROID“ est démarré. Ce temps de refroidissement représente le temps que prend l'image
thermique pour refroidir de 100 % à 0 %. Il dépend, p. ex. pour les machines synchrones, de la méthode de
construction, en particulier de celle utilisée pour l'enroulement amortisseur. Dans le cas d'une nouvelle charge
asymétrique au cours de la phase de refoidissement, l'historique est pris en considération. Le temps de déclenchement est réduit en conséquence.
Caractéristique résultante
Etant donné que l'image thermique fonctionne d'abord avec le dépassement par valeur supérieure du courant
de composante inverse admissible en permanence„I2 ADMIS.“, cette valeur est la limite inférieure pour la caractéristique de déclenchement résultante (figure 2-95). La plage de l'image thermique est raccordée au
courant inverse augmenté. Un courant inverse élevé démontre l'existence d'un court-circuit biphasé du réseau,
qui doit être désactivé conformément au plan d'échelonnement du réseau. C'est pourquoi la caractéristique
thermique est séparée par l'échelon à temps constant I2>> (voir ci-dessus sous„Echelon à temps constant “).
Le temps de déclenchement de l'image thermique ne descend cependant pas sous le temps de déclenchement
de l'échelon I2>>.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Figure 2-95
Caractéristique thermique résultante de la protection contre les déséquilibres
Logique
La figure 2-96 représente le diagramme logique de la protection contre les déséquilibres avec l'échelon thermique et l'échelon à temps constant I2>>. L'échelon I2> n'est pas représenté. Il est certes présent dans ce mode
de fonctionnement, mais n'est en général pas nécessaire car un seuil d'alarme propre est présent. Il est possible de bloquer la protection par une entrée binaire. Les démarrages et les temporisations sont ainsi réinitialisés. Le contenu de l'image thermique peut être vidé par les entrées binaires „>Réinit.Image T“ et „>Bloc. déséq.“.
Dès que les critères de fonctionnement de la protection contre les déséquilibres ne sont plus respectés (tous
les courants de phase inférieurs au seuil de courant minimal „I repos“ pour le point de mesure ou le côté correspondant ou le courant d’au moins une des phases dépasse 4 · IN), tous les démarrages de la protection
contre les déséquilibres sont réinitialisés.
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209
Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Figure 2-96
2.8.2
Diagramme logique de la protection contre les déséquilibres – représenté pour l'échelon thermique avec
l'échelon I>> (simplifié)
Instructions de réglage
Généralités
La protection contre les déséquilibres ne s’avère utile que sur des éléments triphasés. Si OBJET PROTEGE =
JdB 1Ph. ou Transfo mono. (adresse 105), tous les réglages suivants ne sont donc pas accessibles.
Lors de la configuration des fonctions, le type de caractéristique a été défini à l'adresse 140 DESEQUILIBRE
I2 (voir section 2.1.3.1). Seuls sont disponibles ici les réglages valables pour la sélection de la caractéristique
correspondante. Les seuils à temps constant I2>> et I2> sont dans tous les cas disponibles.
La protection contre les déséquilibres doit ensuite être affectée à un côté de l'équipement principal à protéger
ou à un autre point de mesure triphasé (section 2.1.4 au paragraphe „Autres fonctions de protection tripha-
210
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
sées“). Il faut en outre veiller à l'affectation correcte entre les entrées de mesure de l'appareil et les points de
mesure (jeux de transformateurs de courant) de l'installation (section 2.1.4 au paragraphe „Affectation des
points de mesure triphasés“).
A l'adresse 4001 DESEQUILIBRE I2, la fonction peut être mise En service ou Hors service. En outre, l'ordre
de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).
Remarque
Si la protection contre les déséquilibres est affectée à un côté de l'équipement à protéger, les valeurs relatives
I/INS sont valables pour le réglage des valeurs de courant, c'est-à-dire en rapport avec le courant nominal de
ce côté, comme réglé à la section 2.1.4. Dans les autres cas, les valeurs de courant sont réglées en ampères.
Seuils à temps constant I2>>, I2>
La caractéristique à deux seuils permet de régler le seuil supérieur (adresse 4011 ou 4012 I2>>) avec une
temporisation courte (adresse 4013 T I2>>) et le seuil inférieur (adresse 4014 ou 4015 I2>) avec une temporisation plus longue (adresse 4016 T I2>). Il est aussi possible d’utiliser, p. ex., I2> comme seuil d’alarme
et I2>> comme seuil de déclenchement.
Dans la plupart des cas, le seuil I2>> est réglé de telle sorte qu'il ne réagit pas en cas de défaillance de phase.
Un réglage de I2>> au-delà de 60 % garantit qu’il n’y aura pas de déclenchement avec le seuil I2>>en cas de
perte de phase.
Si le moteur n’est alimenté que sur deux phases par un courant I, l’amplitude du courant inverse est donnée
par :
Pour un déséquilibre supérieur à 60 %, on considère qu’un court-circuit biphasé est présent dans le réseau.
La temporisation T I2>> doit par conséquent être aussi coordonnée avec la sélectivité du réseau pour les
courts-circuits de phase.
Pour les lignes ou les câbles, la protection contre les déséquilibres peut également être utilisée comme détecteur de défauts asymétriques, pour lesquels les seuils de commutation de la protection à maximum de courant
ne sont pas atteints. L’équation suivante s’applique :
Un défaut biphasé de courant I provoque un courant inverse:
Un défaut monophasé de courant I provoque un courant inverse:
Donc, pour un déséquilibre supérieur à 60 %, on considère qu’un court-circuit biphasé est présent dans le système. Les temporisations doivent par conséquent être aussi coordonnées avec la sélectivité du réseau pour
les courts-circuits de phase.
Si vous avez affecté la protection contre les déséquilibres à un point de mesure pour un départ de ligne, vous
pouvez régler la protection de manière très sensible. Assurez-vous cependant qu'aucun seuil de déséquilibre
ne puisse réagir suite à des asymétries autorisées en fonctionnement. Avec les valeurs préréglées et le courant
nominal secondaire 1 A, vous obtenez les sensibilités de court-circuit suivantes :
pour les défauts à 2 pôle : I2> = 0,1 A, c'est-à-dire courant de court-circuit à partir de 0,18 A,
pour les défauts à 1 pôle : I2> = 0,1 A, c'est-à-dire courant de défaut à la terre à partir de 0,3 A.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Pour IN = 5 A, on a 5 fois les valeurs secondaires. Pour le réglage en valeurs primaires, il faut tenir compte du
facteur de conversion des transformateurs de courant au point de mesure.
Pour les Transformateurs, la protection contre les déséquilibres peut être utilisée comme protection sensible
du côté de l’alimentation pour la détection de défauts monophasés et biphasés de faible amplitude. Il est également possible de détecter des défauts à la terre monophasés côté basse tension qui n’engendrent pas de
courant homopolaire du côté haute tension (p. ex. dans le cas d’un couplage Dyn).
Etant donné qu’un transformateur transmet des courants symétriques en tenant compte de ses rapports de
transformation, les relations mentionnées ci-dessus pour les lignes dans le cas de défaut biphasés et monophasés sont également valables :
Pour un transformateur avec les données suivantes, p. ex. :
Puissance apparente nom. SNT
16 MVA
Tension nominale primaire UN
110 kV
Tension nominale secondaire UN
20 kV
Indice de couplage
Dyn5
Jeu de transformateurs primaire
100 A/1 A
les courants de défaut suivants sont détectés du côté basse tension :
Si l'on règle pour le côté à haute tension I2> = 0,1 A, il est possible de repérer du côté basse tension un
courant de défaut de
en cas de défaut monophasé
en cas de défaut biphasé. Cela correspond respectivement à 36 % et 20 % du courant nominal du transformateur.
Comme il s’agit dans l’exemple d’un court-circuit du côté basse tension, la temporisation T I2> doit toujours
être coordonnée avec les autres relais de protection présents dans le système.
Pour les générateurs et les moteurs, le paramétrage est déterminé par le déséquilibre admissible pour l’élément à protéger. Quand on paramètre le seuil I2 sur le déséquilibre permanent admissible, on peut l’utiliser
comme seuil d’alarme avec une longue temporisation. Le seuil I2>> est alors réglé pour un déséquilibre de
courte durée avec la durée admise.
Exemple :
IN Moteur
= 545 A
I2 dd prim / IN moteur
= 0,11 permanent
I2 max prim / IN moteur
= 0,55 pour Tmax = 1 s
Transformateur
de courant
ü
= 600 A/1 A
Valeur de
réglage
I2>
= 0,11 · 545 A = 60 A primaire ou
Valeur de
réglage
I2>>
= 0,55 · 545 A = 300 A primaire ou
Temporisation
T I2>>
= 1s
Moteur
0,11· 545 A · (1/600) = 0,10 A secondaire
0,55 · 545 A · (1/600) = 0,50 A secondaire
Les caractéristiques dépendantes (voir plus bas) permettent de tenir compte de la dépendance temporelle de
la hauteur du déséquilibre. Pour les générateurs et les moteurs en particulier, on peut cependant obtenir une
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2.8 Protection de déséquilibre (I2)
meilleur adaptation à l'équipement à protéger à l'aide de l'échelon thermique (voir ci-dessous à la section „Caractéristique thermique de déclenchement“).
Seuil dépendant I2p pour des courbes IEC
Une caractéristique de déclenchement à temps dépendant représente particulièrement bien le phénomène de
surcharge thermique d’une machine engendré par le déséquilibre. Utilisez la caractéristique qui s’adapte le
mieux à la courbe d’échauffement par déséquilibre indiquée par le constructeur de la machine.
Lorsque le type de caractéristique CEI est sélectionné (adresse 140 DESEQUILIBRE I2 = Max I inv. CEI),
les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 4026 CARACT. CEI:
• Normal. inverse (inverse, type A selon CEI 60255-3),
• Fortem. inverse (fortement inverse, type B selon CEI 60255-3),
• Extrêm. inverse (extrêmement inverse, de type C selon CEI 60255-3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
Tenez compte du fait que la caractéristique à temps dépendant prend en compte un facteur de sécurité d’environ 1,1 entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. En d’autres termes, le démarrage de la fonction ne se
produit que lorsque le déséquilibre s’élève à 110% de la valeur paramétrée de I2p (adresse 4021 ou 4022).
La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 4023 T I2p.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil constant n'est absolument pas nécessaire, choisissez à
l'adresse 140 DESEQUILIBRE I2 = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 4025 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite dans la description des fonctions de la protection contre les déséquilibres, au paragraphe „Comportement de retombée“.
Les seuils à temps constant mentionnés plus haut sous la section „Seuils à temps constant I2>>, I2>“ peuvent
également être utilisés comme seuils d’alarme et de déclenchement.
Seuils de déclenchement dépendant I2p pour des courbes ANSI
Une caractéristique de déclenchement à temps dépendant représente particulièrement bien le phénomène de
surcharge thermique d’une machine engendré par le déséquilibre. Utilisez la caractéristique qui s’adapte le
mieux à la courbe d’échauffement par déséquilibre indiquée par le constructeur de la machine.
Lorsque le type de caractéristique ANSI est sélectionné (adresse 140 DESEQUILIBRE I2 = Max I inv.
ANSI), les courbes suivantes peuvent être sélectionnées au niveau de l’adresse 4027 CARACT. ANSI :
• Extrêmement inv,
• Inverse,
• Modérément inv. et
• Fortement inv..
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les „Spécifications techniques“.
Remarquez que la caractéristique à temps dépendant prend en compte un facteur de sécurité d’environ 1,1
entre le seuil de démarrage et le seuil réglé. En d’autres termes, le démarrage de la fonction ne se produit que
lorsque le déséquilibre s’élève à 110% de la valeur paramétrée de I2p (adresse 4021 ou 4022).
La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 4024 FACT. D I2p.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Par conséquent, l'échelon ne déclenche pas après l'excitation, néanmoins l'excitation est signalée. Si le seuil constant n'est absolument pas nécessaire, choisissez à
l'adresse 140 DESEQUILIBRE I2 = Max I tps cst lors de la configuration des fonctions de protection.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 4025 RETOMBEE, la retombée est conforme à la caractéristique de retombée décrite dans la description des fonctions de la protection contre les déséquilibres, au paragraphe „Comportement de retombée“.
Les seuils à temps constant mentionnés plus haut sous la section „Seuils à temps constantI2>>, I2>“ peuvent
également être utilisés comme seuils d’alarme et de déclenchement.
Caractéristique de déclenchement thermique
En cas de générateurs et de moteurs, le seuil thermique permet de bien adapter la protection contre les déséquilibres à la charge thermique admissible de la machine suite à un déséquilibre. La première grandeur caractéristique est le courant inverse maximal admissible en permanence. Par expérience, on peut l'estimer, pour
les machines jusqu'à 100 MVA, à au moins 6 - 8 % du courant nominal de la machine pour les rotors à pôles
lisses et à au moins 12 % pour les rotors à pôles saillants. Pour les machines de plus forte puissance et en cas
de doute, les données du constructeur de la machine sont les seules applicables. Réglez cette valeur à l'adresse 4031 comme I2 AUTHOR.
Comme le point de mesure décisif pour le déséquilibre est en général affecté à un côté de la machine à protéger, la conversion de la valeur de réponse n'est donc pas nécessaire, c'est-à-dire qu'en cas de déséquilibre
admissible en permanence de 11 % par exemple, vous pouvez directement régler à l'adresse 4031 I2
AUTHOR :
I2 AUTHOR = 0,11 [I/Incôté].
Si la protection contre les déséquilibres doit cependant être, dans le cas concret de l'application, réglée de
manière secondaire en ampères, il faut convertir les valeurs de la machine.
exemple :
Machine
IN = 483 A
I2adm = 11 % (machine à pôles saillants)
Transformateur de courant
500 A/5 A
donne à l'adresse 4033 la valeur secondaire
I2 AUTHOR = 0,53 [A].
Ce courant inverse admissible en permanence est en même temps le seuil d'excitation pour le déséquilibre
thermique et la limite pour le seuil d'alarme de déséquilibre. Réglez la temporisation de la signalisation d'alarme
à l'adresse 4033 T ALARME. 20 s env. sont un réglage habituel.
Le facteur asymétrique FACTEUR K (adresse 4034) est une mesure de la sollicitation thermique du rotor. Il
indique le temps pour lequel 100 % de déséquilibre sont admissibles et correspond à l'énergie de perte thermique relative admissible (K = (I/IN)2 · t). Il est indiqué par le fabricant de la machine et peut être retrouvé à
l'aide du diagramme de déséquilibre de la machine.
Dans l'exemple de la figure 2-97, le déséquilibre admissible en permanence est de 11 % du courant nominal
de la machine et le facteur K = 20. Comme le point de mesure décisif pour le déséquilibre est en général affecté
à un côté de la machine à protéger, vous pouvez régler directement à l'adresse 4034 FACTEUR K :
FACTEUR K = 20.
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Fonctions
2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Figure 2-97
Exemple d'un diagramme du déséquilibre prédéfinis
Si la protection contre les déséquilibres doit cependant être, dans le cas concret de l'application, réglée de
manière secondaire en ampères, il faut également convertir le facteur k, puisqu'il se rapporte au courant
nominal de la machine. Il s'exprime comme suit :
exemple :
Machine
IN = 483 A
I2adm = 11 % (machine à pôles saillants)
Facteur k = 20 s
transformateur de courant
500 A/5 A
donne à l'adresse 4034 FACTEUR K la valeur de réglage :
La valeur de réglage 4035 TREFROID définit la durée qui passe, avant que l'objet de protection qui a subi une
charge asymétrique admissible I2 AUTHOR soit refroidi. Si le constructeur ne fournit pas les indications nécessaires, on peut choisir la valeur à régler, en supposant que le temps de refroidissement et le temps
d'échauffement sont égaux. Le facteur de déséquilibre K et le temps de refroidissement sont liés par l'équation
suivante:
exemple :
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2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Un facteur d'asymétrie K = 20 s et une charge asymétrique admissible en permanence de I2/IN = 11 % résulte
en un temps de refroidissement de
Cette valeur est indépendante du réglage en valeurs relatives ou en valeurs secondaires, puisque les rapports
de conversion de courant diminuent au numérateur et dénominateur.
Vous pouvez en outre régler le seuil I2>> comme seuil de secours pour les défauts de réseau, comme décrit
ci-dessus (paragraphe „Seuils constants I2>>, I2>“).
Remarque
Pour la vue d’ensemble suivante des paramètres, appliquer :
Les valeurs de courant I/INS se rapportent au courant nominal du côté correspondant de l'équipement à protéger.
2.8.3
Vue d'ensemble des paramètres
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
4001
DESEQUILIBRE I2
4011
I2>>
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection contre déséquilibres (I2)
1A
0.10 .. 3.00 A; ∞
0.50 A
5A
0.50 .. 15.00 A; ∞
2.50 A
Seuil de dém. par déséquilibre I2>>
4012
I2>>
0.10 .. 3.00 I/InC; ∞
0.50 I/InC
Seuil de dém. par déséquilibre I2>>
4013
T I2>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T I2>>
4014
I2>
1A
0.10 .. 3.00 A; ∞
0.10 A
5A
0.50 .. 15.00 A; ∞
0.50 A
Seuil de dém. par déséquilibre I2>
4015
I2>
0.10 .. 3.00 I/InC; ∞
0.10 I/InC
Seuil de dém. par déséquilibre I2>
4016
T I2>
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T I2>
4021
I2p
1A
0.10 .. 2.00 A
0.90 A
Courant de démarrage I2p
5A
0.50 .. 10.00 A
4.50 A
4022
I2p
0.10 .. 2.00 I/InC
0.90 I/InC
Courant de démarrage I2p
4023
T I2p
0.05 .. 3.20 s; ∞
0.50 s
Multiplicateur de temps T
I2p
4024
FACT. D I2p
0.50 .. 15.00 ; ∞
5.00
Multiplicateur de temps TD
4025
RETOMBEE
Immédiat.
EmulationDisque
Immédiat.
Comportement de retombée (Emul. disque)
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2.8 Protection de déséquilibre (I2)
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
4026
CARACT. CEI
Normal. inverse
Fortem. inverse
Extrêm. inverse
Extrêm. inverse
Caractéristique de décl.
(CEI)
4027
CARACT. ANSI
Extrêmement inv
Inverse
Modérément inv.
Fortement inv.
Extrêmement inv
Caractéristique de décl.
(ANSI)
4031
I2 AUTHOR
1A
0.01 .. 8.00 A; ∞
0.10 A
5A
0.05 .. 40.00 A; ∞
0.50 A
Déséquilibre maximum
permanent
4032
I2 PERM
0.01 .. 0.80 I/InC; ∞
0.16 I/InC
Déséquilibre maximum
permanent
4033
T ALARME
0.00 .. 60.00 s; ∞
20.00 s
Temporisation du seuil
d'alarme
4034
FACTEUR K
1.0 .. 100.0 s; ∞
18.7 s
Facteur d'asymétrie K
4035
TREFROID
0 .. 50000 s
1650 s
Temps de refroidis du
modèle thermique
2.8.4
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
5143
>Bloc. déséq.
SgS
>Bloquer protection déséquilibres
5146
>Réinit.Image T
SgS
>DES réinitialisation image thermique
5151
Déséq. dés.
SgSo
Protection déséquilibres désactivée
5152
Déséq. bloquée
SgSo
Protection déséquilibres bloquée
5153
Déséq. act.
SgSo
Protection déséquilibres active
5157
Avertiss. I2 th
SgSo
DES seuil avertisssement image thermique
5158
Reinit.image T
SgSo
DES réinitialisation image thermique
5159
Démarr. I2>>
SgSo
Démarrage prot. déséquilibre I2>>
5160
Décl. I2>>
SgSo
DES déclenchement prot. déséqu. I2>>
5161
Décl. image T
SgSo
DES déclenchement image thermique
5165
Démarr. I2>
SgSo
Démarrage prot. déséquilibre I2>
5166
Démarr. I2p
SgSo
Démarrage prot. déséquilibre I2p
5167
Démarr. I2th
SgSo
Démarrage prot. déséquilibre I2th
5168
Dés Fac-TC ><
SgSo
Prot déséq: fact. adap. trop grand/petit
5170
Décl. déséq.
SgSo
Déclenchement prot. déséquilibres
5172
Déséq mque Obj
SgSo
Prot. déséquil. pas avec cet objet
5178
DECL I2>
SgSo
Déclenchement I2>
5179
DECL I2p
SgSo
Déclenchement I2p
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
2.9
Protection de surcharge
La protection de surcharge thermique est conçue pour empêcher tout dégât provoqué par une surcharge thermique des éléments du système à protéger, en particuler les transformateurs, les machines tournantes, les
réactances de puissance et les câbles. Elle n'est pas utilisable pour la protection monophasée de jeux de
barres. Elle peut être affectée au côté souhaité de l'équipement à protéger, mais cependant pas à un point de
mesure non-affecté.
2.9.1
Généralités
Dans le cas de l’appareil 7UT613/63x, trois méthodes de détection de surcharge sont possibles :
• protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255-8, sans influence de température environnante
• protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255-8, avec influence de température environnante
• calcul du point chaud avec définition du taux de vieillissement relatif selon IEC 60354.
Vous pouvez sélectionner l’une de ces trois méthodes. La première se distingue par une manipulation simple
et un nombre restreint de valeurs de réglage, elle calcule la température supérieure causée par les pertes thermiques liées au courant.
La deuxième prend en compte la température environnante ou du liquide de refroidissement, elle calcule aussi
la température totale. Pour cela, il est nécessaire que la température du liquide de refroidissement décisive soit
communiquée à l'appareil via le Thermobox raccordé.
La troisième méthode nécessite certaines connaissances de l’équipement à protéger, de son environnement
et du type de refroidissement, et requiert l’acquisition de la température du fluide de refroidissement par le raccordement d’un Thermobox.
Le relais 7UT613/63x dispose de deux fonctions de protection de surcharge qui peuvent être utilisée indépendamment l'une de l'autre et pour des points différents de l'objet à protéger. Vous pouvez aussi travailler suivant
différentes méthodes. L'affectation des fonctions de protection respectives à l'objet à protéger a été effectuée
conformément à la section „Affectation des fonctions de protection aux points de mesure/côtés“.
2.9.2
Protection de surcharge avec image thermique
Principe
Dans la protection 7UT613/63x, la protection de surcharge peut être opérationnelle sur l’un des côtés de l’objet
principal à protéger (paramétrable). Etant donné que la cause de la surcharge est normalement externe à l’élément à protéger, le courant de surcharge est un courant traversant.
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
La protection calcule l'échauffement selon un modèle thermique homogène dérivé de l'équation différentielle
suivante :
Θ
échauffement actuel, exprimé par rapport à la température limite en présence de courant de phase au
maximum toléré k · IN obj.
τth
constante de temps thermique de l'échauffement
k
Facteur k, indique le courant maximum permanent exprimé par rapport au courant nominal de l'objet à
protéger
I
valeur effective du courant actuel
IN Obj. Courant nominal de l'objet à protéger
La fonction de protection évalue donc l'image thermique de l'objet protégé (protection de surcharge avec fonction mémoire). La fonction considère le passé d'une surcharge aussi bien que la dissipation de chaleur à l'environnement.
La solution de cette équation en conditions stationnaires est une fonction exponentielle dont l'asymptote
indique l'augmentation de température Θfin. Lorsque la température de fonctionnement atteint un premier seuil
d’échauffement réglable Θalarme, qui se situe en dessous de l’échauffement final, un message d’alarme est
généré, permettant p. ex. une diminution de charge préventive. Lorsque le second niveau de surtempérature
est atteint, la fonction émet un ordre de déclenchement de manière à déconnecter du réseau l’équipement
faisant l’objet de la surcharge. La fonction de protection contre les surchages themiques peut également être
programmée sur Signaler seult.. Dans ce cas-là, lorsque la température finale est atteinte, seulement le
message est émis. Si vous réglez Bloc. relais, l'ordre de déclenchement peut être bloqué lorsque la fonction
de protection est active.
Le calcul des échauffements est réalisé pour chaque phase selon une image thermique proportionnelle au
carré du courant de phase. Cela garantit un traitement des valeurs efficaces et tient également compte des
influences des harmoniques. L’échauffement calculé pour la phase avec le courant le plus élevé est utilisé pour
la comparaison avec les valeurs de seuil.
Le courant thermique maximal admissible en continu Imax est décrit comme le multiple du courant nominal IN:
Imax = k · IN obj.
où IN Obj est le courant nominal du côté affecté de l’équipement à protéger :
• Pour les transformateurs, le courant nominal de l'enroulement à protéger est déterminant ; il est calculé par
la protection à partir de la puissance nominale apparente et de la tension nominale paramétrées. L’enroulement non régulé est pris comme base pour des transformateurs avec régulation de tension.
• Pour les générateurs, moteurs et bobines d’inductance, le courant nominal est déterminant et la protection
le calcule à partir de la puissance nominale apparente et de la tension nominale paramétrées.
• Pour les câbles, les nœuds et les jeux de barres, le courant nominal de l'objet à protéger est directement
paramétré.
En plus de l’introduction de ce facteur k, il faut introduire la constante de temps thermique τth ainsi que le seuil
de température d’alarme Θalarme.
En plus du seuil d'alarme lié à la température, la protection de surcharge intègre également un seuil d'alarme
lié au courant Ialarme. Ce seuil peut être utilisé pour signaler rapidement un courant de surcharge, même si la
température de fonctionnement n'a pas encore atteint le seuil de température d'alarme ou de déclenchement.
La protection de surcharge peut être bloquée via une entrée binaire. Lorsqu’un blocage se produit, l’image thermique de l’élément protégé est automatiquement et simultanément réinitialisée.
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
Constantes de temps à l’arrêt des machines
Pour l’équation différentielle mentionnée plus haut, on est parti d’un refroidissement constant repris dans les
constantes de temps τth = Rth · Cth (résistance thermique × capacité thermique). En cas d'arrêt d'une machine
autoaérée, cette constante peut différer considérablement, puisque la machine, quand elle marche, subit un
refroidissement par ventilation, alors qu'en cas d'arrêt c'est seulement la convection normale qui refroidit.
Dans ces cas-là, il y a donc deux constantes de temps qui doivent être prises en compte lors de la paramétrie.
La constante de temps de refroidissement est calculée à partir de la constante de temps d'échauffement multipliée par un facteur (en général >1).
L’arrêt de la machine est détecté si le courant passe en-dessous du seuil IRES COTE 1, IRES COTE 2 jusqu'à
IRES COTE 5 (le courant minimal du côté source, sous lequel se trouve l'objet à protéger désactivé, voir aussi
section 2.1.5).
Démarrage du moteur
Lors du démarrage de machines électriques, l’échauffement calculé par l’image thermique peut dépasser le
seuil de température d’alarme ou de déclenchement. Pour éviter une alarme ou un déclenchement provoqué
par ce dépassement, le courant de démarrage peut être détecté et l’on peut éliminer l’échauffement résultant
de ce courant de démarrage. Cela signifie que pendant la détection du courant de démarrage, l’échauffement
calculé est supposé constant.
Démarrage d’urgence pour machines
Si, pour des raisons de fonctionnement, vous avez besoin d'un démarrage au-delà de la température admissible (démarrage d'urgence), la commande de déclenchement seule peut être bloquée par une entrée binaire
(„>DémSecouSurch“). Comme après le démarrage et la retombée de l'entrée binaire, la température supérieure déterminée par l'image thermique peut avoir encore dépassé la température de déclenchement, la fonction de protection dispose d'un temps d'inertie paramétrable (T RTB.DEM.URG.), qui est démarré par la retombée de l'entrée binaire et qui empêche l’ordre de déclenchement d’être émis. Un nouveau déclenchement
par la protection de surcharge n'est possible qu'au bout de cette durée. Cette entrée binaire n’affecte que
l’ordre de déclenchement, elle n’influence ni le protocole de défaut, ni l’image thermique de l’équipement à protéger.
220
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
Figure 2-98
2.9.3
Diagramme logique de la protection de surcharge thermique (simplifié)
Protection de surcharge avec image thermique avec influence de la
température environnante
Principe
Les principes de calcul se basent sur ceux de la protection de surcharge, conformément à la section„Protection
de surcharge avec image thermique“, pour laquelle la température environnante, donc générallement la température de refroidissement, est prise en compte.
La température environnante ou du liquide de refroidissement doit être mesurée au moyen d'une sonde thermique dans l'objet à protéger. Jusqu’à 12 points de mesure de température peuvent être installés dans l’équipement à protéger, ils mesurent les températures locales du fluide de refroidissement via un ou deux Thermobox et une communication série pour la protection de surcharge de la protection 7UT613/63x. Parmi ces points
de mesure, il faut en définir un qui est déterminant pour le calcul de la température dans la protection de surcharge.
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221
Fonctions
2.9 Protection de surcharge
L'équation différentielle thermique de la section „Protection de surcharge avec image thermique“ est élargie
d'un terme qui prend en compte la température environnante ϑU. L'état „froid“ est supposé être à ϑU = 40 °C
ou 104 °F (température sans échauffement propre). Cette température est normalisée sur la température maximale admissible et désignée par ΘU . Ainsi s'établit l'équation différentielle thermique
Pour le reste, la fonction est la même que celle décrite dans la section „Protection de surcharge avec image
thermique“. Afin de pouvoir établir la relation entre courant et température, l'appareil a besoin en permanence
de la température pour le courant nominal de l'objet à protéger.
En cas de défaillance du couplage de température via le Thermobox, l'appareil fonctionne avec une température supposée de 40 °C ou 104 °F. Dans le résultat, on observe les mêmes rapports que pour la protection
thermique sans température environnante (section „Protection de surcharge avec image thermique“).
2.9.4
Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif
Le calcul de surcharge selon CEI 60354 détermine deux valeurs importantes pour la fonction de protection : le
vieillissement relatif et la température du point chaud (hot spot) dans l’équipement à protéger. Jusqu’à 12
points de mesure de température peuvent être installés dans l’équipement à protéger, ils mesurent les températures locales du fluide de refroidissement via un ou deux Thermobox et une communication série pour la protection de surcharge de la protection 7UT613/63x. Parmi ces points de mesure, il faut en définir un qui est déterminant pour le calcul de la température du point chaud. Ce point de mesure doit se trouver sur l’isolation de
la spire interne supérieure car c’est là que doit se situer le point le plus chaud de l’isolation.
Le vieillissement relatif est acquis cycliquement et totalisé en une valeur globale de vieillissement.
Variantes de refroidissement
Le calcul du point chaud dépend du type de refroidissement. Un refroidissement par air est toujours présent et
peut revêtir l’une des formes suivantes
• AN (Air Natural): convection naturelle et
• AF (Air Forced): convection forcée (par ventilation).
Si un liquide de refroidissement est également présent, les variantes de refroidissement suivantes sont possibles
• ON (Oil Natural = circulation naturelle d’huile) : le fluide de refroidissement (huile) circule dans la cuve en
fonction des différences de température qui se produisent. L'effet réfrigérant n'est pas très prononcé en
raison de la convection naturelle. A noter que cette variante de refroidissement ne fait pratiquement aucun
bruit.
• OF (Oil Forced = circulation forcée d’huile): le fluide de refroidissement (huile) circule dans la cuve de
manière forcée au moyen d’une pompe à huile. L’effet de refroidissement est par conséquent plus élevé que
dans le cas de la variante ON.
• OD (Oil Directed = circulation d’huile dirigée) : le fluide de refroidissement (huile) circule dans la cuve de
manière forcée suivant un tracé défini. Ainsi, la circulation d’huile peut être renforcée à des endroits où la
température est particulièrement critique. Par conséquent, l’effet de refroidissement est particulièrement efficace et le gradient de température est au plus bas.
Calcul du point chaud (hot spot)
Le point chaud de l’équipement à protéger est une valeur d’état importante. Le point le plus chaud qui est déterminant pour la durée de vie d’un transformateur se situe habituellement sur l’isolation de la spire interne su-
222
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
périeure. En général, la température du fluide de refroidissement croît du bas vers le haut. Le type de refroidissement influence l’ampleur du gradient de température.
La température du point chaud est formée de deux composantes :
• la température au point le plus chaud du fluide de refroidissement (acquise au Thermobox),
• la composante provenant de l’augmentation de température de la spire par la charge du transformateur.
Pour enregistrer la température à l’endroit le plus chaud, on peut utiliser le Thermobox 7XV5662-xAD qui
détecte la température du point chaud et l'envoie à l’appareil 7UT613/63x via l’interface prévue à cet effet. Un
Thermobox 7XV5662-xAD peut enregistrer les températures mesurées à 6 endroits maximum dans la cuve du
transformateur. Deux Thermobox peuvent être connectés à une protection 7UT613/63x.
Sur base de ces données et du paramétrage des caractéristiques de refroidissement, l’appareil calcule la température du point chaud. En cas de dépassement d’un seuil réglable (température d’alarme), une alarme et/ou
un déclenchement est transmis.
Le calcul du point chaud est réalisé selon différentes équations en fonction du type de refroidissement.
Pour le refroidissement ON et le refroidissement OF, on utilise :
Pour le refroidissement OD, on utilise :
Θh
Température du point chaud
Θo
température maximale du fluide de refroidissement (température de l’huile)
Hgr
Facteur de point chaud
k
Rapport de charge I/IN (mesuré)
Y
Exposant d'enroulement
Le rapport de charge I/IN est déterminé à partir du courant du côté qui est affecté à la protection de surcharge.
Il s'agit du courant de la phase correspondante pour les générateurs, les moteurs, etc. ainsi que pour les enroulements y et z des transformateurs ; pour les enroulements d, le courant différentiel est requis. Le courant
nominal est celui du côté correspondant.
Calcul du vieillissement relatif
La durée de vie d’une isolation cellulosique se réfère à une température de 98 °C dans l’environnement immédiat de l’isolation. L’expérience a montré que chaque augmentation de 6 K amène une réduction de moitié de
la durée de vie. Il en résulte ainsi pour le vieillissement relatif V avec une température divergente de 98°C
Le taux de vieillissement relatif moyen L est obtenu à partir du calcul de la moyenne sur une période définie
de T1 à T2
Pour une charge nominale constante, on obtient L = 1. Des valeurs supérieures à 1 indiquent un vieillissement
accéléré ; p. ex. si L = 2 , la durée de vie est réduite de moitié par rapport à des conditions de charge normales.
Selon CEI, le vieillissement n’est défini que dans la plage de 80 °C à 140 °C. Il s’agit également de la plage de
fonctionnement du calcul de vieillissement, des températures inférieures à 80°C ne prolongent pas le vieillis-
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
sement théorique ; des valeurs supérieures à 140°C n’entraînent pas un raccourcissement du vieillissement
théorique.
Le calcul décrit du vieillissement relatif se réfère exclusivement à l’isolation de l’enroulement et n’est par conséquent pas applicable à d’autres causes de défaillance.
Résultats
La température du point chaud est calculée pour l’enroulement qui correspond au côté de l’équipement à protéger configuré pour la protection de surcharge (section 2.1.4, sous le paragraphe „Autres fonctions de protection triphasées“, adresse 442). Pour ce faire, les courants de ce côté et la température du fluide de refroidissement mesurée sur un point déterminé sont utilisés. La phase correspond pour les générateurs, les moteurs,
etc. ainsi que pour les enroulements y et z des transformateurs au courant de phase, pour les enroulements à
celui du courant différentiel correspondant au courant d'enroulement.
Il y a deux seuils paramétrables qui émettent un avertissement (niveau 1) et une alarme (niveau 2). Si le
message d’alarme est affecté au déclenchement, il peut être utilisé pour le déclenchement du ou des disjoncteur(s).
Pour le taux de vieillissement moyen, il existe également un seuil paramétrable pour l’avertissement et l’alarme.
Parmi les mesures de fonctionnement, vous pouvez à tout moment lire les états des informations suivantes :
• la température du point chaud pour chaque phase en °C ou °F (suivant paramétrie),
• le taux de vieillissement relatif (adimensionnel),
• la réserve de charge avant avertissement en pourcentage,
• la réserve de charge avant alarme en pourcentage.
Les autres valeurs limites sont réglées au niveau du Thermobox même, voir section „Thermobox pour détection
de surcharge“.
2.9.5
Instructions de réglage
Généralités
Remarque
La première protection de surcharge thermique est décrite dans les indications de réglage. Les adresses de
paramètres et les numéros de signalisations de la deuxième protection de surcharge thermique figurent à la
fin des indications de réglage au paragraphe „Autres fonctions de protection de surcharge thermique“.
La protection de surcharge peut être opérationnelle sur l’un ou l’autre côté de l’équipement à protéger. Etant
donné que la cause de la surcharge est extérieure à l’équipement à protéger, le courant de surcharge est un
courant traversant et ne doit pas absolument être détecté du côté de l’alimentation. En cas d'affectation des
fonctions de protection aux côtés et aux points de mesure à la section 2.1.4, l'affectation a été effectuée au
paragraphe „Autres fonctions de protection triphasées“ à l'adresse 442 AFFECT SURCH.. Des indications à
ce propos y figurent également.
Comme décrit plus haut, il existe trois méthodes pour la détection de la surcharge. Lors du paramétrage de
l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.3.1), l’adresse 142 PROT. SURCHARGE détermine si la protection de surcharge doit fonctionner selon la méthode de l’image thermique (PROT. SURCHARGE = modtherm sstemp),
le cas échéant en tenant compte de la température ambiante ou de celle du fluide de refroidissement (PROT.
SURCHARGE = Avec sonde Temp) ou s’il faut procéder à un calcul du point chaud selon CEI 60354 (PROT.
SURCHARGE = selon CEI 354). Dans les deux derniers cas, il faut connecter au moins un Thermobox
7XV5662–xAD qui envoie à la protection la valeur digitale de la température du fluide de refroidissement. Les
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
données nécessaires au Thermobox ont été paramétrées à l’adresse 191 RACC. INT SONDE (chapitre
2.1.3.1).
La protection de surcharge peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 4201 PROT.
SURCHARGE. Si vous avez paramétré à l'adresse 142 PROT. SURCHARGE = modtherm sstemp, le réglage
Signaler seult. est possible. Dans ce cas, la fonction de protection est active mais émet uniquement une
alarme lorsque les conditions de déclenchement sont atteintes, c’est-à-dire que la fonction de déclenchement
n’est pas active. Si vous réglez Bloc. relais, l'ordre de déclenchement peut être bloqué lorsque la fonction
de protection est active.
Facteur k
Le courant nominal du côté de l’équipement à protéger affecté à la protection de surcharge est utilisé comme
courant de base pour la détection de la surcharge. Le facteur de réglage k est défini sous l'adresse 4202
FACTEUR k. Il correspond au rapport entre le courant maximum permanent thermiquement admissible Imax
et le courant nominal de l’appareil :
Le courant admissible en continu est en même temps le courant pour lequel la fonction exponentielle de la surtempérature a son asymptote.
Avec la méthode de l’image thermique, un échauffement de déclenchement ne doit pas être calculé étant
donné qu’il résulte automatiquement de l’échauffement final pour k · IN Obj. Le courant maximum permanent
thermiquement admissible est généralement spécifié dans les données techniques du constructeur de l'objet
à protéger. Si aucune indication n'est disponible, l’utilisation d’une valeur d’environ 1.1 fois le courant nominal
du côté de l'équipement à protéger affecté à la protection est recommandée pour FACTEUR k. Pour les câbles,
le courant maximum dépend entre autre de la section du conducteur, du matériau d'isolation, de la construction
et du type de pose du câble. Il peut en général être trouvé dans des tables ayant trait à ce sujet, ou être obtenu
par le fabricant du câble. Comme l'appareil connaît les données nominales de l'équipement à protéger et les
rapports de transformation, le FACTEUR k peut être immédiatement réglé.
Avec la méthode de calcul du point chaud selon CEI 60354, FACTEUR k = 1 est judicieux étant donné que tous
les autres paramètres se réfèrent au courant nominal du côté affecté de l’équipement à protéger.
Constante de temps τ pour l'image thermique
La constante de temps d’échauffement τth pour l’image thermique est paramétrée à l’adresse 4203 CONST.
DE TPS. Ce paramètre est normalement fourni par le constructeur de l'objet à protéger.
Cette constante de temps doit être introduire en minutes. Bien souvent, cette constante de temps n'est pas
mentionnée mais d'autres informations peuvent permettre de la recalculer:
Courant 1 s
Courant admissible pour une autre durée d’action que 1 s, p. ex. pour 0,5 s
Temps t6 ; c'est le temps exprimé en secondes pendant lequel un courant de 6 fois de courant nominal peut
circuler dans l'objet à protéger
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
Exemples de calcul :
Câble avec
courant adm. en continu 322 A
Courant 1 s autorisé 13,5 kA
Réglage CONST. DE TPS = 29,4 min
Moteur avec temps t6 autorisé 12 s
Réglage CONST. DE TPS = 7,2 min
La constante de temps chaud paramétrée à l’adresse CONST. DE TPS s’applique aux machines tournantes.
Lors du démarrage ou de l’arrêt, la machine peut toutefois se refroidir beaucoup plus lentement ; c’est particulièrement le cas avec les machines auto-ventilées. Ce comportement se reflète à l’arrêt de la machine par un
allongement des constantes de temps qui sont multipliées par le FACTEUR Kτ (adresse 4207). Ce réglage
n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
Si aucune distinction entre les constantes de temps n’est nécessaire, comme pour les câbles, les transformateurs, les bobines d’inductance, etc., le facteur d’allongement FACTEUR Kτ devrait être fixé à 1,0 (valeur de
réglage par défaut).
Influence de la température ambiante pour l'image thermique
Si la température ambiante ou celle du fluide de refroidissement doit être prise en compte pour l'image thermique, vous devez indiquer à l'appareil quelle sonde de température (RTD = Resistance Temperature Detector)
doit être décisive. 6 sondes sont raccordables sur un Thermobox 7XV5662–xAD et 12 pour 2. En cas de raccordement d'un Thermobox, vous programmez le numéro de la sonde de température correspondant (1 à 6) à
l’adresse 4210 SONDE TEMP RTD, en cas de raccordement de deux Thermobox, à l'adresse 4211 SONDE
TEMP RTD (1 à 12). Seule l'adresse correspondant au réglage indiqué dans l'étendue des fonctions (section
2.1.3.1) à l'adresse 191 RACC. INT SONDE est disponible.
Comme tous les calculs de l'appareil sont effectués avec des grandeurs répondant à des normes, la température ambiante doit également correspondre à une norme. La température pour le courant nominal de l'équipement à protéger est prise comme norme de grandeur. Réglez cette température à l'adresse 4212 TURE A IN
en °C ou à l'adresse 4213 TURE A IN en °F selon l'unité de température que vous avez sélectionnée, conformément à la section 2.1.4.
Seuil d’alarme thermique
Par le réglage d’un seuil d’alarme thermique ECH. ALARME Θ (adresse 4204), l’appareil peut émettre une
alarme avant que la température de déclenchement ne soit atteinte et éviter ainsi le déclenchement en procédant à temps à une diminution de la charge. Le pourcentage se réfère à la température de déclenchement.
Veillez à ce que l’échauffement final soit proportionnel au carré du courant.
Exemple :
Facteur k = 1,1
En cas de courant nominal de l'objet, on a l'échauffement suivant :
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
Le seuil d'alarme thermique doit être supérieur à l'échauffement pour le courant nominal (82,6 %). Le réglage
ECH. ALARME Θ = 90 % est pertinent.
Le seuil d’alarme en courant I ALARME (adresse 4205) est exprimé par rapport au courant nominal du côté
et devrait correspondre plus ou moins au courant admissible en continu k · IN Obj. Il peut aussi être utilisé à la
place du seuil d’alarme thermique. Le seuil d’alarme thermique est dans ce cas réglé sur 100 % et perd ainsi
pratiquement son effet.
Démarrage d’urgence des moteurs
Le temps de retombée à introduire à l’adresse 4208 T RTB.DEM.URG. doit être réglé de telle manière que,
après un démarrage d’urgence du moteur et après retombée de l’entrée binaire , l’ordre de déclenchement
reste bloqué suffisamment longtemps pour permettre à l’image thermique de redescendre sous le niveau d’excitation de la fonction. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
Si le courant de démarrage 4209 réglé à l’adresse I DEMAR. MOTEUR est dépassé, le moteur est alors en
phase de démarrage. La valeur doit être sélectionnée de manière à ce que, pendant le démarrage du moteur,
elle soit dépassée par le courant de démarrage effectif dans toutes les conditions de charge et de tension mais
qu’elle ne soit pas atteinte pour une surcharge admissible de courte durée. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide
de DIGSI dans Autres paramètres. Pour les autres équipements à protéger, gardez ce réglage sur ∞, la fonction de démarrage d’urgence est alors inactive.
Sonde de température en cas de calcul du point chaud
Lors du calcul du point chaud selon CEI 60354, vous devez indiquer à l’appareil quelle sonde de température
(RTD = Resistance Temperature Detector) il doit utiliser pour mesurer la température de l’huile déterminante
pour le calcul du point chaud et du vieillissement. 6 sondes sont raccordables sur un Thermobox 7XV5662–
xAD et 12 pour 2. En cas de raccordement d'un Thermobox, vous programmez à l’adresse 4220 SONDE
HUILE RTD le numéro de la sonde de température correspondant (1 à 6), en cas de raccordement de deux
Thermobox, à l'adresse 4221 SONDE HUILE RTD (1 à 12). Seule l'adresse correspondant au réglage indiqué
dans l'étendue des fonctions (section 2.1.3.1) à l'adresse 191 RACC. INT SONDE est disponible.
Les valeurs caractéristiques des sondes de température sont programmées séparément (voir Thermoboxes,
section 2.10).
Seuils du point chaud
Il existe deux seuils d’alarme pour la température du point chaud. A l’adresse 4222 SIGN. PT ECHAUF, vous
pouvez régler la température du point chaud en °C qui doit déclencher la signalisation (niveau 1), la température d’alarme (niveau 2) correspondante est paramétrée à l’adresse 4224 ALAR. PT ECHAUF. Celle-ci peut
également être utilisée pour le déclenchement du disjoncteur si la signalisation de sortie (N° fonction 1542)
est attribuée à un relais de déclenchement.
Si, lors de la configuration des Données poste (1) à l'adresse 276, vous avez indiqué Unité temp. =
degrés Fahrenheit, vous devez spécifier en degrés Fahrenheit les seuils d’avertissement et d’alarme aux
adresses 4223 et 4225.
Si, après avoir introduit les seuils de température, vous modifiez l’unité de température à l’adresse 276, vous
devez reparamétrer les seuils de température aux adresses correspondantes pour l’unité de température modifiée.
Taux de vieillissement
Vous pouvez également fixer des seuils pour le taux de vieillissement L, à l’adresse 4226 SIGN. VIEILLIS.
pour l’avertissement (niveau 1) et à l’adresse 4227 ALAR. VIEILLIS. pour l’alarme (niveau 2). Les données
se réfèrent au vieillissement relatif, c’est-à-dire L = 1 qui est atteint à 98 °C ou 208 °F au point chaud. L > 1
correspond à un vieillissement accéléré, L < 1 à un vieillissement plus lent.
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Fonctions
2.9 Protection de surcharge
Mode de refroidissement et données d’isolation
A l’adresse 4231 MODE DE REFROIDISSEMENT, vous spécifiez quel est le mode de refroidissement utilisé :
ON = Oil Natural pour refroidissement naturel, OF = Oil Forced pour circulation d’huile forcée ou OD= Oil Directed pour circulation d’huile dirigée. Les définitions se trouvent dans la description fonctionnelle au paragraphe
„Variantes de refroidissement“.
Pour le calcul de la température du point chaud, la protection a besoin de l’exposant d’enroulement Y et du
gradient de température d’isolation Hgr, qui sont programmés aux adresses 4232 EXPOS. ENROUL Y et 4233
HGR GRADIENT I. Si aucune indication correspondante n'est disponible, il est possible d'utiliser les données
de IEC 60354. Vous trouverez un extrait du tableau correspondant de cette norme avec les données intéressantes ici dans le tableau suivant.
Tableau 2-9
Spécifications techniques de transformateurs
Transformateurs de répartition
Type de refroidissement :
Exposant d'enroulement
Transformateurs moyens et
grands
ONAN
ON..
OF..
OD..
1,6
1,8
1,8
2,0
23
26
22
29
Y
Gradients de température d'isola- Hgr
tion
Autre fonction de protection de surcharge thermique
La première protection de surcharge thermique a fait l'objet de la description ci-dessus. Les différences concernant les adresses de paramètres et les numéros de signalisation entre la première et la deuxième protection
de surcharge thermique sont représentées dans le tableau suivant. Les endroits marqués d'un x sont identiques.
2.9.6
Adresses de paramètres
N° de signalisation
1. fonction de protection de surcharge thermique
42xx
044.xxxx(.01)
2. fonction de protection de surcharge thermique
44xx
204.xxxx(.01)
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
4201
PROT. SURCHARGE
Hors
En
Bloc. relais
Signaler seult.
Hors
Protection de surcharge
4202
FACTEUR k
0.10 .. 4.00
1.10
Facteur k
4203
CONST. DE TPS
1.0 .. 999.9 min
100.0 min
Constante de temps
4204
ECH. ALARME Θ
50 .. 100 %
90 %
Echelon thermique d'alarme
4205
I ALARME
0.10 .. 4.00 I/InC
1.00 I/InC
Courant d'alarme
4207A
FACTEUR Kτ
1.0 .. 10.0
1.0
Facteur K<tau> moteur à l'arrêt
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2.9 Protection de surcharge
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
4208A
T RTB.DEM.URG.
10 .. 15000 s
100 s
Temps de retombée après dém.
d'urgence
4209A
I DEMAR. MOTEUR
0.60 .. 10.00 I/InC; ∞
∞ I/InC
Courant de démarrage du moteur
4210
SONDE TEMP RTD
1 .. 6
1
Sonde température raccordée à
RTD
4211
SONDE TEMP RTD
1 .. 12
1
Sonde température raccordée à
RTD
4212
TURE A IN
40 .. 200 °C
100 °C
Température sur courant nominal
4213
TURE A IN
104 .. 392 °F
212 °F
Température sur courant nominal
4220
SONDE HUILE RTD
1 .. 6
1
Sonde huile raccordée sur RTD
4221
SONDE HUILE RTD
1 .. 12
1
Sonde d'huile raccordée à RTD
4222
SIGN. PT ECHAUF
98 .. 140 °C
98 °C
Température de signalisation au
point d'échauf.
4223
SIGN. PT ECHAUF
208 .. 284 °F
208 °F
Température de signalisation au
point d'échauf.
4224
ALAR. PT ECHAUF
98 .. 140 °C
108 °C
Température d'alarme au point
d'échauf.
4225
ALAR. PT ECHAUF
208 .. 284 °F
226 °F
Température d'alarme au point
d'échauf.
4226
SIGN. VIEILLIS.
0.200 .. 128.000
1.000
Franchissement lim. taux de viellissem.
4227
ALAR. VIEILLIS.
0.200 .. 128.000
2.000
Alarme taux de viellissement
4231
MODE REFROID
ON
OF
OD
ON
Mode de refroidissement
4232
EXPOS. ENROUL Y
1.6 .. 2.0
1.6
Exposant d'enroulement Y
4233
HGR GRADIENT I
22 .. 29
22
Hgr _ gradient température d'isolement
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229
Fonctions
2.9 Protection de surcharge
2.9.7
Liste d’informations
N°
Information
044.2404 >BlqSurcharge
Type d'info
SgS
Explications
>Bloquer protection de surcharge
044.2411 Surch.Désact.
SgSo
Prot. de surcharge désactivée
044.2412 Surch. bloquée
SgSo
Prot. de surcharge bloquée
044.2413 Surch.Act.
SgSo
Prot. de surcharge active
044.2421 Dém.Surch.
SgSo
Prot. de surcharge : dém.échelon décl.
044.2451 Décl. Surch.
SgSo
Prot. de surch.: com. de déclenchement
044.2491 Surch mque obj
SgSo
Déf. surch: pas avec cet objet protégé
044.2494 Surch Fac-TC ><
SgSo
Déf. surch: fact. adap. trop grand/petit
044.2601 >DémSecouSurch
SgS
>Démar. secours de la prot. de surch.
044.2602 AvertSurch I
SgSo
Prot. de surcharge : avertiss. courant
044.2603 AvertSurch Θ
SgSo
Prot. surch : avertiss. thermique
044.2604 Surch SignPtEch
SgSo
Prot. de surch.: sign. point échauf.
044.2605 Surch AlarPtEch
SgSo
Prot. de surch.: alarme point échauf.
044.2606 Surch SignVieil
SgSo
Prot. de surch.: sign. taux de vieillis.
044.2607 Surch AlarVieil
SgSo
Prot. de surch: alarme taux de vieillis.
044.2609 Surch manque Θ
SgSo
Déf. surch: pas d'acquisit. température
230
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.10 Thermobox pour détection de la surcharge
2.10
Thermobox pour détection de la surcharge
La température du liquide de refroidissement dans l'objet à protéger ou la température au point le plus chaud
de l'enroulement (p. ex. d'un transformateur) est nécessaire à la protection thermique de surintensité avec prise
en compte de la température du liquide de refroidissement ou de l'environnement ainsi qu'à la protection de
surintensité avec calcul du point chaud et détermination du taux de vieillissement relatif. Pour ce faire, il faut
connecter au moins une sonde de température via un Thermobox 7XV5662–xAD. Un Thermobox peut enregistrer au total jusqu’à 6 températures à divers endroits de l’équipement à protéger grâce à des sondes de température (RTD = Resistance Temperature Detector) et envoyer les mesures de température à la protection. Un
ou deux Thermobox 7XV5662–xAD peuvent être raccordés.
2.10.1
Description fonctionnelle
Un Thermobox 7XV5662–xAD peut compter jusqu’à 6 points de mesure dans l’équipement à protéger, comme
p. ex. dans la cuve du transformateur. L'interface sonde détermine la température de chaque point de mesure
à l'aide de la résistance des sondes de température (Pt 100, Ni 100 oder Ni 120) connectées via une liaison à
deux/trois fils, et les transforme en valeur numérique. Ces valeurs numériques sont transmises à la protection
par une interface série RS485.
Il est possible de raccorder un ou deux Thermobox à l’interface supplémentaire et de service de la protection
7UT613/63x, ce qui permet d’enregistrer jusqu’à 6 ou 12 points de mesure. Pour chaque point de mesure, il
est possible de paramétrer les données caractéristiques ainsi qu’une température d’avertissement (seuil 1) et
d’alarme (seuil 2).
Sur le Thermobox même, des seuils pour chaque point de mesure peuvent également être définis et signalés
via relais de sortie. Pour de plus amples informations, consultez le manuel d’utilisation joint au Thermobox.
2.10.2
Instructions de réglage
Généralités
Pour RTD 1 (sonde de température pour le point de mesure 1), il faut programmer le type de sonde de température à l’adresse 9011 RTD 1: type. Pt 100 Ω, Ni 120 Ω et Ni 100 Ω sont disponibles. Si aucun point
de mesure n’est disponible pour RTD 1, paramétrez RTD 1: type = non connecté. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
Vous communiquez l’emplacement du RTD 1 à l’appareil à l’adresse 9012 RTD 1: implant.. Vous avez le
choix entre HUILE, Environnement, Spire, Stock et Autres. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de
DIGSI dans Autres paramètres.
Par ailleurs, vous pouvez paramétrer dans la protection 7UT613/63x une température d’avertissement (seuil
1) et une température d’alarme (seuil 2). En fonction de l’unité de température que vous avez sélectionnée
dans les données de poste à l’adresse 276 Unité temp., vous pouvez paramétrer la température d’avertissement à l’adresse 9013 RTD 1: seuil 1 en degrés Celsius (°C) ou à l’adresse 9014 RTD 1: seuil 1
en degrés Fahrenheit (°F). La température d’alarme est introduite à l’adresse 9015 RTD 1: seuil 2 en
degrés Celsius (°C) ou à l’adresse 9016 RTD 1: seuil 2 en degrés Fahrenheit (°F).
Sondes de température
Les possibilités de réglage et les adresses pour toutes les sondes de température de la première et de la
deuxième thermobox se trouvent dans la vue d'ensemble des paramètres ci-dessous.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
231
Fonctions
2.10 Thermobox pour détection de la surcharge
2.10.3
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
9011A
RTD 1: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
Pt 100 Ω
RTD 1: type
9012A
RTD 1: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
HUILE
RTD 1: implantation
9013
RTD 1: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 1: seuil de température 1
9014
RTD 1: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 1: seuil de température 1
9015
RTD 1: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 1: seuil de température 2
9016
RTD 1: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 1: seuil de température 2
9021A
RTD 2: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 2: type
9022A
RTD 2: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 2: implantation
9023
RTD 2: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 2: seuil de température 1
9024
RTD 2: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 2: seuil de température 1
9025
RTD 2: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 2: seuil de température 2
9026
RTD 2: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 2: seuil de température 2
9031A
RTD 3: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD3: type
9032A
RTD 3: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD3: implantation
9033
RTD 3: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 3: seuil de température 1
9034
RTD 3: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 3: seuil de température 1
9035
RTD 3: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 3: seuil de température 2
9036
RTD 3: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 3: seuil de température 2
232
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.10 Thermobox pour détection de la surcharge
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
9041A
RTD 4: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 4: type
9042A
RTD 4: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 4: implantation
9043
RTD 4: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 4: seuil de température 1
9044
RTD 4: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 4: seuil de température 1
9045
RTD 4: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 4: seuil de température 2
9046
RTD 4: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 4: seuil de température 2
9051A
RTD 5: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 5: type
9052A
RTD 5: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 5: implantation
9053
RTD 5: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 5: seuil de température 1
9054
RTD 5: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 5: seuil de température 1
9055
RTD 5: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 5: seuil de température 2
9056
RTD 5: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 5: seuil de température 2
9061A
RTD 6: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 6: type
9062A
RTD 6: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 6: implantation
9063
RTD 6: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 6: seuil de température 1
9064
RTD 6: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 6: seuil de température 1
9065
RTD 6: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 6: seuil de température 2
9066
RTD 6: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 6: seuil de température 2
9071A
RTD 7: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 7: type
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
233
Fonctions
2.10 Thermobox pour détection de la surcharge
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
9072A
RTD 7: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 7: implantation
9073
RTD 7: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 7: seuil de température 1
9074
RTD 7: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 7: seuil de température 1
9075
RTD 7: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 7: seuil de température 2
9076
RTD 7: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 7: seuil de température 2
9081A
RTD 8: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 8: type
9082A
RTD 8: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 8: implantation
9083
RTD 8: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 8: seuil de température 1
9084
RTD 8: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 8: seuil de température 1
9085
RTD 8: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 8: seuil de température 2
9086
RTD 8: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 8: seuil de température 2
9091A
RTD 9: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 9: type
9092A
RTD 9: implant.
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 9: implantation
9093
RTD 9: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 9: seuil de température 1
9094
RTD 9: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 9: seuil de température 1
9095
RTD 9: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 9: seuil de température 2
9096
RTD 9: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 9: seuil de température 2
9101A
RTD 10: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 10: type
9102A
RTD 10: implant
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 10: implantation
9103
RTD 10: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 10: seuil de température 1
9104
RTD 10: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 10: seuil de température 1
234
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.10 Thermobox pour détection de la surcharge
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
9105
RTD 10: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 10: seuil de température 2
9106
RTD 10: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 10: seuil de température 2
9111A
RTD 11: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 11: type
9112A
RTD 11: implant
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 11: implantation
9113
RTD 11: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 11: seuil de température 1
9114
RTD 11: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 11: seuil de température 1
9115
RTD 11: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 11: seuil de température 2
9116
RTD 11: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 11: seuil de température 2
9121A
RTD 12: type
non connecté
Pt 100 Ω
Ni 120 Ω
Ni 100 Ω
non connecté
RTD 12: type
9122A
RTD 12: implant
HUILE
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 12: implantation
9123
RTD 12: seuil 1
-50 .. 250 °C; ∞
100 °C
RTD 12: seuil de température 1
9124
RTD 12: seuil 1
-58 .. 482 °F; ∞
212 °F
RTD 12: seuil de température 1
9125
RTD 12: seuil 2
-50 .. 250 °C; ∞
120 °C
RTD 12: seuil de température 2
9126
RTD 12: seuil 2
-58 .. 482 °F; ∞
248 °F
RTD 12: seuil de température 2
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
235
Fonctions
2.10 Thermobox pour détection de la surcharge
2.10.4
N°
Liste d’informations
Information
Type d'info
Explications
14101
Défail. RTD
SgSo
Défaill. RTD (liaison coupée, c-circuit)
14111
Défail. RTD1
SgSo
Défail. RTD1 (liaison coupée, c-circuit)
14112
RTD1 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 1
14113
RTD1 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 1
14121
Défail. RTD2
SgSo
Défail. RTD2 (liaison coupée, c-circuit)
14122
RTD2 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 2
14123
RTD2 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 2
14131
Défail. RTD3
SgSo
Défail. RTD3 (liaison coupée, c-circuit)
14132
RTD3 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 3
14133
RTD3 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 3
14141
Défail. RTD4
SgSo
Défail. RTD4 (liaison coupée, c-circuit)
14142
RTD4 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 4
14143
RTD4 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 4
14151
Défail. RTD5
SgSo
Défail. RTD5 (liaison coupée, c-circuit)
14152
RTD5 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 5
14153
RTD5 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 5
14161
Défail. RTD6
SgSo
Défail. RTD6 (liaison coupée, c-circuit)
14162
RTD6 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 6
14163
RTD6 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 6
14171
Défail. RTD7
SgSo
Défail. RTD7 (liaison coupée, c-circuit)
14172
RTD7 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 7
14173
RTD7 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 7
14181
Défail. RTD8
SgSo
Défail. RTD8 (liaison coupée, c-circuit)
14182
RTD8 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 8
14183
RTD8 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 8
14191
Défail. RTD9
SgSo
Défail. RTD9 (liaison coupée, c-circuit)
14192
RTD9 Dém Seuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 9
14193
RTD9 Dém Seuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 9
14201
Défail. RTD10
SgSo
Défail. RTD10 (liaison coupée,c-circuit)
14202
RTD10 DémSeuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 10
14203
RTD10 DémSeuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 10
14211
Défail. RTD11
SgSo
Défail. RTD11 (liaison coupée,c-circuit)
14212
RTD11 DémSeuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 11
14213
RTD11 DémSeuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 11
14221
Défail. RTD12
SgSo
Défail. RTD12 (liaison coupée,c-circuit)
14222
RTD12 DémSeuil1
SgSo
Démarrage seuil 1 RTD 12
14223
RTD12 DémSeuil2
SgSo
Démarrage seuil 2 RTD 12
236
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.11 Protection de surexcitation
2.11
Protection de surexcitation
La protection de surexcitation sert à la détection d'une induction augmentée, dans les générateurs et transformateurs, et surtout dans les transformateurs en bloc des centrales. Une augmentation de l'induction au-delà
de la valeur nominale peut rapidement saturer le noyau en fer et peut produire de grandes pertes par courant
parasite, conduisant à nouveau à un échauffement non autorisé du fer. Elle n'est pas utilisable pour la protection monophasée de jeux de barres.
La protection intervient quand la valeur limite définie de l'induction est dépassée dans le fer de l'objet à protéger, p. ex. du tranformateur de bloc. Une induction élevée survient p. ex. si le bloc de la centrale est arrêté à
pleine charge, et que le régulateur de tension ne réagit pas suffisamment vite et n'empêche pas l'accroissement de la tension induite. De même, une diminution de la fréquence (fréq. de rotation) peut, surtout pendant
un fonctionnement en ilôtage, mener à une augmentation de l'induction à un niveau inadmissible.
2.11.1
Description fonctionnelle
Grandeurs de mesure
L'application de la protection de surexcitation recquiert que les tensions de mesures soient raccordées à l'appareil. Cela est donc possible uniquement pour les relais 7UT613 et 7UT633. La protection de surexcitation
n'a pas d'intérêt pour la protection de jeux de barres monophasés et n'est donc pas accessible.
La protection de surexcitation mesure le quotient tension/fréquence U/f, proportionnel à l'induction B pour des
dimensions prédéfinies du noyau de fer.
Si l'on met les quotients U/f en relation avec la tension et la fréquence sous les conditions nominales de l'objet
à protéger UNObj/fN, on obtient une mesure directe pour l'induction, relative à l'induction sous des conditions
nominales B/BNObj. Toutes les grandeurs constantes se simplifient de la manière suivante :
Grâce à cette relation relative, aucune conversion n'est nécessaire. Vous pouvez indiquer toutes les valeurs
directement relatives à l'induction autorisée. Vous avez déjà communiqué les grandeurs nominales de l'objet
à protéger à l'appareil pour les données de transformateur de tension et d'objet.
L'appareil lit la tension et la fréquence pour le calcul de la plus grande des trois tensions composées, à partir
de laquelle la composante fondamentale est évaluée au moyen de filtres numériques. La surveillance s'étend
sur le domaine de reroutage de fréquence.
Caractéristiques
La protection de surexcitation contient deux échelons indépendants et une caractéristique thermique pour la
représentation approximative de l'échauffement que subit l'objet de protection par la surexcitation.
Après avoir atteint le premier seuil paramétrable U/f >, une signalisation de démarrage est émise et une temporisation T U/f > est lancée, après l'écoulement de laquelle un avertissement est émis. Une fois le deuxième
échelon atteint U/f >>, une autre signalisation est émise (échelon de valeur supérieure) et la temporisation T
U/f >> est démarrée, après l'écoulement de laquelle un ordre de déclenchement est émis.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
237
Fonctions
2.11 Protection de surexcitation
Figure 2-99
Diagramme logique de la protection de surexcitation (simplifié)
La caractéristique thermique est réalisée par un compteur qui est incrémenté en fonction de la valeur U/f calculée à partir des grandeurs de mesure. Cela implique que la valeur U/f se situe au-dessus du seuil d'alarme
U/f >. Si le niveau du compteur correspondant à la caractéristique thermique paramétrée est atteint, un ordre
de déclenchement est émis.
Si la valeur tombe sous le seuil d'alarme, la commande de déclenchement est annulée, et le compteur redescend, selon un temps de refroidissement paramétré.
La caractéristique thermique est prédéfinie par 8 paires de variables qui consistent de la surexcitation U/f (par
rapport aux valeurs nominales) et du temps de déclenchement t. Dans la plupart des cas, la caractéristique
prédéfinie, qui se réfère aux transformateurs standard, offre une protection suffisante. Mais si cette caractéristique ne correspond pas aux rapports thermiques réels de l'objet à protéger, vous pouvez à l'aide de l'entrée
de temps de déclenchement personnalisés pour les valeurs de surexcitation U/f prédéfinies, réaliser toute caractéristique souhaitée. Les valeurs intermédiaires sont déterminées par l'appareil par interpolation linéaire.
On peut remettre le compteur à zéro à l'aide d'une entrée de blocage ou de réinitialisation. La modélisation de
l'échauffement de l'objet à protéger est limitée lorsque 150 % de la température de déclenchement est dépassé.
2.11.2
Instructions de réglage
Généralités
L'utilisation de la protection de surexcitation suppose que des tensions de mesure soient raccordées à l'appareil et qu'un objet de protection triphasé ait été configuré. La protection de surexcitation ne peut être active
qu'en cas de configuration du paramètre 143 SUREXCITATION = Disponible.
238
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Fonctions
2.11 Protection de surexcitation
A l’adresse 4301 SUREXCITATION, la protection de surexcitation peut être activée En ou désactivée Hors.
En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).
Seuils à temps constant
La limite donnée par le constructeur de l'objet de protection, qui est constituée du rapport de proportion entre
l'induction permanente autorisée et l'induction nominale (B/BN) est la base du réglage de la limite à l'adresse
4302 U/f >. Cette valeur est à la fois le seuil d'alarme et la valeur minimale pour la caractéristique thermique
(voir ci-dessous).
Après écoulement de la temporisation correspondante à l'adresse 4303 T U/f > (environ 10 s), une signalisation d'alarme a lieu.
Une grande surexcitation met très rapidement en danger l'équipement à protéger. Le seuil de déclenchement
instantané, adresse 4304 U/f >> doit donc n'être que brièvement temporisé (env. 1 s) à l'aide de l'adresse
4305 T U/f >>.
Les temps réglés sont des temporisations pures qui ne comprennent pas les temps de réponse interne (durée
de fonctionnement,etc.). Si une temporisation est réglée sur ∞ , l'échelon ne déclenche pas après l'excitation,
néanmoins l'excitation est signalée.
Echelon thermique
Figure 2-100
Caractéristique thermique (avec les valeurs préréglées)
La courbe thermique doit représenter le réchauffement, c'est-à-dire l'augmentation de la température, du fer
par la surexcitation. La saisie de 8 temporisations pour 8 valeurs d'induction prescrites B/BNObj (désignation
simplifiée U/f) permet d'approcher la caractéristique de réchauffement. Les valeurs intermédiaires sont interpolées linéairement.
S'il manque les données du constructeur de l'objet de protection, la caractéristique préréglée correspondant à
un un transformateur Siemens standard est conservée (figure 2-100).
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239
Fonctions
2.11 Protection de surexcitation
Figure 2-101
Plage de déclenchement de la protection de surexcitation
Sinon, vous pouvez déterminer une caractéristique de déclenchement au choix, en saisissant point par point
les valeurs de temporisation pour les 8 valeurs d'induction suivantes :
Adresse 4306t (U/f=1.05)
Adresse 4307t (U/f=1.10)
Adresse 4308t (U/f=1.15)
Adresse 4309t (U/f=1.20)
Adresse 4310t (U/f=1.25)
Adresse 4311t (U/f=1.30)
240
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.11 Protection de surexcitation
Adresse 4312t (U/f=1.35)
Adresse 4313t (U/f=1.40)
Comme évoqué plus haut, la caractéristique thermique fonctionne uniquement à partir du seuil d'excitation
U/f >. Pour votre information, la figure 2-101 montre le comportement de la caractéristique, lorsque le seuil
d'excitation réglé est inférieur ou supérieur à la 1ère valeur de la caractéristique thermique.
Temps de refroidissement
Le déclenchement par le modèle thermique retombe à la retombée en dessous du seuil de mise en route, mais
la valeur du compteur est décrémentée selon le temps de refroidissement réglable à l'adresse 4314
Trefroid. Ce paramètre représente le temps que prend l'image thermique pour refroidir de 100 % à 0 %.
Remarque
Toutes les valeurs U/f de la vue d'ensemble des paramètres suivantes se rapportent à l'induction de l'équipement à protéger dans les conditions nominales, c'est-à-dire UNObj/fN.
2.11.3
Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
4301
SUREXCITATION
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection de surexcitation
4302
U/f >
1.00 .. 1.20
1.10
Seuil d'alarme U/f>
4303
T U/f >
0.00 .. 60.00 s; ∞
10.00 s
Temporisation T du seuil d'alarme
U/f>
4304
U/f >>
1.00 .. 1.40
1.40
Seuil de mise en route U/f>>
4305
T U/f >>
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation associée au seuil
U/f>>
4306
t (U/f=1.05)
0 .. 20000 s
20000 s
Temporisation à U/f=1.05
4307
t (U/f=1.10)
0 .. 20000 s
6000 s
Temporisation à U/f=1.10
4308
t (U/f=1.15)
0 .. 20000 s
240 s
Temporisation à U/f=1.15
4309
t (U/f=1.20)
0 .. 20000 s
60 s
Temporisation à U/f=1.20
4310
t (U/f=1.25)
0 .. 20000 s
30 s
Temporisation à U/f=1.25
4311
t (U/f=1.30)
0 .. 20000 s
19 s
Temporisation à U/f=1.30
4312
t (U/f=1.35)
0 .. 20000 s
13 s
Temporisation à U/f=1.35
4313
t (U/f=1.40)
0 .. 20000 s
10 s
Temporisation à U/f=1.40
4314
Trefroid
0 .. 20000 s
3600 s
Temps de refroidissem. du
modèle therm.
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241
Fonctions
2.11 Protection de surexcitation
2.11.4
Liste d’informations
N°
5353
Information
>Verrouill. U/f
Type d'info
SgS
Explications
>Verrouill. protection surexcitation
5357
>U/f RS.mod.th.
SgS
>Réinit. modèle thermique prot. surexcit
5361
U/f désactive
SgSo
Protection de surexcitation désactivée
5362
U/f verrouill.
SgSo
Protection de surexcitation verrouillée
5363
U/f active
SgSo
Protection de surexcitation active
5367
U/f avertiss.
SgSo
P.de surexcit: d'avertissement
5369
U/f mod.th.RS
SgSo
P.de surexcit: modèle therm. réinitial.
5370
MRoute U/f>
SgSo
Mise en route seuil U/f>
5371
Décl. U/f>>
SgSo
Prot de surexcitation: déclt seuil U/f>>
5372
Décl. U/f Θ
SgSo
Prot de surexcitation: déclt thermique
5373
MRoute U/f>>
SgSo
Mise en route seuil U/f>>
5376
Er U/f: mq TT
SgSo
Err surexcit: pas de transformateur de U
5377
Er U/f: Objet
SgSo
Err surexcit: pas avec cet objet protégé
242
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Fonctions
2.12 Protection de retour de puissance
2.12
Protection de retour de puissance
La protection à retour de puissance sert avant tout comme protection d'unité de générateurs à turbines, si, au
moment d'une perte de l'énergie d'entraînement, la machine synchrone tourne en moteur et entraine la turbine,
en prenant la puissance du réseau. Cette situation met en danger les aubes de turbine et doit être résolue rapidement par le déclenchement du disjoncteur principal. En plus, il y a le danger que, si la vapeur résiduelle
n'est pas correctement transmise (clapets antiretour défectueux) après le déclenchement du disjoncteur, l'unité
de générateurs à turbines accélère et dépasse la limite permise. C'est pourquoi, la déconnexion du réseau doit
s'effectuer seulement après détection d'une consommation de puissance active. La protection à retour de puissance peut être utilisée dans le réseau p. ex. comme critère de découplage de réseau.
La protection à retour de puissance peut être utilisée uniquement pour les objets triphasés à protéger. Elle requiert que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension et qu'un jeu de transformateur de
courant soit affecté de manière correspondante à ces tensions pour permettre un calcul pertinent de la puissance active. Cela est donc uniquement possible pour les relais 7UT613 et 7UT633.
2.12.1
Description fonctionnelle
Identification du retour de puissance
La protection de retour de puissance du relais 7UT613/63x calcule la puissance active à partir des composantes symétriques des fondamentales des courants et tensions.
Deux méthodes de mesure sont disponibles :
• La méthode de mesure "exacte" est particulièrement indiquée pour la protection à retour de puissance pour
des générateurs, puisqu'il résulte d'une grande puissance apparente (pour les cos ϕ petits), une puissance
active minime. Les composantes directes des intensités et des tensions sont calculées pour assurer une
grande exactitude sur les 16 dernières périodes. L'évaluation des composantes directes rend la détermination de puissance de retour indépendante d'asymétries dans les courants/tensions, et correspond à la contrainte réelle du côté de l'entraînement. La prise en compte des angles d'erreur entre les transformateurs de
tension et de courant permet de calculer très précisément la puissance active, même en cas de forte valeur
de puissance apparente et de petit cos ϕ. La rectification d'angle s'effectue par un angle de correction ϕKorr
(voir chapitre 2.1.4, "Caractéristiques générales de l'installation"), qui est correctement déterminé lors de la
mise en service de la protection (voir chapitre "Montage et mise en service", "Vérification des raccordements
de tension et vérification de la direction").
• La méthode de mesure "rapide" utilise aussi les composantes directes des courantes et des tensions calculées sur une période réseau. Cela permet d'obtenir un temps de réponse court. C'est donc particulièrement approprié aux applications réseaux, pour lesquelles il est plus intéressant d'obtenir des temps de réponses courts qu'une grande exactitude.
Temps de maintien de l'excitation
Afin que les mises en route courtes puissent mener à un déclenchement, il est possible de prolonger les
signaux de mise en route. Si des nouveaux signaux de mise en route sont émis pendant ce temps de maintien,
la mise en route est maintenue afin qu'un déclenchement temporisé puisse avoir lieu.
Temporisation et logique
Deux temporisations sont disponibles pour la temporisation de la commande de déclenchement.
Pour l'application comme protection de retour de puissance pour les générateurs, le déclenchement est temporisée d'une durée réglable T sans ferm rap afin d'éviter le déclenchement éventuel sur retour de puissance de courte durée (pendant la synchronisation) ou sur oscillation de puissance (provoquée par un défaut
sur le réseau). Lorsque la fermeture rapide de la turbine est fermée, il suffit d'une faible temporisation T avec
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243
Fonctions
2.12 Protection de retour de puissance
ferm rap. La position de la soupape de fermeture rapide doit être communiquée à l'appareil au moyen d'une
entrée binaire ">FermRapideValv". La temporisation T sans ferm rap agissant en tant qu'échelon de réserve.
Dans les autres cas d'application, seule la temporisation T sans ferm rap est en général utilisée, car elle
fonctionne indépendamment de l'entrée binaire indiquée. En fonction des besoins, vous pouvez naturellement
utiliser les deux échelons de la protection, afin d'obtenir - en fonction d'un critère externe - deux temporisations
de déclenchement différentes.
Figure 2-102
2.12.2
Diagramme logique de la protection de retour de puissance
Instructions de réglage
Généralités
L'utilisation de la protection à retour de puissance est possible uniquement sur un équipement de protection
triphasé. Elle peut être affectée à un côté de l'équipement à protéger ou à un autre point de mesure. Une autre
condition préalable est que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension qui, avec le raccordement correspondant du transformateur de courant, permette un calcul pertinent de la puissance active.
La protection à retour de puissance ne peut être active et accessible que si elle a été paramétrée lors de la
configuration à l'adresse 150 RETOUR PUISS Disponible (section 2.1.3)
La protection de surcharge peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse 5001 RETOUR PUISS.
En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).
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Fonctions
2.12 Protection de retour de puissance
Valeur de démarrage
Si un retour de puissance a lieu dans la zone de la centrale électrique, il faut déconnecter le turboalternateur
du réseau, car l'exploitation de la turbine sans un minimum de transmission de vapeur (effet réfrigérant) est
inadmissible. Pour une turbine à gaz, la charge moteur peut devenir trop importante pour le réseau.
Pour une unité de générateurs à turbines, la valeur de la puissance active consommée dépend principalement
des pertes par friction à dépasser. Les ordres de grandeur sont donnés ci-dessous:
turbines à vapeur:
Pret/SN ≈ 1 % à 3 %
turbines à gaz :
Pret/SN ≈ 3 % à 5 %
entraînement Diesel :
Pret/SN > 5 %
Nous conseillons cependant de mesurer soi-même le retour de puissance de l'unité de générateurs à turbines
avec la protection lors de l'essai primaire (section "Mise en service", "Vérification des raccordements de tension"). Comme seuil de réglage, prendre la moitié de la puissance d'inertie mesurée. Dans le cas des machines
à forte puissance et à faible inertie, il est recommandé d'utiliser la correction des erreurs d'angle des transformateurs de courant et tension (voir chapitres 2.1.4 et "Mise en service", "Vérification des raccordements de
tension et vérification de la direction").
Si la protection à retour de puissance est affectée à un côté de la machine à protéger, vous pouvez régler directement la valeur de réponse du retour de puissance comme valeur relative (se rapportant à la puissance
nominale de la machine) à l'adresse 5012 PRP>. Comme le retour de puissance est une puissance active négative, elle est réglée comme valeur négative (il n'est pas possible de régler une valeur de réglage positive).
Si la protection à retour de puissance doit cependant être, dans le cas concret de l'application, réglée secondairement en ampères, le retour de puissance doit être converti en une valeur secondaire et réglé à
l'adresse 5011 RETOUR PUISS>. Cela est toujours valable si la protection à retour de puissance a été affectée
à un point de mesure, et non pas à un côté de l'équipement à protéger, c'est-à-dire dans la plupart des applications réseau. La formule suivante s'applique :
avec
Psec
puissance secondaire
UNprim
tension nominale primaire des transformateurs (composée)
UNsec
tension nominale secondaire des transformateurs (composée)
INprim
courant nominal primaire des transformateurs de courant
INsec
Courant nominal secondaire des transformateurs de courant
Pprim
puissance primaire
Si la puissance primaire est rapportée à la puissance nominale de l'équipement à protéger, elle doit encore être
convertie :
avec
puissance active rapportée à la puissance apparente nominale de l'équipement à protéger
SN Obj
puissance apparente nominale de l'équipement à protéger
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245
Fonctions
2.12 Protection de retour de puissance
exemple :
Générateur
5,27 MVA
6,3 kV
Transformateur de courant
500 A/5 A
Transformateur de tension
6300 V / 100 V
Retour de puissance autorisé
3 % = 0,03
En cas de réglage rapporté, adresse 5012
PRP> =
- 0,03
En cas de réglage en watts secondaire, adresse 5011
PRP> =
Temps de maintien de l'excitation
A l'aide du temps de maintien d'excitation de l'adresse 5015 Temps de pose des excitations intermittentes
sont prolongées à la durée minimale réglée. Normalement, elle n'est pas nécessaire et elle est donc réglée sur
0.00 s. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Si vous souhaitez un déclenchement en cas de retour de puissance intermittent, réglez ici un intervalle de temps maximum entre deux impulsions d'excitation pour que cela soit interprété comme une excitation continue.
Temporisation
Les indications suivantes sont valables pour les applications avec générateurs. La détection d'un retour de
puissance sans fermeture de la soupape rapide doit initier une temporisation avant déclenchement. Ceci autorise les brèves consommations de puissance suite à synchronisation de la machine ou lors des oscillations de
puissance consécutives à un défaut sur le réseau. (p.ex. court-circuit triphasé). Normalement, une temporisation 5013 T sans ferm rap d'environ 10.00 s est réglée.
En cas de défauts qui mènent à une fermeture de la soupape, après le déclenchement à l'aide d'un surveillant
de pression d'huile ou d'un interrupteur final, la mise hors service est effectuée avec une temporisation rapide.
Le déclenchement ne peut s'opérer que s'il est acquis que le retour de puissance provient exclusivement du
manque de puissance motrice de la part de la turbine. Une temporisation de déclenchement est donc nécessaire pour s'affranchir des oscillations de puissance active apparaissant lors d'une fermeture brusque de la
valve, et attendre l'établissement d'une valeur stationnaire de puissance active. Ici, une valeur 5014 T avec
ferm rap d'environ 1 à 3 s suffit, pour les turbines à gaz, on conseille environ 0,5 s. Les temps réglés sont
des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée) de la protection. Veuillez tenir compte du fait que lors d'une procédure de mesure "exacte", on calcule
la moyenne de 16 période ; le temps de fonctionnement a une longueur correspondante. En cas d'utilisation
comme protection à retour de puissance pour des générateurs, nous recommandons ceci (préréglage adresse
5016 COMPORT MES = précis).
Pour les applications secteur, la temporisation doit être adaptée au cas de figure et doit éventuellement se superposer aux temps d'échelonnement prévisibles. Le temps T sans ferm rap (adresse 5013) est décisif.
Normalement, la temporisation T avec ferm rap (adresse 5014) n'est pas nécessaire dans ces cas et elle
est réglée sur ∞. Comme une grande exactitude de la mesure de la puissance active n'est pas requise ici dans
la plupart des cas, vous pouvez régler l'adresse 5016 COMPORT MES = rapide ; des temps de déclenchement
courts deviennent ainsi possibles. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
Si vous réglez une temporisation sur ∞, il n'y a pas de déclenchement avec ce temps, mais l'excitation par
retour de puissance est signalée.
246
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Fonctions
2.12 Protection de retour de puissance
2.12.3
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
5001
RETOUR PUISS
5011
RETOUR PUISS>
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection de retour de
puissance
1A
-3000.0 .. -1.7 W
-8.7 W
5A
-15000.0 .. -8.5 W
-43.5 W
Seuil de retour de puissance
5012
PRP>
-17.00 .. -0.01 P/SnC
-0.05 P/SnC
Démarrage retour de puissance
5013
T sans ferm rap
0.00 .. 60.00 s; ∞
10.00 s
Temporisation sans fermeture rapide
5014
T avec ferm rap
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation avec fermeture rapide
5015A
Temps de pose
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.00 s
Temps de pose
5016A
COMPORT MES
précis
rapide
précis
Comportement des
mesures
2.12.4
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
5083
>blocage PRP
SgS
>blocage protection retour de puissance
5086
>FermRapideValv
SgS
>PRP Fermeture Rapide Valve
5091
PRP inactive
SgSo
PRP protection retour puissance inactive
5092
PRP verrouillée
SgSo
PRP protection retour puiss. verrouillée
5093
PRP active
SgSo
PRP protection retour puissance active
5096
Excit. PRP
SgSo
Excit. protection retour de puissance
5097
Décl. PRP
SgSo
Décl. protection retour de puissance
5098
Décl.Valve
SgSo
Prot.ret. puiss:décl. + rapide valve
5099
PRP fact-TC ><
SgSo
Prot. ret. puiss: déf. fact. val ITCph/t
5100
PRP manque TP
SgSo
Prot. ret. puiss: pas de TP affecté
5101
PRP manq objet
SgSo
Prot. ret. puiss: fonction non supportée
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247
Fonctions
2.13 Surveillance puissance avant
2.13
Surveillance puissance avant
La surveillance de la puissance aval reconnaît aussi bien le dépassement par valeur inférieure d'une valeur de
puissance active réglable que le dépassement par valeur supérieure d'une valeur de puissance active, réglable
séparément. Chacune de ces fonctions peut initier différentes opérations de commande.
Wenn z.B. Si p.ex. pour des générateurs montés en parallèle, la puissance active d'une machine est si faible
que sa puissance pourrait être fournie par les autres générateurs, il est souvent judicieux de couper la machine
faiblement chargée. Le critère pour cela est que la puissance aval de la machine, transférée dans le réseau,
descende sous une certaine valeur.
Dans certains cas d'application, il peut être souhaitable de donner une instruction de contrôle quand la puissance active dépasse une certaine valeur. Si p. ex. sur deux transformateurs connectés, un seul est en service,
le deuxième peut être activé tant que la puissance transférée du premier dépasse par valeur supérieure une
limite prédéfinie.
Si un défaut, ne pouvant être éliminé à temps, apparaît dans un réseau d'alimentation, il est souvent judicieux
d'isoler le réseau ou de séparer p. ex. un réseau industriel avec son alimentation propre du réseau d'alimentation défectueux. Les critères pour un tel ilôtage de réseau peuvent être, en plus du sens du flux de puissance,
la tension (manque de tension), le courant (surintensité) et/ou la fréquence. Le relais 7UT6 peut ainsi être
utilisé comme appareil de découplage de la machine du réseau.
La surveillance de puissance aval peut être utilisée uniquement pour les objets triphasés à protéger. Elle recquiert que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension et qu'un jeu de transformateur de
courant soit affecté de manière correspondante à ces tensions pour permettre un calcul pertinent de la puissance active. Cela est donc possible uniquement pour les relais 7UT613 et 7UT633.
L'échelon P< doit être bloqué par des signaux externes lorsque le disjoncteur de puissance est déclenché.
2.13.1
Description fonctionnelle
Détection de la puissance réelle
La surveillance de la puissance aval dans le relais 7UT6 calcule la puissance réelle à partir des composantes
symétriques des composantes fondamentales des tensions et des courants.
Deux méthodes de mesure sont disponibles :
• La méthode de mesure "exacte" établit la moyenne de la puissance active des 16 dernières périodes des
grandeurs mesurées. Le traitement des composantes directes rend la détection de la puissance réelle indépendante des déséquilibres dans les courants et les tensions. Si cela conduit à la détection exacte de la
puissance active y compris pour une forte puissance apparente (petit cos ϕ), il est nécessaire de prendre
aussi en compte l'angle de défaut des transformateurs de tension et de courant. La rectification d'angle s'effectue par un angle de correction ϕCorr (voir section 2.1.4).
• La méthode de mesure "rapide" calcule les composantes directes des courantes et des tensions sur une
période réseau. Cela permet d'obtenir un temps de réponse court. C'est donc particulièrement approprié aux
applications réseaux, lorsqu'il est plus intéressant d'obtenir des temps de réponses courts qu'une grande
exactitude, p. ex. lors de l'utilisation en vue d'un découplage.
Temporisation, logique
Non seulement l'échelon P< mais aussi l'échelon P> disposent chacun d'une temporisation. La commande appropriée est émise après le déroulement de la temporisation correspondante et chaque commande peut déclencher une activité de contrôle pour soi.
Chaque échelon peut être bloqué séparément par une entrée binaire, une autre entrée binaire bloque toute la
surveillance de la puissance aval. L'échelon P< est aussi bloqué de manière interne si une coupure de fil ou
248
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Fonctions
2.13 Surveillance puissance avant
une perte de tension a été indentifiée ou si un déclenchement (par l'entrée binaire correspondante) du disjoncteur du transformateur est signalé (voir aussi section "Caractéristiques techniques").
Figure 2-103
2.13.2
Diagramme logique de la surveillance du niveau de puissance aval
Instructions de réglage
Généralités
L'utilisation de la surveillance de puissance "aval" est possible uniquement sur un équipement de protection
triphasé. Elle peut être affectée à un côté de l'équipement à protéger ou à un autre point de mesure. Une autre
condition préalable est que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension qui, avec le raccordement correspondant du transformateur de courant, permette un calcul pertinent de la puissance active.
La surveillance de puissance "aval" ne peut être active et accessible que si elle a été paramétrée lors de la
configuration à l'adresse 151 PUISS AVANT comme étant Disponible (section 2.1.3)
A l'adresse 5101 PUISS AVANT, la surveillance de puissance "aval" peut être activée En ou désactivée Hors.
En outre, l'ordre peut être bloqué avec la fonction de surveillance active (Bloc. relais).
Seuils de démarrage
Il faut régler une valeur seuil pour le cas où la puissance active est inférieure à une valeur définie et pour le
cas où la puissance active est supérieure à une autre valeur définie.
Si la surveillance de protection "aval" est affectée à un côté de l'équipement à protéger, vous pouvez régler la
valeur de réponse immédiatement comme valeur relative (relative à la puissance nominale du côté correspon-
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249
Fonctions
2.13 Surveillance puissance avant
dant), et ce à l'adresse 5112 P< AVANT pour une puissance active inférieure à une valeur donnée et à l'adresse 5115 P> AVANT pour une puissance active supérieure à une valeur donnée.
Si la surveillance de la puissance "aval" doit cependant être, dans le cas concret de l'application, réglée en
valeurs secondaires en ampères, la puissance active doit être convertie en une valeur secondaire. Les réglages ont alors lieu à l'adresse 5111 P< AVANT pour une puissance active inférieure à une valeur donnée et à
l'adresse 5114 P> AVANT pour une puissance active supérieure à une valeur donnée.
Ce dernier cas est toujours valable si la surveillance de puissance "aval" a été affectée à un point de mesure,
et non pas à un côté de l'équipement à protéger.
La conversion s'effectue comme suit :
avec
Psec
puissance secondaire
UNprim
tension nominale primaire des transformateurs (phase-phase)
UNsec
tension nominale secondaire des transformateurs (phase-phase)
INprim
courant nominal primaire des transformateurs de courant
INsec
courant nominal secondaire des transformateurs de courant
Pprim
puissance primaire
exemple :
Transformateur
16 MVA
(enroulement)
20 kV
Transformateur de courant
500 A/5 A
Transformateur de tension
20 kV/100 V
Déclenchement si P<
10 % = 0,1
Enclenchement du transformateur parallèle
Transformateurs parallèles si P> 90 % = 0,9
Pour réglage relatif (rapporté aux côtés = données de l'enroulement)
Adresse 5112 P< AVANT = 0,10
Adresse 5115 P> AVANT = 0,90
En cas de réglage en watts secondaire, on a pour
P< =
P> =
les valeurs de réglage
Adresse 5111 P< AVANT = 80 W
Adresse 5114 P> AVANT = 720 W
250
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Fonctions
2.13 Surveillance puissance avant
Temporisations
Les réglages des temporisations sont adaptés en fonction de l’application. Dans l'exemple de la commutation
de transformateurs ou de générateurs, on règle une longue temporisation (jusqu'à une minute = 60 s), pour
que des écarts de charge de courte durée n'entraînent pas de commutations répétées. Pour le découplage du
réseau, seules des temporisations courtes sont autorisées, qui peuvent éventuellement s'accorder avec l'échelonnement des dispositifs de court-circuitage.
Pour le passage en dessous de la puissance active, adresse 5113 T P< et pour le passage au dessus de la
puissance active, adresse 5116 T P>.
Les temps réglés sont des temporisations supplémentaires ne comprenant pas les temps de manoeuvre
(temps de mesure, temps de retombée) de la fonction de surveillance. Veuillez tenir compte du fait que lors
d'une procédure de mesure "exacte", on calcule la moyenne de 16 périodes, le temps de fonctionnement a une
longueur correspondante. Si vous réglez une temporisation sur ∞, il n'y a pas de déclenchement avec ce
temps, mais l'excitation est signalée.
Méthode de mesure
La méthode de mesure elle-même est réglée à l'adresse 5117 COMPORT MESURE. Ce réglage n’est possible
qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. L'option COMPORT MESURE = précis est nécessaire surtout
si de petites puissances actives doivent être calculées exactement à partir de grandes puissances apparentes,
p.ex. dans le domaine des générateurs ou pour des équipements avec un haut transport de puissance réactive.
Veuillez également tenir compte du fait que pour cette option, les temps de fonctionnement sont longs, en
raison du calcul de la moyenne sur 16 périodes. Une mesure exacte suppose, que les erreurs d'angle des
transformateurs de courant et de tension sont compensées par le réglage correspondant de l'angle d'erreur à
l'adresse 803 CORR ANGL U (voir section 2.1.4). De courts temps de déclenchement sont possibles avec l'option COMPORT MESURE = rapide, puisqu'ici, la puissance active est mesurée sur une seule période.
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251
Fonctions
2.13 Surveillance puissance avant
2.13.3
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant correspondant.
Adr.
Paramètre
5101
PUISS AVANT
5111
P< AVANT
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Surveillance de puissance
avant
1A
1.7 .. 3000.0 W
17.3 W
Seuil de démarrage P<
5A
8.5 .. 15000.0 W
86.5 W
5112
P< AVANT
0.01 .. 17.00 P/SnC
0.10 P/SnC
Démarrage P<
5113
T P<
0.00 .. 60.00 s; ∞
10.00 s
Temporisation T P<
5114
P> AVANT
1A
1.7 .. 3000.0 W
164.5 W
Seuil de démarrage P>
5A
8.5 .. 15000.0 W
822.5 W
5115
P> AVANT
0.01 .. 17.00 P/SnC
0.95 P/SnC
Démarrage P>
5116
T P>
0.00 .. 60.00 s; ∞
10.00 s
Temporisation T P>
5117A
COMPORT MESURE
précis
rapide
précis
Type de comportement de
mesure
2.13.4
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
5113
>Bloc SPA
SgS
>Blocage surveillance puissance avant
5116
>Bloc. Pa<
SgS
>Blocage SPA échelon Pa<
5117
>Bloc. Pa>
SgS
>Blocage SPA échelon Pa>
5121
SPA inactive
SgSo
Surv. puissance avant désactivée
5122
SPA verr.
SgSo
Surv. puissance avant verrouillée
5123
SPA active
SgSo
Surv. puissance avant active
5126
Excit. Pa <
SgSo
Excitation SPA échelon Pa<
5127
Excit. Pa >
SgSo
Excitation SPA échelon Pa>
5128
Décl. Pa <
SgSo
Déclenchement SPA échelon Pa<
5129
Décl. Pa >
SgSo
Déclenchement SPA échelon Pa>
5130
SPA Fact TC><
SgSo
Surv. puiss. avt: déf. fact. val ITCph/t
5131
SPA manque TC
SgSo
Surv. puiss. avt: pas de TP affecté
5132
SPA manq objet
SgSo
Surv. puiss. avt: fonction non supportée
252
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Fonctions
2.14 Protection à manque de tension
2.14
Protection à manque de tension
Cette protection détecte les chutes de tension et prévient le passage dans les états de fonctionnement non
permis ainsi que les pertes de stabilité possibles pour les équipements électriques. La stabilité et les couples
de basculement admissibles d'une machine à induction sont influencés par les sous-tensions. La protection
peut être utilisée aux points de couplage comme critère pour un découplage de réseau.
La protection à minimum de tension peut être utilisée uniquement pour les objets triphasés à protéger. Elle recquiert que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension. Cela est donc possible uniquement
pour les relais 7UT613 et 7UT633. Comme la protection de minimum de tension se procure des informations
de mesure à partir des tensions de mesure connectées, l'affectation aux courants d'un côté ou d'un point de
mesure est sans importance pour la fonction elle-même. Pour le réglage, les mêmes différences apparaissent
cependant comme pour les autres fonctions de protection. Si la protection à minimum de tension est affectée
à un côté de l'objet principal à protéger ou aux jeux de barres triphasés, il faut régler les limites de tensions
dans les valeurs concernées (U/UnS). Lors de l'affectation à un point de mesure, les valeurs en volts sont
réglées en valeurs secondaires.
2.14.1
Description fonctionnelle
La protection à minimum de tension dans le relais 7UT613/63x utilise la composante directe à partir des composantes fondamentales des tensions phase-terre connectées. La détection d'une composante directe, par
rapport à 3 systèmes de mesure monophasés, a l'avantage de n'être jamais influencée par les courts-circuits
bipolaires ou les défauts à la terre.
La protection à minimum de tension dispose de deux échelons. Le passage en dessous d'un seuil de tension
réglable provoque à chaque fois l'émission d'une signalisation de mise en route. La persistance de la mise en
route au-delà de la temporisation associée au seuil provoque l'émission de l'ordre de déclenchement.
Pour que la protection ne produise pas de fausse alarme lors d'une perte de tension secondaire, les deux
seuils sont bloqués de manière interne, si une perte de tension de mesure a été identifiée ou si un déclenchement du disjoncteur du transformateur de tension (par l'entrée binaire correspondante) est signalé (voir aussi
section 2.19.1). En outre, chaque échelon peut être bloqué séparément ou en même temps via des entrées
binaires.
Il faut accorder une attention particulière à l'état de l'installation hors tension lorsque la protection à minimum
de tension est activée. Comme lorsque l'objet à protéger est hors tension, et qu'il n'y a donc pas de tension
primaire ni de tension de mesure, les conditions d'excitation sont toujours remplies dans cet état. Il en va de
même après un déclenchement par la protection à minimum de tension ou après une autre fonction de protection. La protection à minimum de tension doit donc être bloquée complètement de manière externe par un
critère - p. ex. en fonction de la position du disjoncteur de puissance - via l'entrée binaire correspondante.
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253
Fonctions
2.14 Protection à manque de tension
Figure 2-104
2.14.2
Diagramme logique de la protection à minimum de tension
Instructions de réglage
Généralités
L'utilisation de la protection à minimum de tension est possible uniquement sur un équipement de protection
triphasé. Une autre condition préalable est que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension
triphasé.
La protection à minimum de tension ne peut être active et accessible que si elle a été paramétrée lors de la
configuration des fonctions de protection à l'adresse 152 SOUSTENS comme étant Disponible
(section 2.1.3)
A l’adresse 5201 MIN U, la protection à minimum de tension peut être activée En ou désactivée Hors. En
outre, l'ordre peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).
Seuils de mise en route, temporisations
La protection à minimum de tension dispose de deux seuils réglables. L'équivalent de la tension phase-phase
est saisi, c'est-à-dire √3 · U1. Le réglage a donc lieu en conséquence en valeurs phase-phase.
L'échelon U< est réglé un peu en dessous de la tension minimal prévisible en service, à l'adresse 5212 U<, si
les valeurs relatives sont décisives, à l'adresse 5211 U< (Ph-T) en cas de réglage en volts. La méthode de
réglage dépend de l'affectation du jeu de transformateurs de tension à un côté de l'équipement principal à protéger ou à un point de mesure quelconque. Normalement, 75 % à 80 % de la tension nominale sont recommandés, c'est à dire 0,75 à 0,80 pour des valeurs relatives ou 75 V à 80 V pour UN sec = 100 V (adapté en conséquence en cas d'autre tension nominale).
254
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Fonctions
2.14 Protection à manque de tension
La temporisation correspondante T U< (adresse 5213) doit ponter des chutes de tension de courte durée autorisées, mais en cas de sous-tensions prolongées pouvant provoquer une exploitation instable, elle doit être désactivée en l'espace de quelques secondes.
Pour l'échelon U<<, il faut régler un seuil d’excitation plus bas avec une courte temporisation, de sorte qu'un
déclenchement rapide ait lieu en cas de fortes chutes de tension, c'est-à-dire p.ex. 65 % de la valeur nominale,
avec 0,5 s de temporisation.
Si la protection à minimum de tension est affectée à un côté de l'équipement principal à protéger ou au jeu de
barres triphasé, réglez la valeur de réponse comme grandeur relative à l'adresse 5215 U<<, c'est-à-dire p. ex.
0,65. En cas d'affectation à un point de mesure, réglez à l'adresse 5214 U<< (Ph-T) la valeur de la tension
phase-phase en volts, c'est-à-dire p. ex. 71,5 V pour UN sec = 110 V (65 % de 110 V).
Les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps de
mesure, temps de retombée) de la protection. Si vous réglez une temporisation sur ∞, il n'y a pas de déclenchement avec ce temps, mais l'excitation est signalée.
Rapport de retombée
Le rapport de retombée 5217 COMP RETOMB peut être finement ajusté aux conditions d'exploitation. Ce
réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
2.14.3
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
5201
MIN U
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection à manque de tension
5211
U< (Ph-T)
10.0 .. 125.0 V
75.0 V
Echelon U< (mesure phase-terre)
5212
U<
0.10 .. 1.25 U/UnC
0.75 U/UnC
Tension démarrage U<
5213
T U<
0.00 .. 60.00 s; ∞
3.00 s
Tempo. prot. manque de tension
TU<
5214
U<< (Ph-T)
10.0 .. 125.0 V
65.0 V
Echelon U<< (mesure phaseterre)
5215
U<<
0.10 .. 1.25 U/UnC
0.65 U/UnC
Tension démarrage U<<
5216
T U<<
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.50 s
Tempo. prot. manque de tension
TU<<
5217A
COMP RETOMB
1.01 .. 1.20
1.05
Comportement de retombée
U<,U<<
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255
Fonctions
2.14 Protection à manque de tension
2.14.4
Liste d’informations
N°
Information
033.2404 >Bloquer U<(<)
Type d'info
SgS
Explications
>Bloquer protection à manque de U
033.2411 U<(<) dés.
SgSo
Prot. à min. de U désactivée
033.2412 U<(<) bloquée
SgSo
Prot. à min. de U bloquée
033.2413 U<(<) act.
SgSo
Prot. à min. de U active
033.2491 U< mnq obj
SgSo
Prot. sous tension: pas affect à l'objet
033.2492 U< mnq UTP
SgSo
Prot. de sous tension: manq affect TP
033.2502 >Bloquer U<<
SgS
>Bloquer échelon U<<
033.2503 >Bloquer U<
SgS
>Bloquer échelon U<
033.2521 Démarrage U<<
SgSo
Dém. prot. à manque de tension, éch. U<<
033.2522 Démarrage U<
SgSo
Dém. prot. à manque de tension, éch. U<
033.2551 Décl. U<<
SgSo
Décl. prot. voltmétrique, échelon U<<
033.2552 Décl. U<
SgSo
Décl. prot. voltmétrique, échelon U<
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Fonctions
2.15 Protection à maximum de tension
2.15
Protection à maximum de tension
La protection à maximum de tension protège les composants de l'installation électrique contre les élévations
de tension non autorisées et donc contre la sollicitation d'isolation liée.
Dans le domaine des centrales électriques, ces élévations se produisent par exemple lors de fausse manœuvre (en cas d'une commande manuelle du système d'excitation), en cas de défaut du régulateur de tension
automatique, suite à un découplage à pleine charge d'un générateur, avec un générateur séparé du réseau ou
en ilôtage.
Dans le domaine du réseau, des élévations de tensions peuvent aussi se produire en cas de défaut du régulateur de tension au niveau du transformateur ou sur de longues lignes faiblement chargées.
La protection à maximum de tension peut être utilisée uniquement pour les objets triphasés à protéger. Elle
recquiert que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension. Cela est donc possible uniquement pour les relais 7UT613 et 7UT633. Comme la protection à maximum de tension obtient ses informations
de mesure à partir des tensions de mesures raccordées, l'affectation aux courants d'un côté ou d'un point de
mesure est sans importance pour la fonction elle-même. Pour le réglage, les mêmes différences apparaissent
cependant comme pour les autres fonctions de protection. Si la protection à maximum de tension est affectée
à un côté de l'objet principal à protéger ou à un jeu de barres triphasés, il faut régler les limites de tensions
dans les valeurs correspondantes (U/UnS). Lors de l'affectation à un point de mesure, les valeurs en volts sont
réglées en valeurs secondaires.
2.15.1
Description fonctionnelle
La protection à maximum de tension exploite la plus grande des trois tensions phase-phase ou la plus grande
des trois tensions phase-terre (réglable).
La fonction de protection à maximum de tension dispose de deux échelons. En cas de surtension élevée, la
déconnexion a lieu avec une temporisation de courte durée, en cas de surtension plus faible, avec une temporisation plus longue. Les seuils de tension et les temporisations peuvent être réglés individuellement pour les
deux échelons.
En outre, toute la protection à maximum de tension peut être bloquée via une entrée binaire.
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257
Fonctions
2.15 Protection à maximum de tension
Figure 2-105
2.15.2
Diagramme logique de la protection à maximum de tension
Instructions de réglage
Généralités
L'utilisation de la protection à maximum de tension est possible uniquement sur un équipement de protection
triphasé. Une autre condition préalable est que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension
triphasé.
La protection à maximum de tension ne peut être active et accessible que si elle a été paramétrée lors de la
configuration des fonctions de protection à l'adresse 153 SURTENSION comme étant Disponible
(section 2.1.3)
A l’adresse 5301 MAX U, la protection à maximum de tension peut être activée En ou désactivée Hors. En
outre, l'ordre peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).
Seuils de mise en route, temporisations
Les grandeurs de mesure traitées par la protection sont configurées à l'adresse 5318A VAL MES. En cas de
réglage U-LL, les tensions phase-phase sont évaluées. Celles-ci sont influencées par des déphasages de tensions qui peuvent survenir durant des courts-circuits à la terre ou des courts-circuits éloignés du point de mise
à la terre. Le réglage U-LE de la tension phase-terre reflète la sollicitation d'isolation effective contre terre et
est également applicable en cas de point neutre mis à la terre. Ce réglage n'est possible qu'à l'aide de DIGSI
dans Autres paramètres. Tenez compte du fait que les valeurs de réglage pour les tensions se rapportent
toujours aux tensions composées, même si les valeurs de mesure phase-terre ont été choisies.
Les réglages des valeurs des tensions et des temporisations dépendent de l'utilisation projetée. L'échelon U>
doit détecter des surtensions stationnaires. Il est réglé environ 5 % au dessus de la tension de service stationnaire maximale prévisible. Si la protection à maximum de tension est affectée à un côté de l'équipement prin-
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Fonctions
2.15 Protection à maximum de tension
cipal à protéger ou au jeu de barres triphasé, réglez la valeur de réponse comme grandeur relative à l'adresse
5312 U>, c'est-à-dire p. ex. 1,20. En cas d'affectation à un point de mesure, réglez à l'adresse 5311 U> (PhT) la valeur de la tension phase-phase en volts, c'est-à-dire p. ex. 132 V pour UN sec = 110 V (120 % de 110 V).
La temporisation correspondante T U> (adresse 5313) ne doit pas être plus longue que quelques secondes,
afin d'éviter que des surtensions de courte durée ne donnent lieu à un déclenchement.
L'échelon U>> est prévu pour les surtensions de courte durée. Un seuil de démarrage en corrélation sera réglé
ici, par ex. 1,3 à 1,5 fois la tension nominale. Si la protection à maximum de tension est affectée à un côté de
l'équipement principal à protéger ou au jeu de barres triphasé, réglez la valeur de réponse comme grandeur
relative à l'adresse 5315 U>>, c'est-à-dire p. ex. 1,30. En cas d'affectation à un point de mesure, réglez à
l'adresse 5314 U>> la valeur de la tension phase-phase en volts, c'est-à-dire p. ex. 130 V pour UN sec = 100 V.
Pour la temporisation T U>> (adresse 5316) 0,1 s à 0,5 s suffisent alors.
Pour les générateurs ou les transformateurs à régulation de la tension, la configuration s'effectue selon la
vitesse à laquelle le régulateur de tension peut palier les élévations de tension. La protection ne doit pas intervenir dans le processus de recalage normal du régulateur de tension. La caractéristique à deux seuils doit donc
rester toujours au-dessus de la caractéristique tension/temps du processus de régulation.
Tous les temps réglés sont des temporisations pures ne comprenant pas les temps de fonctionnement (temps
de mesure, temps de retombée) de la protection. Si vous réglez une temporisation sur ∞, il n'y a pas de déclenchement avec ce temps, mais l'excitation est signalée.
Rapport de retombée
Le rapport de retombée peut être ajusté aux conditions d'exploitation à l'adresse 5317 COMP RETOMB. Ce
réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
2.15.3
Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
5301
MAX U
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection à maximum de tension
5311
U> (Ph-T)
30.0 .. 170.0 V
115.0 V
Echelon U> (mesure phase-terre)
5312
U>
0.30 .. 1.70 U/UnC
1.15 U/UnC
Tension démarrage U>
5313
T U>
0.00 .. 60.00 s; ∞
3.00 s
Temporisat. prot. à max. de
tension TU>
5314
U>>
30.0 .. 170.0 V
130.0 V
Tension de démarrage U>>
5315
U>>
0.30 .. 1.70 U/UnC
1.30 U/UnC
Tension démarrage U>>
5316
T U>>
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T U>>
5317A
COMP RETOMB
0.90 .. 0.99
0.95
Comportement de retombée U>
5318A
VAL MES
U-LL
U-LE
U-LL
Val. de mes. pour la prot de surtension
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259
Fonctions
2.15 Protection à maximum de tension
2.15.4
Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
034.2404 >Bloquer U>(>)
SgS
>Bloquer prot. à max. de U
034.2411 Max U dés.
SgSo
Protection à max. de tension désactivée
034.2412 Max U bloquée
SgSo
Protection à max. de tension bloquée
034.2413 Max U act.
SgSo
Protection à max. de tension active
034.2491 U> mnq objet
SgSo
Prot. surtension: pas affect à l'objet
034.2492 U> mnq UTP
SgSo
Prot. de surtension: manq affect TP
034.2502 >Bloquer U>>
SgS
>Bloquer échelon U>>
034.2503 >Bloquer U>
SgS
>Bloquer échelon U>
034.2521 Excit. U>>
SgSo
Excit. prot. de surtension, échelon U>
034.2522 Démarrage U>
SgSo
Dém. prot. à max. de tension, échelon U>
034.2551 Décl. U>>
SgSo
Décl. prot. de surtension, échelon U>>
034.2552 Décl. U>
SgSo
Décl. prot. à max. de tension, éch. U>
260
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Fonctions
2.16 Protection de fréquence
2.16
Protection de fréquence
La protection fréquencemétrique a pour objet la détection des variations de fréquences anormales. Si la fréquence du réseau se situe en dehors de la plage de fréquence admissible, les manœuvres nécessaires seront
initiées. Pour des générateurs, la machine p. ex. est séparée du réseau, un découplage du réseau ou un délestage peut être effectué dans les réseaux.
Une diminution de fréquence se produit lorsque le système subit une augmentation de la demande de charge
active des réseaux ou des sous-réseaux qui ne peut pas ou pas assez rapidement être compensée par la génération d'une puissance supplémentaire. La demande de charge active doit donc être diminuée par un délestage. Dans le domaine des centrales électriques, un mauvais fonctionnement de la régulation de la vitesse ou
de la fréquence peut aussi en être la cause. La protection à minimum de fréquence peut également être utilisée
sur les générateurs fonctionnant (temporairement) en îlot puisque, dans ce cas, la protection de retour de puissance ne pourra pas fonctionner correctement du fait de la perte de la puissance d’excitation. La protection à
minimum de fréquence permet d'isoler le générateur du réseau.
Une augmentation de fréquence se produit par ex. en cas de délestage de charges (ilôtage réseau) ou en cas
de mauvais fonctionnement du régulateur de fréquence du générateur. Pour les machines tournantes, une
vitesse élevée signifie aussi une contrainte mécanique élevée. Le risque d’autoexcitation de machines existe
si celles-ci sont connectées à une longue ligne sans transit.
La protection fréquencemétrique est constituée de quatre échelons de fréquence. Chacun échelon est indépendant et peut déclencher différentes fonctions de commande. Trois des échelons de fréquence sont conçus
pour la détection de sous-fréquence (f<, f<<, f<<<), le quatrième est un échelon de surfréquence (f>).
La protection de fréquence ne peut être utilisée que pour les objets triphasés à protéger. Elle recquiert que
l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension. Cela est donc possible uniquement pour les
relais 7UT613 et 7UT633. Comme la protection de fréquence obtient ses informations de mesure à partir des
tensions de mesures raccordées, l'affectation aux courants d'un côté ou d'un point de mesure est sans importance pour la fonction elle-même. Ne s'applique que pour le réglage de la tension minimum pour la mesure de
fréquence : Si le transformateur pour la protection de fréquence est affecté à un côté de l'objet principal à protéger ou à un jeu de barres triphasé, il faut régler la limite de tension comme valeur correspondante (U/UnS).
En cas d'affectation à un point de mesure, la valeur en volts est réglée en second.
2.16.1
Description fonctionnelle
La protection de fréquence du relais 7UT613/63x utilise la composante directe calculée à partir des composantes fondamentales des tensions phase-terre raccordées. L'absence de tensions de phase individuelles ou de
tensions composées n'a donc pas d'influence négative tant que la composante directe des tensions est disponible en grandeur suffisante. Si la tension de la composante directe tombe en dessous d'un seuil réglable U
MIN, la protection fréquencemétrique est bloquée, car la grandeur de mesure ne permet plus le calcul exact
de la fréquence.
En cas de tension ou de fréquence en dehors de la plage de travail de la protection fréquencemétrique (voir
caractéristiques techniques), la protection fréquencemétrique ne peut fonctionner. Si un seuil de fréquence a
déjà démarré pour des fréquences >66 Hz (ou >22 Hz pour 16,7 Hz de fréquence nominale), un maintien de
démarrage est activé. Si la fréquence dépasse la plage de travail ou si la tension de la composante directe de
8,6 V comme tension phase-phase ou 5 V comme tension non-composée est dépassée par valeur inférieure
en valeur secondaire, la mise en route est maintenue afin de permettre un déclenchement sur surfréquence.
Le maintien de démarrage est terminé si la mesure de fréquence mesure à nouveau des fréquences <66 Hz
(ou <22 Hz) ou si la protection fréquencemétrique est bloquée par le message >FQS. Une temporisation est
déclenchée à chaque seuil de fréquence.
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261
Fonctions
2.16 Protection de fréquence
Chacun des quatre échelons de fréquence peut être bloqué séparément par le biais d'entrées binaires. En
outre, toute la protection fréquencemétrique peut être bloquée via une entrée binaire. Une fois un certain laps
de temps écoulé, une commande est lancée.
Figure 2-106
2.16.2
Diagramme logique de la protection fréquencemétrique
Instructions de réglage
Généralités
L'utilisation de la protection fréquencemétrique est possible uniquement sur un équipement de protection triphasé. Une autre condition préalable est que l'appareil soit connecté à un jeu de transformateurs de tension
triphasé.
262
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.16 Protection de fréquence
La protection fréquencemétrique ne peut être active et accessible que si elle a été paramétrée lors de la configuration des fonctions de protection à l'adresse 156 FREQUENCE f <> = Disponible section 2.1.3).
A l’adresse 5601 FREQUENCE f<> la protection à minimum de tension peut être activée En ou désactivée
Hors. En outre, l'ordre peut être bloqué avec la fonction de protection active (Bloc. relais).
Seuils de mise en route, temporisations
Lorsque la fonction de protection fréquencemétrique est utilisée pour provoquer un découplage du réseau ou
un délestage, les valeurs à paramétrer dépendent des conditions concrètes régnant sur le réseau. En général,
le schéma de délestage dépend de l'importance des consommateurs ou des groupes de consommateurs.
De nombreuses applications sont également possibles dans le domaine de la protection des centrales électriques. En principe, les seuils de fréquence réglables doivent tenir compte des données techniques définies par
l'exploitant de la centrale et du réseau. Dans ce type d’application, le rôle de la protection fréquencemétrique
consiste à assurer l'approvisionnement en énergie des services auxiliaires de la centrale en la découplant à
temps du réseau électrique. Une fois la centrale découplée, le turbo-régulateur stabilise la vitesse de rotation
du groupe à sa valeur nominale de manière à pouvoir continuer l’approvisionnement en énergie des services
auxiliaires à fréquence nominale.
Un turboalternateur peut en général être utilisé jusqu'à 95 % de la fréquence nominale, à condition que la puissance apparente soit réduite en proportion. Cependant, pour les consommateurs inductifs, la réduction de fréquence ne signifie pas seulement une augmentation de la consommation de courant, elle représente également un risque pour un fonctionnement stable. C'est pourquoi on ne tolère qu'une courte diminution de
fréquence jusqu'à 48 Hz (avec fN = 50 Hz) ou 58 Hz (avec fN = 60 Hz) ou 16 Hz (avec fN = 16,7 Hz).
L'augmentation de la fréquence du système peut, par exemple, être provoquée par le délestage de charges ou
par des problèmes de régulation de la vitesse de rotation du groupe turbo-alternateur (ex : en réseau îloté).
Dans ce cas, la protection à maximum de fréquence peut être utilisée, par exemple, comme protection contre
les dépassements de vitesse de rotation de la machine.
Les plages de réglage des échelons de fréquence dépendent de la fréquence nominale réglée. Les trois échelons à maximum de fréquence sont réglés aux adresses
Echelon
Adresse avec fN =
50 Hz
60 Hz
16,7 Hz
Nom de
paramètre
Echelon f<
5611
5621
5631
f<
Echelon f<<
5612
5622
5632
f<<
Echelon f<<<
5613
5623
5633
f<<<
Echelonf>
5614
5624
5634
f>
En réglant un échelon à maximum de fréquence sur 0, vous pouvez le désactiver. Si l'échelon à maximum de
fréquence n'est pas utilisé, réglez-le sur ∞.
Aux adresses 5641 T f<, 5642 T f<<, 5643 Tf<<< et 5644 T f> vous pouvez régler les temporisations.
Vous pouvez ainsi p. ex. obtenir un échelonnement des échelons de fréquence ou déclencher les manœuvres
de commutation nécessaires dans le domaine de la protection des centrales électriques. Les temps réglés sont
des temporisations supplémentaires ne comprenant pas les temps de manoeuvre (temps de mesure, temps
de retombée) de la fonction de protection. Si vous réglez une temporisation sur ∞, il n'y a pas de déclenchement avec ce temps, mais l'excitation est signalée.
Exemple de réglage :
L'exemple suivant montre le réglage de la protection fréquencemétrique pour un générateur, émettant une
alarme temporisée en cas de chute de fréquence d'env. 1 %. Si la fréquence continue de chuter, le générateur
est déconnecté du secteur et finalement mis à l'arrêt.
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263
Fonctions
2.16 Protection de fréquence
Echelon
Conséquence Valeur de réglage avec fN =
Temporisation
50 Hz
60 Hz
16,7 Hz
f<
Alarme
49,50 Hz
59,50 Hz
16,60 Hz
20,00 s
f<<
Séparation du
secteur
48,00 Hz
58,00 Hz
16,00 Hz
1,00 s
f<<<
Mise à l'arrêt
47,00 Hz
57,00 Hz
15,70 Hz
6,00 s
f>
Alarme et déclenchement
52,00 Hz
62,00 Hz
17,40 Hz
10,00 s
Tension minimum
Si la tension est inférieure à la tension minimum U MIN, la protection fréquencemétrique est bloquée. La valeur
habituelle est d'environ 65 % UN. La valeur du paramètre se réfère à des grandeurs composées (tension
phase-phase). Si la protection fréquencemétrique est affectée à un côté de l'équipement principal à protéger,
réglez la valeur comme grandeur relative à l'adresse 5652 U MIN, c'est-à-dire p. ex. 0,65. En cas d'affectation
à un point de mesure, réglez à l'adresse 5651 U MIN la valeur de la tension phase-phase en volts, c'est-à-dire
p. ex. 71,5 V pour UN sec = 110 V (65 % de 110 V). La valeur 0 rend la surveillance de tension minimum inactive. En dessous de 5 V secondaire environ, il est cependant impossible de mesurer la fréquence, de sorte que
la protection fréquenmétrique ne peut plus fonctionner.
2.16.3
Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
5601
FREQUENCE f<>
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection fréquencemétrique
5611
f<
40.00 .. 49.99 Hz; 0
49.50 Hz
Fréquence de démarrage f<
5612
f<<
40.00 .. 49.99 Hz; 0
48.00 Hz
Fréquence de démarrage f<<
5613
f<<<
40.00 .. 49.99 Hz; 0
47.00 Hz
Fréquence de démarrage f<<<
5614
f>
50.01 .. 66.00 Hz; ∞
52.00 Hz
f> Fréquence de démarrage
5621
f<
50.00 .. 59.99 Hz; 0
59.50 Hz
Fréquence de démarrage f<
5622
f<<
50.00 .. 59.99 Hz; 0
58.00 Hz
Fréquence de démarrage f<<
5623
f<<<
50.00 .. 59.99 Hz; 0
57.00 Hz
Fréquence de démarrage f<<<
5624
f>
60.01 .. 66.00 Hz; ∞
62.00 Hz
f> Fréquence de démarrage
5631
f<
10.00 .. 16.69 Hz; 0
16.50 Hz
Fréquence de démarrage f<
5632
f<<
10.00 .. 16.69 Hz; 0
16.00 Hz
Fréquence de démarrage f<<
5633
f<<<
10.00 .. 16.69 Hz; 0
15.70 Hz
Fréquence de démarrage f<<<
5634
f>
16.67 .. 22.00 Hz; ∞
17.40 Hz
f> Fréquence de démarrage
5641
T f<
0.00 .. 100.00 s; ∞
20.00 s
temporisation T f<
5642
T f<<
0.00 .. 600.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation Tf<<
5643
Tf<<<
0.00 .. 100.00 s; ∞
6.00 s
Tf<<<
5644
T f>
0.00 .. 100.00 s; ∞
10.00 s
T f> Fréquence de démarrage
264
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Fonctions
2.16 Protection de fréquence
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
5651
U MIN
10.0 .. 125.0 V; 0
65.0 V
Min. tension pour protec. fréquencemétr.
5652
U MIN
0.10 .. 1.25 U/UnC; 0
0.65 U/UnC
Tension minimum
2.16.4
N°
5203
Liste d’informations
Information
>bloc. ProtFréq
Type d'info
SgS
Explications
>blocage protection fréquencemétrique
5211
ProtFréq dés.
SgSo
Protection fréquencemétrique désactivée
5212
ProtFréq blq.
SgSo
Protection fréquencemétrique bloquée
5213
ProtFréq act.
SgSo
Protection fréquencemétrique active
5214
U1< BlqProtFréq
SgSo
Prot de fréqu.: bloc. par manque tension
5254
Fréq manq TP
SgSo
Protection fréquence TP non assigné
5255
Fréq manq obj
SgSo
Protection fréquence manque objet
12006
>Freq f< bloq
SgS
>Prot. fréq. blocage échelon f<
12007
>Freq f<< bloq
SgS
>Prot. fréq. blocage échelon f<<
12008
>Freq f<<< bloq
SgS
>Prot. fréq. blocage échelon f<<<
12009
>Freq f> bloq
SgS
>Prot. fréq. blocage échelon f>
12032
Freq dem f<
SgSo
Prot. fréq. démarrage échelon f<
12033
Freq dem f<<
SgSo
Prot. fréq. démarrage échelon f<<
12034
Freq dem f<<<
SgSo
Prot. fréq. démarrage échelon f<<<
12035
Freq dem f>
SgSo
Prot. fréq. démarrage échelon f>
12036
Freq decl f<
SgSo
Prot. fréq. déclenchement échelon f<
12037
Freq decl f<<
SgSo
Prot. fréq. déclenchement échelon f<<
12038
Freq decl f<<<
SgSo
Prot. fréq. déclenchement échelon f<<<
12039
Freq decl f>
SgSo
Prot. fréq. déclenchement échelon f>
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265
Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
2.17
Protection contre les défaillances du disjoncteur
La protection contre les défaillances du disjoncteur sert à assurer un déclenchement de secours rapide si le
disjoncteur accuse une défaillance dans le cas d’une commande de déclenchement du relais de protection.
Le relais 7UT613/63x dispose de deux fonctions de protection de surcharge qui peuvent être utilisée indépendamment l'une de l'autre et pour des points différents de l'objet à protéger, c-à-d. à des disjoncteurs différents.
Vous pouvez aussi travailler avec des critères d'activation différents (voir ci-dessous). L'affectation de la fonction de protection correspondante aux côtés ou aux points de mesure et disjoncteurs a été réalisée conformément à la section 2.1.4.
2.17.1
Description fonctionnelle
Généralités
Les indications ci-après se rapportent à la première protection contre les défaillances du disjoncteur, tant qu'il
n'y a pas d'indications contraires.
Si, p. ex., la protection différentielle ou une autre protection interne ou externe contre les courts-circuits d’une
travée émet un ordre de déclenchement au disjoncteur, cet ordre est également signalé à la protection contre
les défaillances du disjoncteur (figure 2-107). Une temporisation PDD-T est alors démarrée. Cette temporisation dure aussi longtemps qu’un ordre de déclenchement de la protection est présent et que le courant circule
à travers le disjoncteur.
Figure 2-107
266
Schéma fonctionnel simplifié de la protection contre les défaillances du disjoncteur avec supervision du courant circulant
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
Lors d’un fonctionnement sans défaut, le disjoncteur coupera le courant de défaut et interrompra ensuite le
courant circulant. Le seuil de détection de courant Disj.-I> retombe très rapidement après l'élimination du
défaut (typiquement 1/2 période), ce qui permet la retombée de la temporisation PDD-T avant qu'elle n'atteigne
son terme.
Si le disjoncteur ne réagit pas à l'ordre de déclenchement de la protection (défaillance disjoncteur), le courant
continue à circuler, permettant ainsi l'écoulement complet de la temporisation. La protection contre les défaillances du disjoncteur émet alors un ordre de déclenchement de manière à éliminer le courant de défaut par
le déclenchement des disjoncteurs en amont.
Le temps de retombée des fonctions de protection d'activation est sans importance puisque la supervision du
courant transitant sur cette travée reconnaît automatiquement la coupure.
Pour les relais de protection dont les critères de déclenchement ne sont pas liés à la circulation d 'un courant
mesurable (p. ex. protection de surexcitation ou protection Buchholz), la continuité de la circulation d'un
courant ne constitue pas un critère fiable pour la fonction de protection contre la défaillance disjoncteur. Dans
de tels cas, la position du disjoncteur des contacts auxiliaires du disjoncteur ou des acquits de position peut
être utilisée. Les contacts auxiliaires du disjoncteur sont utilisés à la place des courants de circulation (figure
2-108).
Figure 2-108
Schéma de fonctionnement simplifié de la protection contre les défaillances du disjoncteur
commandé par le contacts auxiliaires du disjoncteur
Dans le relais 7UT613/63x, les deux critères, c-à-d. circulation de courant et signalisation de position du disjoncteur, sont évalués en règle générale. Par une configuration adéquate (chapitre 2.1.4) il est possible de ne
rendre déterminant que l'un des deux critères.
Il faut absolument veiller à ce que le côté ou le point de mesure du courant et le disjoncteur à surveiller aillent
de pair. Tous deux doivent se trouver du côté alimentation de l’équipement à protéger. Dans le schéma de
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
267
Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
fonctionnement simplifié (figure 2-107), le courant est mesuré sur le côté du jeu de barres du transformateur
(= alimentation), cela signifie que le disjoncteur du côté du jeu de barres est surveillé. Les disjoncteurs en
amont sont tous ceux du jeu de barres représenté.
Pour les générateurs, la protection contre les défaillances du disjoncteur est normalement affectée au disjoncteur de couplage réseau ; dans tous les autres cas, le côté alimentation doit être déterminant.
Lancement
La protection contre les défaillances du disjoncteur peut être activée par des fonctions internes du relais
7UT613/63x, par des commandes de déclenchement des fonctions de protection ou via CFC (fonctions logiques internes), ou par des ordres de démarrage externes via entrée binaire. Les deux sources provoquent le
même écoulement, mais peuvent être signalées séparément.
La protection contre les défaillances du disjoncteur vérifie ensuite si le courant circule à travers le disjoncteur
à surveiller. En outre, la position de disjoncteur surveillé est vérifée si elle est signalée à l'appareil par un ou
des acquits affectés de manière corespondante via des entrées binaires.
Le critère du courant de circulation est rempli si au moins un des trois courants de phase dépasse un seuil
réglable, p. ex. IRES COTE 1, si la protection contre les défaillances du disjoncteur est affectée au côté 1, voir
aussi chapitre 2.1.4 sous la section „Position du disjoncteur“. Des techniques particulières sont utilisées pour
la reconnaissance de l'instant précis de l'interruption du courant. Pour des courants sinusoïdaux, l'interruption
du courant est détectée endéans 1/2 période approximativement. En cas de présence de courant apériodiques
continus dans le courant de défaut primaire et/ou dans le circuit secondaire des transfomateurs de courant
suite au déclenchement (p.ex. transformateurs de courant linéarisés) ou suite à la saturation des transformateurs de courant engendrée par la présence de courant continu au primaire de l'installation, l'algorithme peut
prendre jusqu'à une période avant de détecter effectivement et de manière fiable l'interruption du courant primaire.
Le critère de contact auxiliaire n'est évalué que si au moment de l'activation – donc pour une commande de
déclenchement par une fonction de protection (interne ou externe) qui doit démarrer la protection contre les
défaillances du disjoncteur – aucun courant supérieur à la valeur réglée pour la surveillance de circulation du
courant ne circule. Dans ces cas, le critère de contact auxiliaire suffit à l'ouverture du disjoncteur.
Si le critère de circulation du courant a fonctionné, cependant après le déclenchement de la protection, le disjoncteur est supposé ouvert une fois que le courant de circulation disparait et ce, même si les contacts auxiliaires du disjoncteur n'indiquent pas (encore) que le disjoncteur s'est ouvert. Cette logique donne la préférence
au critère le plus fiable de détection de circulation de courant et permet d'éviter les fonctionnements intempestifs suite à une défaillance p.ex. dans les mécanismes des contacts auxiliaires ou dans le câblage. Si le contact
auxiliaire signale un disjoncteur ouvert, bien que le courant circule encore, un signal d'avertissement correspondant est émis (n° 30135 à 30144).
Si les deux positions du disjoncteur sont signalées (ouverture et fermeture du contact auxiliaire via double signalisation), le critère de contact auxiliaire n'est pas évalué en cas de position en défaut au moment de l'activation, seul le critère de courant est pris en compte. Et inversement, après activation sans circulation de courant, le disjoncteur est déjà considéré comme ouvert s'il n'est plus signalé comme fermé, y compris dans la
position en défaut.
Le lancement peut être bloqué par une entrée binaire„>Bloquer PDD“ (n° 047.2404) (par ex. lors d'un contrôle de la protection de travée).
Temporisation et déclenchement
La protection de défaillance disjoncteur peut être configurée pour fonctionner avec une logique à un niveau ou
à deux niveaux.
Pour la protection de défaillance disjoncteur à un niveau, la commande de déclenchement est envoyée vers
les disjoncteurs adjacents en cas de refus de déclenchement afin d’éliminer le courant de défaut. Les disjoncteurs environnants sont ceux du jeu de barres ou du sommet de jeu de barres auquel la travée concernée est
électriquement raccordée.
268
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
Après l'activation, la temporisation T2 est démarrée. Une fois le temps écoulé, le message „PDD DECL T2“
(n° 047.2655) apparaît, prévu également pour le déclenchement des disjoncteurs adjacents.
Pour la protection contre les défaillances du disjoncteur à deux niveaux, la commande de déclenchement de
la protection à activer est normalement répétée dans un premier échelon de la protection contre les défaillances du disjoncteur T1 sur le disjoncteur de puissance de travées, le plus souvent sur une deuxième bobine de
déclenchement. C'est la signalisation de sortie „PDD DECL T1“ (n° 047.2654) qui est utilisée à cet effet. Si le
disjoncteur ne réagit pas à cette seconde tentative de déclenchement, la protection de défaillance de disjoncteur active son second niveau après le temps T2 et donne l'ordre de déclenchement aux disjoncteurs adjacents. La signalisation de sortie „PDD DECL T2“ (n° 047.2655) est ici aussi prévue pour le déclenchement
des disjoncteurs environnants.
Figure 2-109
Logique de la protection contre les défaillances du disjoncteur (simplifié)
Les numéros de signalisation et les désignations de signalisation se rapportent à la première protection contre
les défaillances du disjoncteur.
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269
Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
2.17.2
Instructions de réglage
Généralités
Remarque
La première protection contre les défaillances disjoncteur est décrite dans les indications de réglage. Les
adresses de paramètres et les numéros de signalisations de la deuxième protection contre les défaillances disjoncteur figurent à la fin des indications de réglage au paragraphe „Autres fonctions de protection contre les
défaillances disjoncteur“.
La protection contre les défaillances disjoncteur ne peut être active qu'après avoir configuré le paramètre 170
DEFAILL. DISJ. = Disponible. En cas de protection de jeu de barres monophasée, aucune protection
contre les défaillances disjoncteur n'est possible.
Si la deuxième protection contre les défaillances disjoncteur est utilisée, elle doit elle aussi être paramétrée sur
Disponible à l'adresse 171 DEFAil. DISJ. 2.
Lors du paramétrage des fonctions de protection (chapitre 2.1.4, au paragraphe „Autres fonctions de protection
triphasées“), l’adresse 470 AFFECT ADD détermine pour quel côté ou quel point de mesure de l’équipement
à protéger la protection contre les défaillances du disjoncteur doit fonctionner. Il faut absolument veiller à ce
que le côté ou le point de mesure du courant et le disjoncteur à surveiller aillent de pair. Tous deux doivent se
trouver du côté alimentation de l’équipement à protéger.
L'adresse 471 DEF. DISJ. ASS est valable de manière correspondante pour la deuxième protection contre
les défaillances du disjoncteur.
A l'adresse 7001 DEFAILL. DISJ., la première fonction de protection contre les défaillances du disjoncteur
peut être activée En ou désactivée Hors. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la fonction
de protection active (Bloc. relais).
A l'adresse 7101 DEFAILL. DISJ., la première fonction de protection contre les défaillances du disjoncteur
peut être activée En ou désactivée Hors.
Activation
Trois données sont essentielles pour l'activation correcte de la protection contre les défaillances du
disjoncteur :
La supervision du courant de circulation contrôle que le courant arrête de circuler par le disjoncteur après déclenchement de celui-ci. La valeur paramétrée dans les données du poste 2 est déterminante pour l'intensité
du courant (voir chapitre 2.1.6.1 sous la section „Position du disjoncteur“). La valeur qui est affectée au côté
ou au point de mesure indiquant le courant du disjoncteur à surveiller est valable ici. (adresses 1111 à 1125).
Cette valeur ne peut être atteinte si le disjoncteur est déclenché.
L'affectation des contacts auxiliaires de disjoncteur ou de la signalisation de retour du disjoncteur a été effectuée selon la section 2.1.4 sous „Données du disjoncteur“. L'affectation des entrées binaires correspondantes
doit être terminée.
L'ordre de déclenchement pour le disjoncteur à surveiller est déterminé par l'adresse 7011 ou 7012 LANCEM
EMIS BIN (selon la version de l'appareil). Réglez ici le numéro du relais de sortie qui déclenche le disjoncteur
à surveiller. Si LANCEM EMIS BIN est paramétré sur 0 , aucun lancement n'a lieu via la sortie binaire interne.
Comme plusieurs disjoncteurs peuvent en général être déclenchés par différentes fonctions de protection pour
un relais 7UT613/63x, il faut que l'appareil sache quel ordre de déclenchement est décisif pour le lancement
de la protection contre les défaillances du disjoncteur. Si la protection contre les défaillances du disjoncteur
doit aussi être lancée par un ordre venant de l'extérieur (pour le même disjoncteur), cela doit avoir lieu via l'entrée binaire affectée en conséquence „>Lancer PDD“ (N° 047.2651).
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Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
La commande du contact de relais réglé sous LANCEM EMIS BIN provoque le lancement de la protection
contre les défaillances du disjoncteur uniquement si cette commande survient immédiatement avec la signalisation (signalisation rapide) d'une fonction de protection.
Si le disjoncteur doit être déclenché derrière le contact de relais correspondant par une signalisation à logique
CFC, cette signalisation doit par exemple être guidée par la fonction couplage direct et son ordre ARRÊT.
L'ARRÊT COUPL provoquerait le lancement de la protection contre les défaillances du disjoncteur en cas 'affectation sur le relais correspondant.
Protection contre défaillance disjoncteur à deux échelons
Dans le cas d'un fonctionnement à deux échelons, l'ordre de déclenchement est répété, au bout d'un délai d'attente T1 (adresse 7015), sur le disjoncteur local de la travée à surveiller, et ce normalement sur un jeu séparé
de bobines de déclenchement du disjoncteur.
L'ordre DECLENCHEMENT d'une protection contre les défaillances du disjoncteur ne doit pas être affecté à
un relais surveillé par une autre protection contre les défaillances du disjoncteur. Ce branchement en cascade
ne provoque pas le lancement.
Si le disjoncteur de puissance ne réagit pas à la répétition du déclenchement, les disjoncteurs de puissance
environnants sont déclenchés au bout de T2 (adresse 7016), c'est-à-dire ceux du jeu de barres ou de la
section de jeu de barres concernée, et, le cas échéant, également le disjoncteur de puissance de l'extrémité
opposée, si le défaut n'a pas encore été éliminé.
Les temporisations à paramétrer doivent tenir compte du temps de fonctionnement maximal du disjoncteur, du
temps de retombée du critère de supervision de la circulation de courant, ainsi que d’une marge de sécurité
prenant en compte la dispersion du temps de retombée. La figure 2-110 illustre le déroulement d’un scénario
de défaillance de disjoncteur. Pour des courants sinusoïdaux, on peut considérer que le temps de retombée
des transformateurs de courant est d'environ 1/2. S'il faut s'attendre à une saturation du transformateur de courant, il vaut mieux calculer 11/2 période.
Figure 2-110
Exemple d'un scénario de défaillance disjoncteur avec détection du défaut normale et protection contre la défaillance disjoncteur à deux échelons
Protection contre défaillance disjoncteur à un échelon
En fonctionnement à un échelon, les disjoncteurs environnants (les disjoncteurs du jeu de barres et éventuellement le disjoncteur situé à l'autre extrémité de l'objet à protéger) sont déclenchés après écoulement d'une
temporisation T2 (adresse 7016) en cas de défaillance disjoncteur.
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271
Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
La temporisation T1 (adresse 7015) est alors réglée sur ∞ puisqu'elle n'est plus nécessaire.
Les temporisations à paramétrer doivent tenir compte du temps de fonctionnement maximal du disjoncteur, du
temps de retombée du critère de supervision de la circulation de courant, ainsi que d’une marge de sécurité
prenant en compte la dispersion du temps de retombée. La figure 2-111 illustre le déroulement d’un scénario
de défaillance de disjoncteur. Pour des courants sinusoïdaux, on peut considérer que le temps de retombée
des transformateurs de courant est d'environ 1/2. S'il faut s'attendre à une saturation du transformateur de courant, il vaut mieux calculer 11/2 période.
Figure 2-111
Exemple d'un scénario de défaillance disjoncteur avec détection normale du défaut et protection contre les défaillances disjoncteur à un échelon
Autre fonction de protection contre les défaillances du disjoncteur
La première protection contre les défaillances disjoncteur a fait l'objet de la description ci-dessus. Les différences concernant les adresses de paramètres et les numéros de signalisation entre la première et la deuxième
protection contre les défaillances du disjoncteur sont représentées dans le tableau suivant. Les endroits
marqués d'un x sont identiques.
272
Adresses de paramètres
N° de signalisation
1. Protection contre les défaillances du disjoncteur
70xx
047.xxxx(.01)
2. Protection contre les défaillances du disjoncteur
71xx
206.xxxx(.01)
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Fonctions
2.17 Protection contre les défaillances du disjoncteur
2.17.3
Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
7001
DEFAILL. DISJ.
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Protection contre défaillance disjonct.
7011
LANCEM EMIS BIN
0 .. 8
0
Lancement par émission binaire
interne
7012
LANCEM EMIS BIN
0 .. 24
0
Lancement par émission binaire
interne
7015
T1
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.15 s
Temporisation T1 (DECL local)
7016
T2
0.00 .. 60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T2 (DECL jeu de
barres)
2.17.4
N°
Liste d’informations
Information
Type d'info
Explications
047.2404 >Bloquer PDD
SgS
>Bloquer prot. défaillance disj.
047.2411 PDD Désactivée
SgSo
Prot. défaillance disj. désactivée
047.2412 PDD bloquée
SgSo
Prot. défaillance disj. bloquée
047.2413 PDD active
SgSo
Prot. défaillance disjoncteur active
047.2491 PDD mque objet
SgSo
PDD: pas dispon. avec cet objet protégé
047.2651 >Lancer PDD
SgS
>Lancement externe prot. défaill. disj.
047.2652 Lanc. PDD int.
SgSo
Lancem. prot. défail. DJ par décl. int.
047.2653 Lanc. PDD ext.
SgSo
Lancem. prot. défail. DJ par décl. ext.
047.2654 PDD DECL T1
SgSo
PDD: déclenchement échelon 1 (local)
047.2655 PDD DECL T2
SgSo
PDD: déclenchement échelon 2 (JdB)
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273
Fonctions
2.18 Couplages externes
2.18
Couplages externes
2.18.1
Description fonctionnelle
Commandes directement associées
La protection différentielle numérique 7UT613/63x permet d’associer, via des entrées binaires, deux signaux
au choix d’appareils de protection ou de supervision externes qui sont alors intégrés dans le traitement interne
de déclenchement et de signalisation. Tout comme les signaux internes, ces signaux externes peuvent être
transmis, temporisés, affectés à un déclenchement et bloqués individuellement. Ainsi, l’intégration d’appareils
de protection mécaniques (p. ex. contrôle de pression, protection Buchholz) est possible.
Les commandes de déclenchement sont intégrées dans la durée minimale de l’ordre de déclenchement paramétrée pour toutes les fonctions de protection (durée de commande T DECL. MIN, adresse 851).
Le diagramme logique illustre ces „couplages directs“. Cette logique se répète de manière identique, les
numéros de fonction des messages sont indiqués pour la connexion 1.
Figure 2-112
Diagramme logique des associations directes — représenté pour l’association 1 (simplifié)
Signalisations d' un transformateur
Outre les associations décrites ci-dessus, des informations typiques pour des signalisations externes du transformateur peuvent être associées via des entrées binaires au traitement des signalisations de l’appareil
7UT613/63x. Cela évite de devoir définir des signalisations utilisateur à cet effet.
Ces signalisations englobent l’alarme Buchholz, de défaut cuve et la signalisation de déclenchement ainsi que
l’alarme de dégagement gazeux de l’huile de la cuve (voir tableau 2-10).
Tableau 2-10
N°
Signalisations d' un transformateur
Information
Type d'info
Explication
390
„>Gaz ds huile“
SgS
>quantité admissible de gaz dans l'huile dépassée
391
„>Al. Buchholz“
SgS
>Protection Buchholz : signal d'avertissement
392
„>Buchh. décl.“
SgS
>Protection Buchholz : signalisation de déclenchement
393
„>Buchh. Cuve“
SgS
>Protection Buchholz : surveillance de la cuve
274
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Fonctions
2.18 Couplages externes
Signal de blocage pour des défauts externes
Pour des transformateurs, il arrive que des détecteurs de pression soudaine (SPR = sudden pressure relay)
soient installés dans la cuve et déclenchent le transformateur en cas de hausse soudaine de pression. Une
telle hausse de pression ne peut toutefois pas uniquement être provoquée par un défaut du transformateur
mais également par des courants de court-circuit importants provenant d’un défaut externe.
Des défauts externes sont très rapidement détectés dans la protection 7UT613/63x (voir aussi sous protection
différentielle, „stabilisation supplémentaire en cas de défauts externes“, chapitre 2.2). Avec la logique CFC, on
peut générer un signal de blocage du détecteur de pression.
Figure 2-113
2.18.2
Logique CFC pour le blocage de la sonde de pression en cas de défaut externe
Instructions de réglage
Généralités
Les associations directes ne peuvent fonctionner et être accessibles que si elles ont été paramétrées lors de
la configuration de l’étendue des fonctions aux adresses 186 DEC COUPL EXT 1 ou 187 DEC COUPL EXT
2 en tant que Disponible.
Aux adresses 8601 DEC COUPL EXT 1 à 8701 DEC COUPL EXT 2, les fonctions peuvent être activées En,
désactivées Hors ou activées avec l’ordre de déclenchement bloqué (Bloc. relais).
Grâce à la temporisation, vous pouvez stabiliser les signaux associés et ainsi augmenter le rapport signal/interférence dynamique. Pour l’association 1, il faut utiliser l’adresse 8602 T DEC1 COUP EXT, pour l’association 2 l’adresse 8702 T DEC2 COUP EXT.
2.18.3
Adr.
Vue d'ensemble des paramètres
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
8601
DEC COUPL EXT 1
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Décl. direct 1 par couplage
externe
8602
T DEC1 COUP EXT
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation décl. 1 coupl.
externe
8701
DEC COUPL EXT 2
Hors
En
Bloc. relais
Hors
Décl. direct 2 par couplage
externe
8702
T DEC2 COUP EXT
0.00 .. 60.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation décl. 2 coupl.
externe
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275
Fonctions
2.18 Couplages externes
2.18.4
N°
Liste d’informations
Information
Type d'info
Explications
4523
>Blocage coupl1
SgS
>Blocage du décl. par couplage ext. 1
4526
>Couplage 1
SgS
>Couplage d'une commande externe 1
4531
Coupl1 inactif
SgSo
Couplage ext. 1 désactivé
4532
Coupl1 verr.
SgSo
Couplage ext. 1 verrouillé
4533
Coupl1 actif
SgSo
Couplage ext. 1 actif
4536
Excit. coupl1
SgSo
Démarrage du couplage ext. 1
4537
Décl. coupl1
SgSo
Déclenchement du couplage ext. 1
4543
>Blocage coupl2
SgS
>Blocage du décl. par couplage ext. 2
4546
>Couplage 2
SgS
>Couplage d'une commande externe 2
4551
Coupl2 inactif
SgSo
Couplage ext. 2 désactivé
4552
Coupl2 verr.
SgSo
Couplage ext. 2 verrouillé
4553
Coupl2 actif
SgSo
Couplage ext. 2 actif
4556
Excit. coupl2
SgSo
Démarrage du couplage ext. 2
4557
Décl. coupl2
SgSo
Déclenchement du couplage ext. 2
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
2.19
Fonctions de surveillance
L’appareil dispose de fonctions de surveillance étendues, aussi bien pour le matériel (“hardware") que pour le
logiciel (“software"). De plus, la cohérence des valeurs de mesure est continuellement vérifiée de manière à
inclure le contrôle des circuits des transformateurs de courant. En utilisant les entrées binaires appropriées disponibles, il est possible d'effectuer une surveillance du circuit de déclenchement.
2.19.1
Surveillance de mesures
2.19.1.1 Surveillance du matériel
L’appareil effectue une autosurveillance depuis les entrées de mesure jusqu’aux relais de sortie. Des circuits
de surveillance et le microprocesseur contrôlent le matériel quant aux erreurs et états inadmissibles.
Tensions auxiliaires et tensions de référence
La tension d'alimentation du microprocesseur (5 V CC) est contrôlée car, si celle-ci tombe en dessous de la
valeur limite admissible, le microprocesseur n'est plus opérationnel. L'appareil est alors mis hors service. Le
microprocesseur est automatiquement redémarré quand la tension nominale réapparaît.
Le manque ou la coupure de la tension d'alimentation mettent l'appareil hors service, dans ce cas une signalisation est directement émise via le „contact de vie“ (au choix configurés à ouverture ou à fermeture) Des coupures brèves de moins de 50 ms de la tension d'alimentation auxiliaire ne compromettent pas l'exploitation de
l'appareil (voir paragraphe relatif aux données techniques).
Le processeur surveille la tension offset du convertisseur A/D (analogique/digital). La protection est bloquée
en cas d'écarts inadmissibles. En cas de défaut prolongé, le message „Déf. conv. A/D“, n° 181 est émis.
Batterie tampon
L’état de charge de la batterie tampon, qui garantit le fonctionnement de l’horloge interne ainsi que le stockage
des compteurs et des signalisations en cas de perte de la tension auxiliaire, est vérifiée de manière cyclique.
Si la tension aux bornes de la batterie est inférieure au minimum admissible le message d’alarme „Déf.
batterie“, n° 177) est automatiquement émis.
Mémoires internes
La mémoire interne du relais (RAM) est testée lors du démarrage de l’appareil. En cas de détection d’un défaut,
la séquence de démarrage est interrompue et une LED se met à clignoter. En service, la mémoire de l’appareil
est contrôlée par son checksum.
La mémoire contenant les programmes est vérifiée périodiquement (cross sum). Le résultat de la mesure est
comparé à une valeur de référence stockée à l'intérieur de l'appareil.
La mémoire des réglages est également vérifiée périodiquement par la technique du cross sum. Le résultat de
la mesure est comparé à une valeur de référence stockée dans l’appareil et remise à jour après chaque modification de réglage.
En cas de mauvais fonctionnement ou en cas d’anomalie, le système à microprocesseur est redémarré.
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277
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Echantillonnage
La fréquence d’échantillonnage et le synchronisme des convertisseurs analogiques-numériques (CAN) sont
supervisés en permanence. Le moindre écart ne pouvant être supprimé par une nouvelle synchronisation provoque le redémarrage du système à microprocesseur. Dans ce cas, la LED rouge „Erreur“ s'allume. Le relais
de supervision (watchdog) retombe permettant la signalisation de la panne avec son „contact de vie“.
2.19.1.2 Surveillances du logiciel
Watchdog (chien de garde)
Une surveillance de temps hardware (watchdog) est prévue pour la supervision permanente des séquences
d’exécution des programmes, elle réagit et provoque la réinitialisation complète du processeur sitôt qu'une défaillance de celui-ci ou une anomalie dans l'exécution du programme est détectée.
D'autres vérifications software internes de plausibilité dans le déroulement du programme sont prévues pour
la détection d'erreurs d'exécution logicielle. Elles provoquent également la réinitialisation du processeur avec
redémarrage de la protection.
Si une telle erreur n'est pas éliminée par le redémarrage, un second essai de redémarrage est entrepris. Au
bout de trois tentatives infructueuses de redémarrage au sein d'une plage de temps de 30 s, la protection se
met d’elle-même hors service et la LED rouge „ERROR“ s’allume. Le relais de supervision („Chien de garde“)
retombe, permettant la signalisation (à ouverture ou à fermeture).
2.19.1.3 Surveillance des grandeurs de mesure
L'appareil de protection reconnaît dans une large mesure les interruptions ou des court-circuits dans les circuits
secondaires des transformateurs de mesure ainsi que les erreurs de raccordement (important pour la mise en
service) et les signalisations. Tant qu'aucun défaut ne survient, les grandeurs de mesure sont cycliquement
vérifiées de la manière suivante.
Symétrie des courants
Dans un réseau triphasé exempt de défauts, une certaine symétrie des courants est supposée. Cette symétrie
est vérifiée dans l’appareil par une surveillance des valeurs absolues de courant pour chaque point de mesure
triphasé. Le plus petit courant de phase est comparé au plus grand courant de phase. Une asymétrie est détectée si (p. ex. pour point de mesure 1)
|Imin| / |Imax| < FACT.SYM I LM1 tant que Imax / IN > SEUIL.SYM I LM1 / IN
où Imax est le plus fort des trois courants de phase et Imin le plus faible. Le facteur de symétrie FACT.SYM I
LM1 exprime le niveau d’asymétrie des courants de phase, la valeur limite SEUIL.SYM I LM1 représente le
seuil inférieur du domaine de fonctionnement de cette surveillance (voir figure surveillance de symétrie des
courants). Ces deux paramètres sont réglables. Le rapport de retombée est d’environ 97 %.
La surveillance de la symétrie est réalisée séparément pour chaque point de mesure triphasé. Pour la protection différentielle monophasée de jeux de barres, cette fonction n’a pas de sens et est mise hors service. L'erreur est retardée pour le point de mesure correspondant p. ex. signalé avec „Défaut sym ILM1“ (n° 30110).
La signalisation „Défaut sym. I“ (Nr 163) apparaît également.
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Figure 2-114
Surveillance de la symétrie des courants
Symétrie de la tension
Pour l'exploitation normale d’un réseau (par exemple, exempt de défauts), une certaine symétrie des tensions
est supposée. Si les mesures de tension sont raccordées à l'appareil, celles-ci sont utilisées pour réaliser un
contrôle de la symétrie des tensions. A cet effet, les tensions phase-terre sont requises. L’appareil vérifie
ensuite la symétrie des tensions ainsi obtenues en comparant la tension phase-terre de plus petite amplitude
avec la tension phase-terre de plus grande amplitude. Une asymétrie est reconnue si
|Umin| / |Umax| < FACT. SYMETR. U tant que |Umax| > SEUIL SYMETR. U
où Umax est la plus élevée des trois tensions composées et Umin la plus faible. Le facteur de symétrie FACT.
SYMETR. U exprime le niveau d’asymétrie des tensions, la valeur limite SEUIL SYMETR. U représente le
seuil inférieur de la plage de travail de cette surveillance (voir figure Supervision de la symétrie des tensions).
Ces deux paramètres sont réglables. Le rapport de retombée est d’environ 95 %.
Cette perturbation est retardée et signalée par „Défaut sym. U“.
Figure 2-115
Surveillance de la symétrie de la tension
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279
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Somme de tension
Si l'appareil est doté d'entrées de mesure de tension et les utilise, une supervision de la somme des tensions
est possible. Cela suppose de plus que la 4ème entrée de mesure U4 de l'appareil est raccordée à la tension
de décalage (tension e-n de l'enroulement en triangle ouvert) du même jeu de transformateur de tension ou
d'un jeu de transformateur de tension de même valeur galvanique. La somme des trois tensions de phase numérisées doit être égale au triple de la tension homopolaire. Un défaut dans les circuits de tension est détecté
si
UF = |UL1 + UL2 + UL3 + kU·UEN| > 25 V.
Ici, le terme kU tient compte d'une différence de rapport des transformateurs de tension dont le secondaire est
raccordé à l'entrée de mesure de la tension de décalage et les entrées de tension de phase. L'appareil est
informé du réglage des tensions nominales (section 2.1.4 sous le paragraphe „ Données de transformateur de
tension“) par ces données. Le rapport de retombée est d’environ 95 %.
Ce type d’erreur est signalé par l’alarme „Défaut ΣUph-t“ (Nr. 165).
Champ tournant des courants
Pour déceler une inversion éventuelle dans les circuits de courant, l’appareil procède au contrôle, dans une
application triphasée, du sens de rotation des courants de phase par une vérification de l’ordre de passage par
zéro des courants (ayant le même signe avant passage) pour chaque point de mesure triphasé. Pour la protection différentielle monophasée d’un jeu de barres et d’un transformateur monophasé, cette surveillance n’a
pas de sens et est mise hors service.
En particulier, la protection contre les déséquilibres requiert un champ tournant droit. Si l’équipement à protéger dispose d’un champ tournant gauche, celui-ci doit être spécifié lors de la configuration des données générales de l'installation (chapitre 2.1.4 sous „Ordre des phases“).
Le sens de rotation d'un champ tournant droit est vérifé par le contrôle de l'ordre des phases des courants
IL1 avant IL2 avant IL3.
Le contrôle du champ tournant des courants demande une valeur de courant minimale de
|IL1|, |I L2|, |I L3| > 0,5 IN.
Si le champ tournant mesuré diverge du champ paramétré, une signalisation est émise pour le point de mesure
correspondant, p. ex. „Déf.chTrnt ILM1“ (n° 30115). La signalisation „Déf. chmpTrnt I“ (n° 175) apparaît également.
Champ tournant de tension
Si l'appareil est doté d'entrées de mesure de tension et les utilise, leur champ tournant est surveillé. Cela s'effectue pour un champ tournant droit par un contrôle de l'ordre des phases des tensions
UL1 avant UL2 avant UL3
Ce contrôle a lieu si chaque tension de mesure est d'au moins
|UL1|, |UL2|, |UL3| > 40 V/√3
. En cas de champ tournant erroné, le message „Déf. chmpTrnt U“ (n° 176) est émis.
Coupure filerie
En situation de régime stationnaire, la fonction de supervision des circuits de mesure détecte toute interruption
dans les circuits secondaires des transformateurs de courant. En plus des perturbations causées par les équipements à haute tension sur les circuits secondaires, ce type d’interruption provoque la mesure de courants
différentiels par la protection différentielle similaire aux courants de défauts mesurés en cas de défaut interne.
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
La surveillance de coupure de filerie surveille le comportement dynamique des courants pour chaque phase et
pour chaque point de mesure. La plausibilité des valeurs instantanées des courants de chaque phase est vérifiée. Si un courant unique ne correspond pas à la valeur attendue, alors que les autres courants circulent toujours de manière stable, il peut y avoir une coupure de filerie. De plus, il est vérifié si ce courant baisse brutalement ou chute à zéro (de >0,1 · IN) ou ne comporte plus de passage par zéro. Les courants des autres phases
ne peuvent pas simultanément dépasser 2 · IN.
La protection différentielle et la protection différentielle de défaut à la terre sont bloquées en fonction des points
de mesure. Les fonctions de protection, correspondant aux courants asymétriques, sont aussi bloquées tant
qu'elles sont affectées au point de mesure défectueux : la protection temporisée de surtension pour le courant
nul et la protection de déséquilibre. En cas de réaction de la fonction, l’appareil génère l’alarme „Coupure filerie“ avec indication de la phase concernée.
Le blocage est automatiquement annulé dès réapparition d’un courant normal sur la phase concernée.
La détection d'une coupure de filerie comporte des limites techniques. Une coupure de filerie dans un circuit
de courant secondaire ne peut évidemment être reconnu que si un courant a circulé dans la phase correspondante. Une coupure de filerie dans le passage à zéro du courant n'est pas toujours détectée de manière fiable.
Aucune valeur de prévision ne peut être formée, si la fréquence se trouve en dehors de la plage de fonctionnement (fN ± 10 %).
Il faut remarquer ici que les dispositifs de contrôle électroniques n'ont pas le comportement d'un véritable disjoncteur. Cela peut conduire au démarrage de la fonction en cas de contrôle.
Interruption asymétrique de la tension de mesure “Fuse-Failure-Monitor” (surveillance fusion fusible)
En cas d'interruption d'une tension de mesure provoquée par un court-circuit ou une coupure de conducteur
dans le circuit secondaire du transformateur de tension, les fonctions de surveillance et de protection, dont le
fonctionnement est basé sur le dépassement par valeur inférieure d'une tension de mesure, peuvent déclencher des erreurs, ce qui entraînerait un déclenchement involontaire retardé. Pour l'appareil 7UT613/63x, cela
concerne la surveillance de puissance aval P<, la protection à minimum de tension et les fonctions de protection flexibles paramétrables.
Si aucun disjoncteur avec des contacts auxiliaires ajustés en conséquence n'est disponible, mais par ex. des
fusibles, la fonction de supervision de la tension de mesure („Fuse-Failure-Monitor“) pourrait être activée. Il est
naturellement possible d'utiliser en même temps les mini-disjoncteurs au secondaire des transformateurs de
tension et la fonction „Fuse-Failure-Monitor“.
La coupure asymétrique de tensions est caractérisée par un déséquilibre des tensions sans déséquilibre des
courants. La figure 2-116 montre le principe du „Fuse-Failure-Monitors“ pour un effondrement asymétrique de
tension de mesure. Les tensions et les courants de chaque point de mesure ou côté, auxquels sont affectées
les tensions, sont utilisés comme grandeurs de mesure. La surveillance fusion fusible est donc possible uniquement pour les relais 7UT613 et 7UT633 car le relais 7UT635 ne dispose pas d'entrées de tension de
mesure. La surveillance fusion fusible ne peut être utilisée elle-aussi uniquement pour les objets triphasés à
protéger.
Si une asymétrie considérable des tensions apparaît dans les grandeurs de mesure sans qu'une asymétrie des
courants ne soit également enregistrée, il est possible de conclure qu'il y a un défaut asymétrique dans le circuit
secondaire du transformateur.
L'asymétrie des tensions est saisie quand la tension inverse dépasse un seuil réglable FFM U>. Le courant est
considéré comme suffisamment symétrique quand le courant homopolaire et le courant inverse sont en
dessous du seuil réglable . Pour cela, un courant supérieur à la limite doit circuler dans au moins une phase,
car la détection d'asymétrie ne peut pas fonctionner sans une grandeur de mesure minimale.
Dès qu'elle est détectée, toutes les fonctions basées sur la baisse de tension sont bloquées. Ce blocage immédiat n'est effectif que si au moins un courant de phase circule.
Si en l'espace d'env. 10 s après détection du critère, un courant homopolaire ou inverse est détecté, on en
déduit qu'il s'agit d'un court-circuit et le blocage par la „surveillance fusion fusible“ sera annulé pour la durée
de ce défaut. Si au contraire un critère d'effondrement de tension persiste plus longtemps que 10s environ, le
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281
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
blocage restera actif durablement (verrouillage automatique des critères de tension après 10s). C'est seulement 10s après la disparition des critères de tension et une fois remédié au défaut du circuit secondaire que
le blocage disparaît de lui-même et que les fonctions de protection bloquées sont à nouveau actives.
L'autorisation „critère de courant“ pour „Dét.fus fusib“ s'effectue au moyen de l'affectation TP UL1,2,3
ASS aux points de mesure sélectionnés.
La figure 2-116 représente l'affectation au point de mesure 1 ou au côté 1 avec un point de mesure affecté.
C'est-à-dire p. ex. pour l'attribution au côté 2, auquel le point de mesure 2 et le point de mesure 3 sont affectés,
l'évaluation des adresses 1122 IRES LIEU MES2 et 1123 IRES LIEU MES3 a lieu.
Figure 2-116
Diagramme logique du Fuse-Failure-Monitor avec composante homopolaire ou inverse (simplifié)
Interruption triphasée de la tension de mesure “Fuse-Failure-Monitor” (surveillance fusion fusible)
La perte triphasée des tensions de mesure secondaires se distingue d'un défaut réseau réel par le fait que les
courants ne varient pas significativement lors d'une interruption de tensions secondaire. C'est pourquoi les
valeurs des courants sont mémorisées afin de pouvoir calculer la différence entre les valeurs mémorisées. Ceci
permet de calculer les valeurs actuelles et de déterminer ainsi les valeurs de discontinuité des courants (critère
de différence de courants). Les tensions et les courants de chaque point de mesure ou côté, auxquels sont
affectés les tensions, sont déterminants.
Un effondrement des tensions du réseau est détecté si :
• les trois tensions phase-terre chutent toutes à une valeur inférieure à une valeur limite FFM UMES<,
• si la différence de courant n'est pas plus grande dans aucune des trois phases que la valeur escomptée
prédéfinie
• si les trois amplitudes de courant de phase sont plus grandes que le courant de repos Irepos réglé pour le
côté ou le point de mesure correspondant pour la détection d'un disjoncteur enclenché.
Dès la détection d'un tel effondrement de tension, les fonctions de protection correspondantes sont bloquées
jusqu'à ce que la chute de tension soit supprimée, le blocage disparaît ensuite automatiquement. Pour l'appareil 7UT613/63x, cela concerne la surveillance de puissance aval P<, la protection à minimum de tension et les
fonctions de protection flexibles paramétrables.
282
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
2.19.1.4 Instructions de réglage
Surveillances des valeurs de mesure
La sensibilité de la surveillance des valeurs de mesure peut être modifiée. Les valeurs réglées par défaut en
usine sont dans la plupart des cas satisfaisantes. Si, dans certaines applications particulières, on s'attend à
rencontrer des déséquilibres particulièrement élevés dans les mesures de courant et/ou de tensions asymétriques, ou s'il s'avère que certaines fonctions de supervision réagissent de manière sporadique pendant l'exploitation normale du réseau, ces paramètres devront alors être réglés de manière moins sensible.
A l'adresse 8101 SYMETRIE I, la surveillance de la symétrie pour les courants peut être activée En ou Hors
désactivée, et à l'adresse 8102 SYMETRIE U la surveillance de la symétrie pour les tensions (si disponible).
A l'adresse 8105 CHMP TOURNANT I, la surveillance des champs tournants pour les courants peut être
activée En ou Hors désactivée, et à l'adresse 8106 CHMP TOURNANT U la surveillance des champs tournants
pour les tensions (si disponible).
La surveillance de la somme de tensions peut être activée En ou désactivée Hors à l'adresse 8104 SOMME U
(si disponible).
L’adresse 8111 SEUIL.SYM I LM1 détermine, pour la symétrie de courant du point de mesure 1, la limite de
courant au-delà de laquelle la surveillance de la symétrie est active. L’adresse 8112 FACT.SYM I LM1 contient le facteur de symétrie associé, c’est-à-dire la pente de la caractéristique de symétrie. Afin que la surveillance ne réagisse pas à des asymétries de courte durée, elle est temporisée à l'adresse 8113 T SYM IL
M1. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Le réglage est en général de quelques secondes.
La même chose est valable pour d'autres points de mesure, s'ils existent et sont affectés :
adresse 8121 SEUIL.SYM I LM2, 8122 FACT.SYM I LM2 et 8123 T SYM IL M2 pour le point de mesure 2,
adresse 8131 SEUIL.SYM I LM3, 8132 FACT.SYM I LM3 et 8133 T SYM IL M3 pour le point de mesure 3,
adresse 8141 SEUIL.SYM I LM4, 8142 FACT.SYM I LM4 et 8143 T SYM IL M4 pour le point de mesure 4,
adresse 8151 SEUIL.SYM I LM5, 8152 FACT.SYM I LM5 et 8153 T SYM IL M5 pour le point de mesure 5.
L’adresse 8161 SEUIL SYMETR. U détermine la tension limite pour la symétrie de tension, au-delà de laquelle
la surveillance de la symétrie des tensions est activée. L’adresse 8162 FACT. SYMETR. U contient le facteur
de symétrie associé, c’est-à-dire la pente de la caractéristique de symétrie (si les tensions sont disponibles).
Afin que la surveillance ne réagisse pas à des asymétries de courte durée, elle est temporisée à l'adresse 8163
T SYM. SEUIL U. Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres. Le réglage est
en général de quelques secondes.
La fonction de supervision des circuits de mesure peut être activée ou désactivée à l'adresse 8401 SURV.
COUP.FIL..
Interruption asymétrique de la tension de mesure « Fuse-Failure-Monitor » (surveillance fusion fusible)
En cas d'interruption monophasée de la tension de mesure, les valeurs de réglage du "Fuse-Failure-Monitors"
devront être choisies de sorte que, d'une part, une tension de phase démarre de façon fiable (adresse 8426
FFM UMES<) et que d'autre part un déclenchement erroné soit évité en cas de défaut de terre. Pour cette
raison, les adresses 8422 FFM I<M1, 8423 FFM I<M2 et 8424 FFM I<M3 pour le côté ou le point de mesure
correspondant doivent être paramétrées de manière sensible (en dessous du plus petit courant de défaut possible en cas de défauts à la terre). Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
A l'adresse 8403 SURV.FUS.FUSIB., le "Fuse-Failure-Monitor" peut être, par ex. en cas d'essai asymétrique,
désactivé.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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283
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Interruption triphasée de la tension de mesure « Fuse-Failure-Monitor » (surveillance fusion fusible)
Le paramètre 8426 FFM UMES< permet de régler la tension minimale en dessous de laquelle une perte triphasée de tensions est reconnue si un saut du courant ne s'effectue pas simultanément et si les trois courants de
phase sont tous plus importants que le courant minimum réglé pour le côté ou le point de mesure correspondant (adresses 1111 à 1142). Ce réglage n’est possible qu’à l’aide de DIGSI dans Autres paramètres.
2.19.1.5 Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Les réglages par défaut effectués suivants les besoins type du marché considéré sont affichés dans le tableau.
La colonne C (Configuration) indique le courant nominal secondaire du transformateur de courant
correspondant.
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
8101
SYMETRIE I
En
Hors
Hors
Surveillance de symétrie
des courants I
8102
SYMETRIE U
En
Hors
Hors
Surveillance de symétrie
des tensions U
8104
SOMME U
En
Hors
Hors
Surveillance de la somme
des tensions U
8105
CHMP TOURNANT I
En
Hors
Hors
Surveillance champ tournant I
8106
CHMP TOURNANT U
En
Hors
Hors
Surveillance champ tournant U
8111
SEUIL.SYM I LM1
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Symétrie Iph: seuil de
mise en route
8112
FACT.SYM I LM1
0.10 .. 0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
8113A
T SYM IL M1
5 .. 100 s
5s
Symétrie I: temporisation
démarrage M1
8121
SEUIL.SYM I LM2
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Symétrie Iph: seuil de
mise en route
8122
FACT.SYM I LM2
0.10 .. 0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
8123A
T SYM IL M2
5 .. 100 s
5s
Symétrie I: temporisation
démarrage M2
8131
SEUIL.SYM I LM3
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Symétrie Iph: seuil de
mise en route
8132
FACT.SYM I LM3
0.10 .. 0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
8133A
T SYM IL M3
5 .. 100 s
5s
Symétrie I: temporisation
démarrage M3
8141
SEUIL.SYM I LM4
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Symétrie Iph: seuil de
mise en route
284
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Adr.
Paramètre
C
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
8142
FACT.SYM I LM4
0.10 .. 0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
8143A
T SYM IL M4
5 .. 100 s
5s
Symétrie I: temporisation
démarrage M4
8151
SEUIL.SYM I LM5
1A
0.10 .. 1.00 A
0.50 A
5A
0.50 .. 5.00 A
2.50 A
Symétrie Iph: seuil de
mise en route
8152
FACT.SYM I LM5
0.10 .. 0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
8153A
T SYM IL M5
5 .. 100 s
5s
Symétrie I: temporisation
démarrage M5
8161
SEUIL SYMETR. U
10 .. 100 V
50 V
Symétrie Uph: seuil de
mise en route
8162
FACT. SYMETR. U
0.58 .. 0.90
0.75
Symétrie Uph: pente de
caractéristique
8163A
T SYM. SEUIL U
5 .. 100 s
5s
Symétrie Uph: temporisation d'alarme
2.19.1.6 Liste d’informations
N°
161
Information
Surv. mesures I
Type d'info
SgSo
Explications
Contrôle des courants mes, sign. group.
163
Défaut sym. I
SgSo
Défaut symétrie I
164
Surv.U mes.
SgSo
Contrôle des tensions mes, sign. group.
165
Défaut ΣUph-t
SgSo
Défaut somme tensions mes.(phase-terre)
167
Défaut sym. U
SgSo
Défaut symétrie tensions mesurées
171
Déf. chmpTrnt
SgSo
Défaut champ tournant
175
Déf. chmpTrnt I
SgSo
Défaut champ tournant I
176
Déf. chmpTrnt U
SgSo
Défaut champ tournant U
30110
Défaut sym ILM1
SgSo
Défaut non-symétrie des courants LM1
30111
Défaut sym ILM2
SgSo
Défaut non-symétrie des courants LM2
30112
Défaut sym ILM3
SgSo
Défaut non-symétrie des courants LM3
30113
Défaut sym ILM4
SgSo
Défaut non-symétrie des courants LM4
30114
Défaut sym ILM5
SgSo
Défaut non-symétrie des courants LM5
30115
Déf.chTrnt ILM1
SgSo
Défaut champ tournant I lieu de mesure 1
30116
Déf.chTrnt ILM2
SgSo
Défaut champ tournant I lieu de mesure 2
30117
Déf.chTrnt ILM3
SgSo
Défaut champ tournant I lieu de mesure 3
30118
Déf.chTrnt ILM4
SgSo
Défaut champ tournant I lieu de mesure 4
30119
Déf.chTrnt ILM5
SgSo
Défaut champ tournant I lieu de mesure 5
2.19.2
Surveillance du circuit de déclenchement
La protection différentielle 7UT613/63x est équipée d’une fonction de surveillance du circuit de déclenchement.
En fonction du nombre d’entrées binaires encore disponibles, il est possible d’opter pour une surveillance utilisant une seule ou deux entrée binaires. Si la configuration des entrées binaires nécessaires ne correspond
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285
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
pas au type de surveillance sélectionné, un message correspondant en avertit l’utilisateur
(„SurCirDéNonAff“).
2.19.2.1 Description fonctionnelle
Supervision à deux entrées binaires
Si deux entrées binaires sont utilisées, elles doivent être raccordées conformément à la figure 2-117, c'est-àdire parallèlement au contact de commande de l'appareil de protection, d'un côté, et parallèlement au contact
auxiliaire du disjoncteur de l'autre.
Une condition préalable à l’utilisation de la fonction de surveillance du circuit de déclenchement est que la
tension de commande du disjoncteur soit supérieure à la somme des tensions d’activation des deux entrées
binaires (UUSt > 2·UEBmin). Etant donné qu'au moins 19 V sont nécessaires pour chaque entrée binaire, la fonction de surveillance ne pourra être utilisée que pour une tension de commande côté poste supérieure à 38 V.
Figure 2-117
RC
Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires
Contact du relais de commande
DISJ
Disjoncteur
BD
Bobine du disjoncteur
Cont.Aux.1 Contact auxiliaire du disjoncteur (contact de travail)
Cont.Aux.2 Contact auxiliaire du disjoncteur (contact de repos)
Utc
Tension de commande (tension de déclenchement)
UEB1
Tension d'entrée sur la première entrée binaire
UEB2
Tension d'entrée sur la deuxième entrée binaire
Le disjoncteur est représenté en état fermé
En fonction de l’état de commutation du relais de commande et du disjoncteur, les entrées binaires sont actives
(condition logique „H“ dans le tableau suivant) ou inactives (condition logique „L“).
Il est possible que le système se trouve de manière transitoire dans une position telle que les deux entrées
binaires sont inactives, même en l'absence de défaillance du circuit de déclenchement („L“) (p.ex. une transition courte pendant laquelle le contact de déclenchement est fermé, mais le disjoncteur n’a pas encore été
ouvert).
286
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Un maintient prolongé dans cet état n’est possible que lorsque le circuit de déclenchement est interrompu, qu’il
est affecté par un court-circuit, que la tension de commande a disparu (défaillance batterie) ou qu’une défaillance s’est produite dans le mécanisme du disjoncteur.
Tableau 2-11
N°
Etat des entrées binaires en fonction de la position du disjoncteur et de la position du relais de
commande
Relais de commande
Disjoncteur
Cont. Aux 1
Cont. Aux 2
EB 1 EB 2
1
ouverte
EN SERVICE
fermée
ouverte
H
L
2
ouverte
HORS
SERVICE
ouverte
fermée
H
H
3
fermée
EN SERVICE
fermée
ouverte
L
L
4
fermée
HORS
SERVICE
ouverte
fermée
L
H
L’état des deux entrées binaires est vérifié périodiquement. Les vérifications se produisent à environ 500 ms
d'intervalle. Si trois vérifications consécutives n = 3 détectent une anomalie (donc après 1.5 s), l’appareil émet
une signalisation d'erreur. Ces mesures répétées sont utilisées pour éviter l’émission d’une alarme pendant la
manœuvre (brèves défaillances). La signalisation disparaît automatiquement une fois le problème résolu, et ce
après le même laps de temps.
Figure 2-118
Diagramme logique de la surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires
Surveillance par une entrée binaire
L’entrée binaire est connectée, comme indiqué à la figure 2-119, en parallèle avec le contact de déclenchement
associé de l’appareil de protection. Le contact auxiliaire de position du disjoncteur est ponté avec une résistance R de haute impédance.
La tension de commande du disjoncteur doit être supérieure à au moins deux fois la tension d’activation de
l’entrée binaire (UUtc > 2·UEBmin). Etant donné qu'au moins 19 V sont nécessaires pour l'entrée binaire, la fonction de surveillance ne pourra être utilisée que pour une tension de commande côté poste supérieure à 38 V.
Vous trouverez des indications de calcul de la résistance de remplacement R dans le chapitre „Montage et
mise en service“.
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C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
287
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Figure 2-119
RC
Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire
Contact du relais de commande
DISJ
Disjoncteur
BD
Bobine du disjoncteur
Cont.Aux.1 Contact auxiliaire du disjoncteur (contact de travail)
Cont.Aux.2 Contact auxiliaire du disjoncteur (contact de repos)
Utc
Tension de commande (tension de déclenchement)
UEB
Tension d'entrée pour entrée binaire
UR
Tension au niveau de la résistance équivalente
R
Résistance équivalente
En mode de fonctionnement normal, l’entrée binaire est activée (condition logique „H“), lorsque le relais de
commande est ouvert et le circuit de déclenchement intact, puisque le circuit de supervision est fermé par le
contact auxiliaire (pour un disjoncteur fermé) ou par la résistance de réserve R. L’entrée binaire n’est courtcircuitée et ainsi désactivée (condition logique „L“) que si le contact du relais de commande est fermé.
Si l'entrée binaire est continuellement désactivée (en opération normale), cela signifie que le circuit de déclenchement est interrompu ou que la tension de commande a disparu.
La fonction de surveillance du circuit de déclenchement est inactive en cas de présence d'un défaut dans le
système (défaut détecté dans le réseau). Par conséquent, la fermeture momentanée du contact de déclenchement ne provoque pas l'émission d'une signalisation de défaillance. Par contre, la signalisation de défaillance
doit être retardée en cas de fonctionnement de contacts de déclenchement d’autres appareils de protection
connectés en parallèle sur le circuit de déclenchement.
La signalisation disparaît automatiquement une fois le problème résolu, et ce après le même laps de temps.
Figure 2-120
288
Diagramme logique de la surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
2.19.2.2 Instructions de réglage
Lors de la configuration de l'étendue fonctionnelle, le nombre d’entrées binaires par circuit de surveillance a
été paramétré à l’adresse 182 SURV.CIRC.DECL. (voir 2.1.3.1).
Si la configuration des entrées binaires nécessaires ne correspond pas au type de surveillance sélectionné, un
message correspondant en avertit l’utilisateur („SurCirDéNonAff“).
A l’adresse 8201 Surveillance du circuit de déclenchement, la fonction de surveillance du circuit
de déclenchement peut être activée En ou désactivée Hors.
2.19.2.3 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
8201
Paramètre
SURV.CIRC.DECL.
Possibilités de paramétrage
En
Hors
Réglage par
défaut
Hors
Explications
Surveillance du circuit de déclenchement
2.19.2.4 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
6851
>BlocSurCircDéc
SgS
>Bloquer surv. circuit de déclenchement
6852
>SurCirDéRelCmd
SgS
>Cont. aux. rel. cmde surv. circ. décl.
6853
>SurCirDécDisj
SgS
>Cont. aux. disj. surv. circ. décl.
6861
SurCirDéc dés.
SgSo
Surveillance circuit de décl. désact.
6862
SurCirDéc blq.
SgSo
Surveillance circuit de décl. bloquée
6863
SurCirDéc act.
SgSo
Surveillance circuit de décl. active
6864
SurCirDéNonAff
SgSo
Surv. circ décl non active (EB non aff.)
6865
PerturbCircDécl
SgSo
Perturbation circuit de déclenchement
2.19.3
Réactions en cas de défaillance de l’appareil
En fonction du type de défaillance détectée, l'appareil peut générer une alarme, redémarrer le microprocesseur
ou se mettre automatiquement hors service. Si la défaillance est toujours présente après trois tentatives de
redémarrage, l’appareil se met automatiquement hors service. Cette situation engendre la fermeture du relais
de sortie «Device OK», indiquant ainsi la présence d’une panne. De plus, la LED rouge „ERROR“ placée sur
le panneau avant de l'appareil s'allume, à condition qu'il y ait une tension auxiliaire interne et la LED verte
„SERVICE“ s'éteint. Si la tension d’alimentation interne disparaît, toutes les diodes s’éteignent. Le tableau
suivant reprend l'ensemble des fonctions de supervision les plus importantes et synthétise les types de réaction de l'appareil face à une défaillance.
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289
Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
2.19.3.1 Synthèse des plus importantes fonctions de surveillance
Surveillance
Causes possibles
Réaction face à une
défaillance
Perte de la tension auxi- externe (tension auxiliai- Mise hors service de
liaire
re) interne (convertisseur) l'appareil
ou Signalisation
Message
Toutes les diodes sont
éteintes
Saisie de grandeurs de Interne (convertisseurs ou Mise hors service de
LED „ERROR“
mesure
interruption, échantillon- l'appareil de protection, „Déf. conv. A/D“
nage)
Message
Sortie
Retombée
DOK2)
Retombée
DOK2)
interne (décalage)
Mise hors service de
LED „ERROR“
l'appareil de protection, „Erreur offset“
Message
Retombée
DOK2)
Matériel Watchdog
"Chien de garde"
interne (défaillance processeur)
Mise hors service de
l'appareil
LED „ERROR“
Retombée
DOK2)
Logiciel Watchdog
"Chien de garde"
Interne (Séquence de pro- Tentative de redémargramme)
rage 1)
LED „ERROR“
Retombée
DOK2)
Mémoire de travail
Interne (RAM)
Tentative de
redémarrage1),
interruption du lancement
Mise hors service de
l'appareil
LED clignote
Retombée
DOK2)
Tentative de redémarrage 1)
LED „ERROR“
Retombée
DOK2)
Mémoire des paramètres
Interne (EPROM ou RAM) Tentative de redémarrage 1)
LED „ERROR“
Retombée
DOK2)
Configuration 1 A/5
A/0,1 A
Interne (cavalier 1/5/0,1 A Messages,
„Erreur1A/5AFaux“
mal réglé)
mise hors service de la LED „ERROR“
protection
Retombée
DOK2)
Données de calibrage
interne
(appareil non calibré)
Message,
utilisation des valeurs
par défaut
„Défail.Val.Comp“
selon configuration
Batterie tampon
interne (batterie tampon)
Message
„Déf. batterie“
selon configuration
Horloge
Synchronisation temporelle
Message
„Erreur horloge“
selon configuration
Modules
Module ne correspond
pas au numéro de référence de l'appareil
(MLFB)
Messages,
„Erreur carte 0“ ...
Retombée
mise hors service de la „Erreur carte 7“ et le cas DOK2)
protection
échéant
„Déf. conv. A/D“
Interfaces
Interface erronée
Message
Mémoire de programme Interne (EPROM)
„Défail module B“ ...
„Défail module D“
selon configuration
Raccordement Thermo- aucun nombre ou nombre Protection de surchar- „Déf int sondes1“ ou
box
incorrect de Thermobox ge hors service ;
„Déf int sondes2“
Message
selon configuration
Symétrie des courants
Externe (système ou
transformateurs de courants)
Signalisation avec indi- „Défaut sym ILM1“
cation du point de
ou
mesure
„Défaut sym ILM2“
„Défaut sym. I“
selon configuration
Somme de tension
interne
Saisie de grandeurs de
mesure
Message
290
„Défaut ΣUph-t“
selon configuration
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.19 Fonctions de surveillance
Surveillance
Causes possibles
Réaction face à une
défaillance
Message
„Défaut sym. U“
Sortie
Symétrie de la tension
Externe (système ou
Message
transformateur de tension
selon configuration
Champ tournant
Externe (système ou
raccordement)
Signalisation avec indi- „Déf.chTrnt ILM1“
cation du point de
...
mesure
„Déf.chTrnt ILM5“
„Déf. chmpTrnt I“
„Déf. chmpTrnt U“
selon configuration
Coupure filerie
Externe (transformateurs Toutes les fonctions de „CoupFil IL1LM1“
de courants circuit secon- protection concernées „CoupFil IL2LM1“
daire)
sont bloquées
„CoupFil IL3LM1“
...
„CoupFil IL1LM5“
„CoupFil IL3LM5“
„CoupFil IL3LM5“
selon configuration
Disjoncteur
Disjoncteurs
Commande
Signalisation avec indi- „Anom CoAux ILM1“
cation du point de me- ...
sure/du côté
„Anom CoAux ILM5“
ou
„Anom CoAux I C1“
...
„Anom CoAux I C5“
selon configuration
Module EN100
câblage externe/
Module EN100
Message
„Perturb. Canal1“
„Perturb. Canal2“
ou
„Défaill. module“
selon configuration
CFC
interne
Message
„Erreur_CFC“
selon configuration
Surveillance fusion
Externe (transformateurs Message fonctions dé- „Fuse–Failure–Monitor“ selon configufusible (asymétrique et de tensions circuit secon- pendant du minimum
ration
symétrique)
daire)
de tension bloquées
Surveillance du circuit
de déclenchement
1)
2)
Externe (circuit de déclen- Message
chement ou tension de
commande)
„PerturbCircDécl“
selon configuration
Après trois tentatives de redémarrages infructueuses, l’appareil est mis hors service
DOK = „Device Okay“ = contact de vie („watch dog“)
2.19.4
Erreurs de paramétrage
Mais il est possible que des modifications ultérieures de certains réglages et/ou de l’affectation des entrées et
sorties binaires ainsi que de l’attribution des entrées de mesures génèrent des incohérences et nuisent au bon
fonctionnement des fonctions de protection et des fonctions complémentaires.
L’appareil 7UT613/63x contrôle la cohérence des réglages et signale toute contradiction détectée. La protection différentielle de terre, p. ex., ne peut pas être utilisée si aucune entrée de mesure pour le courant de neutre
entre la terre et le point neutre de l’équipement à protéger n’a été affectée.
Ces incohérences sont indiquées dans les signalisations d’exploitation et les signalisations spontanées.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
291
Fonctions
2.20 Contrôle des fonctions
2.20
Contrôle des fonctions
Le contrôle des fonctions coordonne l'exécution des fonctions de protection et complémentaires, traite les informations générées par celles-ci ainsi que les informations en provenance du système.
2.20.1
Logique de mise en route de l'ensemble de l'appareil
2.20.1.1 Excitation générale
Les signaux de démarrage de toutes les fonctions de protection sont connectés à une fonction logique
commune OU et conduisent à un démarrage général de l’appareil. Il est signalé par le message „Démarrage
gén.“. Lorsque plus aucune des fonctions de protection de l'appareil n'est active, l'alarme „Démarrage
gén.“ disparaît (message „Part“).
Le démarrage général de l’appareil est une condition préalable à l’exécution d’une série de fonctions internes
et externes qui en découlent.
Parmi ces fonctions contrôlées par le démarrage général de l’appareil, citons les fonctions internes suivantes :
• Ouverture d’un dossier de défaut : depuis l'apparition de la signalisation de démarrage général jusqu'à la
disparition de celle-ci, toutes les signalisations de défaut sont enregistrées dans un nouveau dossier de
défaut;
• Initialisation de l'enregistrement perturbographique : l’enregistrement et la mise à disposition des grandeurs
de mesures observées pendant le défaut peut également être conditionné par la présence d’un ordre de
déclenchement ;
• Génération d'affichages spontanés : certaines signalisations de défaut apparaissent spontanément à l’écran
d’affichage de l’appareil. Ces messages sont appelés “signalisations spontanées”. Cet affichage peut être
configuré pour être conditionné par la présence d'un ordre de déclenchement ;
• Des fonctions externes peuvent également être contrôlées au moyen d’un contact de sortie, p. ex.
Affichages spontanés
Les affichages spontanés sont des signalisations de défaut qui apparaissent automatiquement à l’écran après
le démarrage général de l’appareil ou un ordre de déclenchement envoyé par l’appareil. Pour la protection
7UT613/63x, il s’agit de :
• „Dém.Prot.“ : démarrage d'une fonction de protection avec indication de phase ;
• „Décl.Prot.“ : déclenchement d'une fonction de protection ;
• „T-Dém“: = l'intervalle de temps séparant l'instant de démarrage général de l'appareil et la retombée de
mise en route, avec indication du temps en ms,
• „T-DECL“: = l'intervalle de temps séparant l'instant de mise en route générale de l'appareil et le premier
ordre de déclenchement, avec indication du temps en ms.
Notez que la protection de surcharge thermique ne dispose pas d’une logique de démarrage comparable aux
autres fonctions de protection. Ce n'est qu'avec l'ordre de déclenchement que la temporisation T-Dém. est
lancée, ce qui ouvre un dossier de défaut. Seule la retombée de l'image thermique de la protection de surcharge met fin au défaut et ainsi à la durée T-Dém.
292
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.20 Contrôle des fonctions
2.20.2
Logique de déclenchement général de l’appareil
2.20.2.1 Déclenchement général
Tous les signaux de déclenchement des fonctions de protection sont regroupés via une fonction logique
commune OU et génèrent le message „Appareil DECL“. Ce message peut être affecté à une LED ou à un relais
de sortie comme tout autre signal de déclenchement individuel. Il peut également être utilisé comme message
de déclenchement collectif. Il convient également pour la sortie de l’ordre de déclenchement du disjoncteur.
Chaque ordre de déclenchement est enregistré séparément pour chaque fonction de protection. Simultanément, la durée minimale de l’ordre de déclenchement T DECL. MIN est démarrée. Elle garantit la transmission
de l’ordre de déclenchement vers le disjoncteur pendant un temps suffisamment long même si la fonction de
protection déclenchée retombe très rapidement ou si le disjoncteur est plus rapide. La commande de déclenchement ne peut pas retomber tant qu'une des fonctions de protection ne l'est pas (aucune fonction ne doit
plus être sollicitée) et tant que la temporisation supervisant la durée minimum de déclenchement n'est pas
écoulée.
Figure 2-121
Enregistrement et retombée de l’ordre de déclenchement général
Blocage réenclenchement
Après le déclenchement du disjoncteur par une fonction de protection, il est souvent nécessaire d'empêcher
un redémarrage jusqu'à ce que la cause du déclenchement ait été éliminée.
Ce blocage de réenclenchement peut être réalisé au moyen des fonctions logiques configurables par l’utilisateur (CFC). La protection 7UT613/63x est livrée avec une logique CFC qui maintient l’ordre de déclenchement
de l’appareil jusqu’à ce qu’il soit acquitté manuellement. Ce module est présenté à l’annexe sous la section
„Schémas CFC prédéfinis“. Le message de sortie interne „DEC et acq“ doit en plus être affecté au relais de
déclenchement dont la commande doit être maintenue.
L’acquittement peut être réalisé via l’entrée binaire „ACQ DECL“. Par défaut (réglage usine), l’acquittement de
l’ordre de déclenchement se fait au moyen de la touche de fonction F4 sur la face avant de l’appareil.
Si vous ne souhaitez pas le blocage de réenclenchement, il vous suffit d’effacer dans la matrice d’affectation
le lien entre le message interne „DEC et acq“ et la source „CFC“.
Remarque
La signalisation unique interne „DEC et acq“ n'est pas influencée par les options de réglage Bloc. relais
des fonctions de protection. Si cette signalisation est affectée à un relais de déclenchement, il est activé lors
du déclenchement de la fonction de protection, y compris lorsque la fonction de protection est réglée sur Bloc.
relais.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
293
Fonctions
2.20 Contrôle des fonctions
Signalisations dépendantes de l’ordre de déclenchement
La mémorisation des signalisations affectées sur LED ainsi que l’émission de signalisations spontanées
peuvent être rendues dépendantes du fait que l’appareil ait émis ou non un ordre de déclenchement. Ces signalisations ne sont donc pas générées lorsqu'une ou plusieurs fonctions de protection ont démarré – suite à
la présence d'un défaut - sans donner lieu à l'émission d'une commande de déclenchement du relais
7UT613/63x (cas, par exemple de l'élimination du défaut par une autre protection installée à un autre endroit
du réseau). Ces signalisations sont donc limitées aux défauts affectant l’équipement à protéger.
Figure 2-122
Schéma logique des signalisations dépendantes des commandes de déclenchement
Statistique de déclenchement
Le nombre de déclenchements engendrés par l’appareil 7UT613/63x est comptabilisé.
En outre, le système détermine le courant de défaut éliminé pour chaque pôle et chaque point de mesure à
chaque déclenchement, l’indique comme signalisation de défaut et le comptabilise dans une mémoire. Le
critère pour la constatation des intensités de courant et l'accumulation des courants est l'activation d'une commande de déclenchement de n'importe quelle fonction de protection.
Les compteurs et mémoires sont protégés contre les pertes de la tension auxiliaire. Ils peuvent être remis à
zéro ou à une valeur initiale réglable. Pour de plus amples informations, voir la description du système SIPROTEC 4.
294
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.21 Déconnexion du lieu de mesure
2.21
Déconnexion du lieu de mesure
2.21.1
Description fonctionnelle
Lors de la révision ou d'une coupure de service des parties de l'installation, il est parfois nécessaire de soustraire certains points de mesure du traitement du système de protection différentielle. Pour une révision du disjoncteur C à la figure 2-123, on l'isolerait p.ex. à l'aide des sectionneurs voisins.
L'objet à protéger principal, le transformateur, est alimenté dans cet exemple sur le côté S1 via les points de
mesure M1 et M2, sur le côté S2 se trouve le point de mesure M3. Le point de mesure M2 doit alors être invalidé
en raison de la révision du disjoncteur. Si on le communique à l'appareil via une entrée binaire – dans ce cas
„>Découpl LM2“ –, ce point de mesure n'est plus utilisé pour la formation des grandeurs de protection différentielle. Le point de mesure est libéré, c-à-d. que tous les travaux peuvent être réalisés sans influence sur les
fonctions utilisées des côtés, comme p. ex. sur la protection différentielle.
Figure 2-123
Emplacement avec 11/2 disjoncteur (3 disjoncteurs pour 2 sorties de transformateur)
Le point de mesure souhaité peut être libéré par une entrée binaire correspondante. Une telle entrée binaire
est possible pour chaque travée dans le cas d'une protection de jeu de barres monophasée.
La libération fonctionne seulement dans la plage de fréquences spécifique à la protection, c-à-d pour fN =
50/60 Hz de 10 à 66 Hz et pour fN = 16,7 Hz de 10 à 22 Hz. Si le critère de courant est désactivé par l'entrée
binaire „>Découpl I>=0“, la plage de fréquences spécifique ne s'applique pas non plus. La libération n'est
donc pas conçue pour le blocage dans la procédure de démarrage d'une machine. Les possibilités de blocage
des fonctions de protection doivent être utilisées de préférence.
La libération n'est effective que si aucun courant ne circule via le point de mesure à libérer. Pour ce faire, on
attend que le courant provenant du point de mesure dépasse par valeur inférieure le seuil IRES LIEU MES1,
IRES LIEU MES2 à IRES LIEU MES5 du point de mesure correspondant. Si la libération est réussie, elle
est signalée par une entrée binaire correspondante, p. ex. le message „LM2 découplé“. Le seuil de courant
n'est ensuite plus demandé.
La désactivation de l'entrée binaire met fin à la libération. Il est aussi nécessaire dans ce cas qu'aucun courant
ne circule au moment de l'arrêt.
Vous pouvez contourner la condition selon laquelle la libération ne peut être effective et arrêtée seulement si
aucun courant ne circule. Si vous souhaitez que la libération soit aussi effective lorsque du courant circule,
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
295
Fonctions
2.21 Déconnexion du lieu de mesure
vous devez activer en plus de l'entrée binaire correspondante à la libération („>Découpl LMx“) l'entrée
binaire „>Découpl I>=0“ (30361). Une logique CFC peut aussi être utilisée à cet effet.
L'action de la libération est enregistrée dans l'appareil dans NV-RAM et protégée contre les pertes de tension
auxiliaire, c-à-d. qu'en cas de perte éventuelle de tension auxiliaire, la dernière information est conservée via
la libération. Si la tension auxiliaire est rétablie, l'état enregistré est comparé à celui des entrées binaires. Les
fonctions de protection ne peuvent être réactivées que si les informations respectives sont conformes. L'inconsistence est indiquée par l'émission du message „Anom découpl LM“ (30145), et le contact "chien de garde"
de l'appareil ne peut fermer. Si le statut des entrées binaires est de nouveau conforme aux informations enregistrées, l'appareil peut de nouveau fonctionner.
La libération agit de telle sorte que les courants du points de mesure libérés, tant qu'ils sont affectés à un côté
de l'objet principal à protéger, sont réglés sur zéro pour chaque fonction de protection affectée à ce côté. Des
courants éventuels qui sont introduits après la libération de l'installation par ce point de mesure n'ont plus
d'effet ici. Les courants des entrées de mesure supplémentaires monophasées affectés au point de mesure
libéré restent cependant valides. Les courants restent aussi valides pour les fonctions de protection qui ne sont
pas affectés à un côté.
Aucune fonction de protection n'est bloquée. La protection différentielle continue de fonctionner avec les grandeurs de mesure disponibles restantes. Dans l'exemple ci-dessus, le transformateur peut continuer à être
utilisé via le point de mesure M1, pour lequel la protection différentielle reste pleinement opérationnelle.
Les fonctions de surintensité affectées à un côté, continuent de fonctionner même sans le courant du point de
mesure libéré.
Les fonctions de surintensité affectées uniquement au point de mesure libéré (donc pas via une définition de
côté) conservent cependant les courants d'un point de mesure libéré, et fonctionnent aussi avec les courants
du points de mesure libéré. Si nécessaire, elles doivent être bloquées via les informations de libération (par
l'affectation correspondante des entrées binaires ou via une fonction logique CFC).
La protection différentielle de terre ne reçoit également plus de courant du point de mesure libéré. Si elle est
affectée à un côté avec plusieurs points de mesure, elle peut continuer à fonctionner avec les courants des
autres points de mesure. Si le point de mesure libéré est la seule source triphasée pour la protection différentielle de terre, l'effet du courant neutre est conservé. La protection différentielle de terre est donc immédiatement déclenchée pour un courant neutre supérieur à son seuil de réponse. Un tel courant doit être un courant
de défaut dans l'objet à protéger, il ne peut provenir du réseau car il est séparé de l'objet à protéger.
296
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.21 Déconnexion du lieu de mesure
2.21.2
N°
Liste d’informations
Information
Type d'info
Explications
30080
LM1 découplé
SgSo
Lieu de mesure 1 découplé
30081
LM2 découplé
SgSo
Lieu de mesure 2 découplé
30082
LM3 découplé
SgSo
Lieu de mesure 3 découplé
30083
LM4 découplé
SgSo
Lieu de mesure 4 découplé
30084
LM5 découplé
SgSo
Lieu de mesure 5 découplé
30085
I1 découplé
SgSo
I1 découplé
30086
I2 découplé
SgSo
I2 découplé
30087
I3 découplé
SgSo
I3 découplé
30088
I4 découplé
SgSo
I4 découplé
30089
I5 découplé
SgSo
I5 découplé
30090
I6 découplé
SgSo
I6 découplé
30091
I7 découplé
SgSo
I7 découplé
30092
I8 découplé
SgSo
I8 découplé
30093
I9 découplé
SgSo
I9 découplé
30094
I10 découplé
SgSo
I10 découplé
30095
I11 découplé
SgSo
I11 découplé
30096
I12 découplé
SgSo
I12 découplé
30361
>Découpl I>=0
SgS
>Découplage sans test sur courant = 0
30362
>Découpl LM1
SgS
>Découplage lieu de mesure 1
30363
>Découpl LM2
SgS
>Découplage lieu de mesure 2
30364
>Découpl LM3
SgS
>Découplage lieu de mesure 3
30365
>Découpl LM4
SgS
>Découplage lieu de mesure 4
30366
>Découpl LM5
SgS
>Découplage lieu de mesure 5
30367
>Découpl I1
SgS
>Découplage I1
30368
>Découpl I2
SgS
>Découplage I2
30369
>Découpl I3
SgS
>Découplage I3
30370
>Découpl I4
SgS
>Découplage I4
30371
>Découpl I5
SgS
>Découplage I5
30372
>Découpl I6
SgS
>Découplage I6
30373
>Découpl I7
SgS
>Découplage I7
30374
>Découpl I8
SgS
>Découplage I8
30375
>Découpl I9
SgS
>Découplage I9
30376
>Découpl I10
SgS
>Découplage I10
30377
>Découpl I11
SgS
>Découplage I11
30378
>Découpl I12
SgS
>Découplage I12
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
297
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
2.22
Fonctions complémentaires
Parmi les fonctions complémentaires de la protection différentielle 7UT613/63x figurent
• le traitement des signalisations,
• les mesures d’exploitation,
• la mémorisation des données perturbographiques de court-circuit.
2.22.1
Traitement des signalisations
2.22.1.1 Généralités
Les informations générées par la protection lors de la réaction de l’équipement suite à un défaut sont utiles
pour l’élaboration d’un diagnostique précis. L'équipement dispose à cet effet de fonctions de traitement des
signalisations agissant sur trois niveaux :
Affichages et sorties binaires (relais de sortie)
Les événements et les états importants sont signalés par les LEDs (diodes électroluminescentes) sur la face
avant de l'appareil. L’appareil est en outre équipé de relais de sortie pour la signalisation à distance. La plupart
des contacts de signalisation et des LEDs peuvent être librement affectés par l'utilisateur dans la limite des
informations identifiées par la protection (réglages en usine, voir annexe). Le manuel du système SIPROTEC
4 décrit plus en détail la manière de réaliser le paramétrage des entrées-sorties de l'appareil.
Les LEDs et les relais de signalisation peuvent fonctionner au choix en mode mémorisé (extinction par touche
d'acquittement LED) ou non mémorisé (reviennent à l'état de repos après disparition de l'événement ayant provoqué la fermeture du contact).
La mémorisation est sécurisée contre les pertes de tension auxiliaire. Les informations peuvent être réinitialisées
• localement à l'aide de la touche d'acquittement "RESET LED",
• à distance, en transitant par une entrée binaire affectée à cette tâche,
• par l'une des interfaces série,
• automatiquement au début de chaque nouvelle mise en route.
Les signalisations d'état ne doivent pas être mémorisées. Elles ne peuvent de toute façon pas être réinitialisées
tant que le critère qui les a provoqué n'a pas disparu. Ceci s'applique, par exemple, aux signalisations des fonctions de supervision interne.
Une LED verte signale que l’appareil est en marche („RUN“), elle ne peut pas être acquittée. Elle s'éteint si la
routine de surveillance du microprocesseur détecte une anomalie ou s’il y a perte de la tension d’alimentation
auxiliaire.
Une défaillance interne à l'équipement sans perte de la tension auxiliaire provoque l'allumage de la LED rouge
(„ERROR“). Ceci signifie que la protection est bloquée.
Au moyen de DIGSI, vous pouvez activer individuellement les relais de sortie et les diodes de l’appareil et ainsi
contrôler si les raccordements à l’installation sont corrects (pendant la phase de mise en service, p. ex.). Dans
une boîte de dialogue, vous pouvez, p. ex., activer chaque relais de sortie et ainsi contrôler le câblage entre
l’appareil 7UT613/63x et l’installation sans devoir simuler les signalisations qui y sont affectées.
298
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Informations accessibles sur l'écran intégré de la protection ou sur le PC
Les événements et états peuvent être consultés sur l'écran de la face avant de l’appareil. Par ailleurs, l’interface utilisateur à l’avant ou l’interface de service permettent, p. ex., de connecter un ordinateur personnel
auquel les informations sont alors transmises.
A l’état de repos, cad en l’absence de toute perturbation du réseau, des informations d’exploitation (aperçu des
mesures) peuvent être visualisées sur l'écran d’affichage (affichage de base). Dans le cas d’une perturbation
du réseau, elles sont remplacées par les informations relatives à la perturbation, que l’on appelle “signalisations spontanées“. Les informations d’exploitation sont réaffichées dès l’acquittement des signalisations de
défaut. La procédure d'acquittement est identique à celles des voyants lumineux (voir plus haut).
L’appareil dispose en outre de plusieurs mémoires d’événements, ainsi pour les signalisations d’exploitation,
les signalisations de défaillance, la statistique de déclenchement etc., qui sont protégées par une batterietampon contre l’interruption de la tension auxiliaire. Ces signalisations sont accessibles et peuvent être visualisées à tout moment sur l’écran de l’appareil ou être transmises à l’ordinateur personnel via l’interface série
utilisateur. La procédure de lecture des signalisations est décrite en détail dans le manuel du système SIPROTEC 4.
Les informations sur les événements sont également accessibles, à l’aide du logiciel DIGSI (et du PC associé)
et visualisés sur l’écran grâce à un déroulement guidé par menus. Il est alors possible d'imprimer les données
ou de les stocker sur un support de mémoire pour une exploitation ultérieure.
Informations vers un système de contrôle-commande
Les informations mémorisées peuvent être transmises vers une unité centrale de contrôle-commande et de
sauvegarde si l’appareil dispose d’une interface système série. La transmission peut s’effectuer au moyen de
divers protocoles de communication standardisés.
A l’aide de DIGSI, vous pouvez vérifier si les signalisations sont correctement transmises.
Vous pouvez également simuler (de manière software) les informations transmises au centre de conduite, en
exploitation ou lors des tests. Le protocole CEI 60870-5-103 autorise pendant le contrôle de l’appareil localement que toutes les signalisations et valeurs de mesure transmises à la centrale de conduite sont identifiées
par la mention „mode test“, comme étant la cause de la signalisation, de manière à pouvoir reconnaître qu’il
ne s’agit pas de signalisations de défauts réels. Il est également possible d'inhiber en mode test toute transmission d'information via l’interface système („blocage de transmission“).
Modifier les informations envoyées vers l'interface système pendant le mode d'essai („mode test“ et „blocage
de transmission“), nécessite une liaison logique via CFC qui a d'ailleurs déjà été créée en usine (voir annexe).
Dans le manuel de description du système du SIPROTEC 4, vous trouverez comment activer ou désactiver le
mode de test et le verrouillage de la transmission.
Répartition des signalisations
Les signalisations sont cataloguées comme suit :
• Signalisations de service (Messages d'exploitation): Ils comprennent les informations pouvant apparaître
lors du fonctionnement de l'appareil. Elles incluent les informations relatives au statut des fonctions de l'appareil, aux mesures, aux données du système, à l'enregistrement de commandes de contrôle et autres informations semblables.
• Signalisations de défaut: Il s’agit des messages portant sur les huit derniers défauts électriques reconnus
par l’appareil.
• Signalisations concernant les Statistiques de manoeuvre: Il s'agit de la comptabilisation des ordres de déclenchement du disjoncteur émis par l'appareil, ainsi que des valeurs des courants interrompus et des courants de courts-circuits accumulés.
• Effacement et initialisation des signalisations spécifiées ci-dessus.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
299
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Vous trouverez dans l’annexe une liste complète de toutes les fonctions de signalisation et de sortie pouvant
être générées par l’appareil, avec leur numéro de référence correspondant. La liste comprend également l'indication de toutes les adresses vers lesquelles ces informations peuvent être envoyées. Si des fonctions sont
non disponibles dans une version disposant de moins de fonctions ou qu'elles sont configurées pour n'être
pas disponibles, leurs messages, bien entendu, ne peuvent pas apparaître sur l'affichage.
2.22.1.2 Messages d'exploitation
Les messages d'exploitation sont des informations générées par l’appareil en service et relatives à son fonctionnement.
L’appareil peut enregistrer jusqu’à 200 messages d'exploitation par ordre chronologique. Chaque nouvelle signalisation est ajoutée en fin de liste. Dès que la capacité maximale de la mémoire est épuisée, le message le
plus ancien est écrasé par le plus récent.
Les messages d'exploitation arrivent automatiquement et peuvent être consultés à tout moment sur l’écran de
visualisation de l’appareil ou sur l’écran d’un PC connecté. Les courts-circuits détectés sur le réseau sont uniquement signalés au moyen de „défaut réseau“ et du numéro du défaut en cours. Les données détaillées sur
le déroulement d'un défaut réseau sont contenues dans les messages de défaut.
2.22.1.3 Signalisations de défauts
Il est possible de consulter, après l'apparition d'un défaut, l'ensemble des informations le décrivant, comme la
mise en route et le déclenchement. Une référence de temps absolu fournie par l’horloge interne au système
est attribuée au début de la perturbation. Le déroulement du défaut est présenté avec une référence de temps
relative au démarrage, permettant ainsi de connaître la durée du défaut jusqu’au déclenchement et jusqu’à la
retombée de l’ordre de déclenchement. La résolution de la datation est de 1 ms.
Un défaut réseau commence avec la reconnaissance d’un défaut par le démarrage de n’importe quelle fonction
de protection et se termine par la retombée de l’excitation de la dernière fonction de protection. Si une perturbation entraîne le démarrage de plusieurs fonctions de protection, on considère qu'il y a une seule défaillance
qui débute au démarrage de la première fonction de protection et prend fin à la retombée de la dernière fonction
de protection.
Affichages spontanés
Après un défaut, les données essentielles du défaut apparaissent automatiquement à l’écran, sans aucune
autre manipulation, dans l’ordre indiqué à la figure 2-124.
Figure 2-124
300
Affichage de signalisations spontanées sur l’écran de l’appareil
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Signalisations intérrogeables
Les signalisations relatives aux huit derniers défauts peuvent être appelées et consultées. Au total, 600 messages peuvent être mémorisés. Chaque nouvelle signalisation est ajoutée en fin de liste. Dès que la capacité
maximale de la mémoire est épuisée, le message le plus ancien est écrasé par le plus récent.
2.22.1.4 Messages spontanés
Les messages spontanés représentent l’enregistrement de tous les messages en cours. Chaque nouvelle signalisation apparaît immédiatement, sans qu'une mise à jour ne soit nécessaire. Cela s’avère très utile
pendant la commande, la vérification et la mise en service.
Vous pouvez consulter les messages spontanés à l'aide de DIGSI. Voir trouverez de plus amples indications
à ce sujet dans la description du système SIPROTEC 4.
2.22.1.5 Interrogation générale
L'interrogation générale consultable à l'aide de DIGSI offre la possibilité de connaître à tout moment l'état de
l'appareil SIPROTEC 4. Tous les messages affiliés à l'interrogation générale sont actualisés.
2.22.1.6 Statistique de déclenchement
Le nombre des déclenchements provoqués par l'appareil est compté, le courant interrompu lors de chaque
ordre de déclenchement est déterminé, signalé et additionné puis mémorisé.
Les messages de statistique sont des compteurs d’ordres de manœuvre du disjoncteur émis par l'appareil ainsi
que des valeurs de courants de court-circuit éliminés accumulées, provoqués par les fonctions de protection
de l’appareil. Les valeurs de mesure spécifiées sont exprimées en grandeurs primaires.
Les compteurs et mises en mémoire des statistiques de déclenchement sont sauvegardés dans l’appareil. Ils
sont dès lors protégés contre toute interruption de la tension auxiliaire. Ils peuvent être réinitialisés sur zéro ou
sur une valeur de départ à choisir dans les limites de réglage.
Les messages peuvent être visualisés sur l'écran intégré à l'appareil ou sur un PC raccordé à l'interface de
dialogue avant ou de service au moyen du programme DIGSI.
L’introduction d’un mot de passe n’est pas nécessaire pour la lecture des compteurs et des mémoires, mais
est requise pour l’opération d’effacement.
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301
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
2.22.2
Valeurs de mesure
2.22.2.1 Affichage et transmission des valeurs de mesure
Les mesures d’exploitation et les valeurs de comptage sont calculées en arrière-plan par le système à microprocesseur. Elles peuvent être visualisées sur l'écran intégré à l'appareil ou sur un PC raccordé à l'interface de
commande au moyen du programme DIGSI ou encore transférées à un contrôle-commande via l’interface système.
Le calcul des mesures d’exploitation est également réalisé durant un cas de défaut à des intervalles d’environ
0,6 s.
L'appareil mesure, outre les grandeurs de mesure saisies aux niveau des entrés de mesure, un grand nombre
d'autres valeurs. De nombreuses valeurs de mesure sont calculées à partir des grandeurs mesurées et relatives à l'application correspondante. Les possibilités d'adaptation flexible de l'appareil aux différents types d'objets à protéger avec différentes topologies suppose donc une adaptation tout aussi flexible de l'édition des
valeurs de mesure d'exploitation. Seules les valeurs d'exploitation résultant des grandeurs de mesure raccordées et qui ont un sens pour les cas configurés sont affichées.
La condition préalable à un affichage correct des valeurs primaires et des pourcentages est l'introduction complète et exacte de la topologie de l'équipement à protéger et de ses grandeurs nominales ainsi que des grandeurs nominales des transformateurs.
Pour les points de mesure, les grandeurs de mesure primaires et secondaires sont éditées, conformément au
tableau 2-12. Selon le type de version du relais, le type de raccordement et topologie de celui-ci et des fonctions de protection configurées, seule une partie des valeurs listées dans ce tableau seront disponibles. Pour
les transformateurs monophasés, toutes les grandeurs de la phase L2 manquent.
Les puissances S, P, Q sont calculées à partir du point de mesure auquel les transformateurs de tensions sont
également affectés. Si les transformateurs de tension sont affectés à un côté de l'équipement à protéger, c'est
la somme des courants qui s'applique, au cas où le côté a plusieurs points de mesure. En cas de protection de
jeu de barres monophasée, le calcul de la puissance n'est pas possible.
La définition normale des signes est que la puissance entrant dans l'objet à protéger est considérée comme
positive : les composantes effectives en direction de l'équipement à protéger, les composantes réactives inductives en direction de l'équipement à protéger sont positives. Il est à l'occasion souhaitable de définir la consommation de puissance venant de l'équipement à protéger (par ex. vu du côté consommateur d'un transformateur) comme étant positive. A l'aide du paramètre adresse 1107 Convention P,Q, il est possible
d'inverser les signes de ces composantes.
Pour les appareils sans entrées de mesure de tension, il est cependant possible d'éditer une tension et une
puissance apparente, si une tension est raccordée via une résistance externe à une entrée monophasée de
mesure du courant. Au moyen d’une fonction logique programmée dans la CFC (module CFC „Life_Zero“), le
courant proportionnel à la tension peut ainsi être mesuré et affiché comme tension „Umes“. La procédure est
décrite plus en détail dans le manuel CFC.
De même, la puissance apparente „S“ n’est pas une grandeur mesurée mais est calculée à partir de la tension
nominale paramétrée de l’équipement à protéger et des courants circulant effectivement au côté 1 : soit
pour des applications triphasées ou
302
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
pour un transformateur monophasé. Si l’on utilise par contre la mesure de la tension décrite au paragraphe
précédent, celle-ci peut être appliquée pour le calcul de la puissance apparente avec les courants du côté 1
(réglable). La puissance apparente est ici éditée sous forme d'amplitude ; elle ne contient pas d'information sur
la direction.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
303
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Tableau 2-12
Valeurs de mesure d'exploitation (amplitudes) des points de mesure
Mesures
primaire secondaire
% par rapport à
IL1M1, IL2M1, IL3M1
IL1M2, IL2M2, IL3M2
IL1M3, IL2M3, IL3M3 1)
Courants de phase aux points de
mesure M1 à M3 1)
A; kA
A
I1M1, I2M1, 3I0M1
I1M2, I2M2, 3I0M2
I1M3, I2M3, 3I0M3 2)
Composante directe, inverse et homo- A; kA
polaire triple des courants aux points de
mesure M1 à M3 2)
A
IL1M4, IL2M4, IL3M4
IL1M5, IL2M5, IL3M5 1) 5)
Courants de phase aux points de
mesure M4 à M5 1) 5)
A; kA
A
I1M4, I2M4, 3I0M4
I1M5, I2M5, 3I0M5 2) 5)
Composante directe, inverse et homo- A; kA
polaire triple des courants aux points de
mesure M4 à M5 2) 5)
A
IZ1; IZ2; IZ3
Courants aux points de mesure monophasés Z1 à Z3
A; kA
A
IZ45)
Courant au point de mesure supplémentaire Z4 5)
A; kA
A
I1 à I9 3)
Courants aux entrées de mesure 3)
A; kA
A
Courant nominal d'exploitation
I10 à I12 3) 5)
Courants aux entrées de mesure 3) 5)
A; kA
A
Courant nominal d'exploitation
UL1T; UL2T; UL3T 1) 4)
Tensions phase-terre au point de
mesure triphasé de tension 1) 4)
V; kV;
MV
V
Tension nominale d'exploitation / √3
UL12; UL23; UL31 1) 4)
Tensions phase-phase au point de
mesure triphasé de tension 1) 4)
V; kV;
MV
V
Tension nominale d'exploitation
U1; U2; U0 2) 4)
Composantes directe, inverse et homo- V; kV;
polaire au point de mesure triphasé de MV
tension 2) 4)
V
Tension nominale d'exploitation / √3
Uen 4)
Déphasage en cas de raccordement à
l'entrée de mesure de tension monophasée 4)
V
Tension nominale d'exploitation
U4 4)
Tension à l'entrée de mesure de tension V; kV;
monophasée 4)
MV
V
Tension nominale d'exploitation
S, P, Q 1) 4)
Puissance apparente, active et réactive MVA,
—
1) 4)
MW,
kVA; kW
Tension apparente nominale
d'exploitation
f
Fréquence
Hz
Hz
fréquence nominale
cos ϕ 1) 4)
Facteur de puissance 1) 4)
(abs)
—
(abs)
Tension à partir du courant à l'entrée de V; kV;
mesure monophasée 6)
MV
—
—
S 7)
Puissance apparente 7)
kVA;
MVA
—
—
U/f 4)
Surexcitation 4)
UN/fN
—
UN/fN
Umes
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
6)
—
Courant nominal d'exploitation du côté affecté ou si
point de mesure pas affecté,
alors 403..405 „IN-EXPL
PRIM LM3..5“
- si affectation au côté → voir
valeur de mesure „ILxSy“.
- si affectation au point de
mesure → voir valeur de
mesure „ILxMz“
- si pas affecté → alors „INPRI TC IZ1..4“
uniquement pour objets à protéger triphasés, aussi transformateurs monophasés
uniquement pour objets à protéger triphasés, pas pour transformateurs monophasés
uniquement pour protection monophasée de jeux de barres
uniquement sur 7UT613 et 7UT633, avec des entrées de mesure de tension
uniquement sur 7UT635
si configuré et relié dans CFC
calculé à partir des courants de phase et de la tension nominale ou Umes
304
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Outre les grandeurs mesurées et calculées au niveau des points de mesure, des grandeurs de mesure sont
également éditées sur les côtés de l'objet à protéger. Il est donc possible d'obtenir les données pertinentes
pour l'objet à protéger, même si l'équipement à protéger est alimenté par plusieurs points de mesure, comme
p. ex. le côté haute-tension (C1) du transformateur. En outre, on obtient des valeurs relatives, rapportées au
côté de l'équipement à protéger. Un courant n'entrant pas dans l'équipement à protéger mais passant par deux
points de mesure d'un côté (p.ex. un courant passant d'un jeu de barre à l'autre via M1 et M2) est annulé et est
donc théoriquement nul, puisqu'aucun courant n'entre dans l'équipement à protéger.
Le tableau 2-13 contient un résumé des mesures d’exploitation affectées aux côtés. Selon le type de version
du relais, le type de raccordement et topologie de celui-ci et des fonctions de protection configurées, seule une
partie des valeurs listées dans ce tableau seront disponibles. Le tableau n'est pas valable pour la protection
de jeu de barres monophasée, puisqu'aucun côté n'y est défini.
Tableau 2-13
Valeurs de mesure d'exploitation (montants) des côtés
Mesures
primaire secondaire
1)
par rapport à
IL1C1, IL2C1, IL3C1
IL1C2, IL2C2, IL3C2
IL1C3, IL2C3, IL3C3 1)
Courants de phase aux côtés C1 à C3
A; kA
—
Courant nominal d'exploitation du côté correspondant
I1C1, I2C1, 3I0C1
I1C2, I2C2, 3I0C2
I1C3, I2C3, 3I0C3 2)
Composante directe, inverse et homo- A; kA
polaire triple des courants des côtés C1
à C3 2)
—
Courant nominal d'exploitation du côté correspondant
IL1C4, IL2C4, IL3C4
IL1C5, IL2C5, IL3C5 1) 3)
Courants de phase aux côtés C4 à C5 1) A; kA
—
Courant nominal d'exploitation du côté correspondant
I1C4, I2C4, 3I0C4
I1C5, I2C5, 3I0C5 2) 3)
Composante directe, inverse et homo- A; kA
polaire triple des courants des côtés C4
à C5 2) 3)
—
Courant nominal d'exploitation du côté correspondant
1)
2)
3)
3)
uniquement pour objets à protéger triphasés, aussi transformateurs monophasés
uniquement pour objets à protéger triphasés, pas pour transformateurs monophasés
uniquement sur 7UT635
Les positions de phase sont indiquées dans le tableau 2-14. La valeur de référence pour les objets à protéger
triphasés est le courant IL1M1 (courant dans phase L1 au point de mesure M1), dont la position de phase est
donc 0°. Pour la protection de jeu de barres monophasée, le courant I1 a la position de phase 0°, c'est donc la
référence.
Selon le type de version du relais, le type de raccordement et topologie de celui-ci et des fonctions de protection configurées, seule une partie des positions de phase listées dans ce tableau seront disponibles.
Les positions de phase sont indiquées en degrés. Comme le traitement ultérieur de ces grandeurs (dans la
CFC ou lors de la transmission via les interfaces) requiert toutefois des grandeurs adimensionnelles, on a
choisi des références arbitraires, qui sont indiquées dans le tableau 2-14 sous le titre „conversion en %“.
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305
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Tableau 2-14
Valeurs d'exploitation mesurées (positions de phase)
Mesures
ϕIL1M1, ϕIL2M1, ϕIL3M1
ϕIL1M2, ϕIL2M2, ϕIL3M2
ϕIL1M3, ϕIL2M3, ϕIL3M3 1)
Conversion % 6)
Dimension
Angle de phase des courants aux points de
mesure M1 à M3, relatif à IL1 M1 1)
°
ϕIL1M4, ϕIL2M4, ϕIL3M4
Angle de phase des courants aux points de
ϕIL1M5, ϕIL2M5, ϕIL3M5 1) 5) mesure M4 et M5, relatif à IL1 M1 1) 5)
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕIZ1; ϕIZ2; ϕIZ3
Angle de phase des courants aux points de
mesure supplémentaires monophasés Z1 à Z3,
relatif à IL1M13
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕIZ4 5)
Angle de phase des courants au point de mesure °
monophasé supplémentaire Z4, relatif à IL1M1 5)
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕI1 à ϕI9 3)
Angle de phase des courants aux entrées de
mesure, relatif à I1 3)
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕI10 à ϕI12 3) 5)
Angle de phase des courants aux entrées de
mesure, relatif à I1 3) 5)
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕUL1T; ϕUL2T; ϕUL3T 1) 4)
Angle de phase des tensions au point de mesure °
triphasé de la tension, relatif à IL1M1 ou I1 1) 4)
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕUen 4)
Angle de phase de la tension de déphasage, en °
cas de raccordement d'une entrée de mesure
monophasée de la tension, relatif à IL1M1 ou I1 4)
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕU4 4)
Angle de phase de la tension à l'entrée de
mesure monophasée de la tension, relatif à
IL1M1 ou I1 4)
0° = 0 %
360° = 100 %
1)
2)
3)
4)
5)
6)
0° = 0 %
360° = 100 %
°
uniquement pour objets à protéger triphasés, aussi transformateurs monophasés
uniquement pour objets à protéger triphasés, pas pour transformateurs monophasés
uniquement pour protection monophasée de jeux de barres
uniquement sur 7UT613 et 7UT633, avec des entrées de mesure de tension
uniquement sur 7UT635
uniquement pour CFC et interfaces
2.22.2.2 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
7601
Paramètre
CALCUL PUIS.
Possibilités de paramétrage
avec Uparam
avec Umesurée
Réglage par
défaut
avec Uparam
Explications
Le calcul de puissance s'effectue
2.22.2.3 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
621
UL1T =
Mes
Tension UL1T
622
UL2T =
Mes
Tension UL2T
623
UL3T =
Mes
Tension UL3T
624
UL12 =
Mes
Tension UL12
625
UL23 =
Mes
Tension UL23
626
UL31 =
Mes
Tension UL31
627
Utn =
Mes
Mesure Utn (grandeur mesurée)
306
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
N°
Information
Type d'info
Explications
629
U1 =
Mes
Tension U1 (composante directe)
630
U2 =
Mes
Tension U2 (composante inverse)
641
P=
Mes
Mesure puissance active P
642
Q=
Mes
Mesure puissance réactive Q
644
f=
Mes
Mesure f (fréquence)
645
S=
Mes
Mesure S (puissance apparente)
721
IL1C1=
Mes
Mesure courant L1 côté 1
722
IL2C1=
Mes
Mesure courant L2 côté 1
723
IL3C1=
Mes
Mesure courant L3 côté 1
724
IL1C2=
Mes
Mesure courant L1 côté 2
725
IL2C2=
Mes
Mesure courant L2 côté 2
726
IL3C2=
Mes
Mesure courant L3 côté 2
727
IL1C3=
Mes
Mesure courant L1 côté 3
728
IL2C3=
Mes
Mesure courant L2 côté 3
729
IL3C3=
Mes
Mesure courant L3 côté 3
765
U/f =
Mes
Surexcitation (U/Un) / (f/fn)
901
cosϕ =
Mes
Facteur de puissance COS PHI
30633
ϕI1=
Mes
Angle de phase I1
30634
ϕI2=
Mes
Angle de phase I2
30635
ϕI3=
Mes
Angle de phase I3
30636
ϕI4=
Mes
Angle de phase I4
30637
ϕI5=
Mes
Angle de phase I5
30638
ϕI6=
Mes
Angle de phase I6
30639
ϕI7=
Mes
Angle de phase I7
30640
3I0C1=
Mes
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) côté 1
30641
I1C1=
Mes
Mesure I1 (comp. directe) côté 1
30642
I2C1=
Mes
Mesure I2 (comp. inverse) côté 1
30643
3I0C2=
Mes
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) côté 2
30644
I1C2=
Mes
Mesure I1 (comp. directe) côté 2
30645
I2C2=
Mes
Mesure I2 (comp. inverse) côté 2
30646
I1=
Mes
Mesure de courant I1
30647
I2=
Mes
Mesure de courant I2
30648
I3=
Mes
Mesure de courant I3
30649
I4=
Mes
Mesure de courant I4
30650
I5=
Mes
Mesure de courant I5
30651
I6=
Mes
Mesure de courant I6
30652
I7=
Mes
Mesure de courant I7
30653
I8=
Mes
Mesure de courant I8
30656
Umesur.=
MesU
Mesure U (mesurée à travers I7/I8)
30661
IL1 LM1=
Mes
Mesure IL1 sur lieu de mesure 1
30662
IL2 LM1=
Mes
Mesure IL2 sur lieu de mesure 1
30663
IL3 LM1=
Mes
Mesure IL3 sur lieu de mesure 1
30664
3I0 LM1=
Mes
Mesure 3I0 (homopolaire) sur l. de mes.1
30665
I1 LM1=
Mes
Mesure I1 (comp directe) sur l. de mes.1
30666
I2 LM1=
Mes
Mesure I2 (comp inverse) sur l. de mes.1
30667
IL1 LM2=
Mes
Mesure IL1 sur lieu de mesure 2
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307
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
N°
Information
Type d'info
Explications
30668
IL2 LM2=
Mes
Mesure IL2 sur lieu de mesure 2
30669
IL3 LM2=
Mes
Mesure IL3 sur lieu de mesure 2
30670
3I0 LM2=
Mes
Mesure 3I0 (homopolaire) sur l. de mes.2
30671
I1 LM2=
Mes
Mesure I1 (comp directe) sur l. de mes.2
30672
I2 LM2=
Mes
Mesure I2 (comp inverse) sur l. de mes.2
30673
IL1 LM3=
Mes
Mesure IL1 sur lieu de mesure 3
30674
IL2 LM3=
Mes
Mesure IL2 sur lieu de mesure 3
30675
IL3 LM3=
Mes
Mesure IL3 sur lieu de mesure 3
30676
3I0 LM3=
Mes
Mesure 3I0 (homopolaire) sur l. de mes.3
30677
I1 LM3=
Mes
Mesure I1 (comp directe) sur l. de mes.3
30678
I2 LM3=
Mes
Mesure I2 (comp inverse) sur l. de mes.3
30679
IL1 LM4=
Mes
Mesure IL1 sur lieu de mesure 4
30680
IL2 LM4=
Mes
Mesure IL2 sur lieu de mesure 4
30681
IL3 LM4=
Mes
Mesure IL3 sur lieu de mesure 4
30682
3I0 LM4=
Mes
Mesure 3I0 (homopolaire) sur l. de mes.4
30683
I1 LM4=
Mes
Mesure I1 (comp directe) sur l. de mes.4
30684
I2 LM4=
Mes
Mesure I2 (comp inverse) sur l. de mes.4
30685
IL1 LM5=
Mes
Mesure IL1 sur lieu de mesure 5
30686
IL2 LM5=
Mes
Mesure IL2 sur lieu de mesure 5
30687
IL3 LM5=
Mes
Mesure IL3 sur lieu de mesure 5
30688
3I0 LM5=
Mes
Mesure 3I0 (homopolaire) sur l. de mes.5
30689
I1 LM5=
Mes
Mesure I1 (comp directe) sur l. de mes.5
30690
I2 LM5=
Mes
Mesure I2 (comp inverse) sur l. de mes.5
30713
3I0C3=
Mes
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) côté 3
30714
I1C3=
Mes
Mesure I1 (comp. directe) côté 3
30715
I2C3=
Mes
Mesure I2 (comp. inverse) côté 3
30716
IL1C4=
Mes
Mesure courant L1 côté 4
30717
IL2C4=
Mes
Mesure courant L2 côté 4
30718
IL3C4=
Mes
Mesure courant L3 côté 4
30719
3I0C4=
Mes
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) côté 4
30720
I1C4=
Mes
Mesure I1 (comp. directe) côté 4
30721
I2C4=
Mes
Mesure I2 (comp. inverse) côté 4
30722
IL1C5=
Mes
Mesure courant L1 côté 5
30723
IL2C5=
Mes
Mesure courant L2 côté 5
30724
IL3C5=
Mes
Mesure courant L3 côté 5
30725
3I0C5=
Mes
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) côté 5
30726
I1C5=
Mes
Mesure I1 (comp. directe) côté 5
30727
I2C5=
Mes
Mesure I2 (comp. inverse) côté 5
30728
IZ1=
Mes
Mesure IZ1 (entrée TC supplémentaire 1)
30729
IZ2=
Mes
Mesure IZ2 (entrée TC supplémentaire 2)
30730
IZ3=
Mes
Mesure IZ3 (entrée TC supplémentaire 3)
30731
IZ4=
Mes
Mesure IZ4 (entrée TC supplémentaire 4)
30732
I9=
Mes
Mesure de courant I9
30733
I10=
Mes
Mesure de courant I10
30734
I11=
Mes
Mesure de courant I11
30735
I12=
Mes
Mesure de courant I12
308
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
N°
Information
Type d'info
Explications
30736
ϕIL1LM1=
Mes
Angle de phase IL1 lieu de mes. 1
30737
ϕIL2LM1=
Mes
Angle de phase IL2 lieu de mes. 1
30738
ϕIL3LM1=
Mes
Angle de phase IL3 lieu de mes. 1
30739
ϕIL1LM2=
Mes
Angle de phase IL1 lieu de mes. 2
30740
ϕIL2LM2=
Mes
Angle de phase IL2 lieu de mes. 2
30741
ϕIL3LM2=
Mes
Angle de phase IL3 lieu de mes. 2
30742
ϕIL1LM3=
Mes
Angle de phase IL1 lieu de mes. 3
30743
ϕIL2LM3=
Mes
Angle de phase IL2 lieu de mes. 3
30744
ϕIL3LM3=
Mes
Angle de phase IL3 lieu de mes. 3
30745
ϕIL1LM4=
Mes
Angle de phase IL1 lieu de mes. 4
30746
ϕIL2LM4=
Mes
Angle de phase IL2 lieu de mes. 4
30747
ϕIL3LM4=
Mes
Angle de phase IL3 lieu de mes. 4
30748
ϕIL1LM5=
Mes
Angle de phase IL1 lieu de mes. 5
30749
ϕIL2LM5=
Mes
Angle de phase IL2 lieu de mes. 5
30750
ϕIL3LM5=
Mes
Angle de phase IL3 lieu de mes. 5
30751
ϕIZ1=
Mes
Angle de phase IZ1
30752
ϕIZ2=
Mes
Angle de phase IZ2
30753
ϕIZ3=
Mes
Angle de phase IZ3
30754
ϕIZ4=
Mes
Angle de phase IZ4
30755
ϕI8=
Mes
Angle de phase I8
30756
ϕI9=
Mes
Angle de phase I9
30757
ϕI10=
Mes
Angle de phase I10
30758
ϕI11=
Mes
Angle de phase I11
30759
ϕI12=
Mes
Angle de phase I12
30760
U4 =
Mes
Mesure U4
30761
U0mes=
Mes
U0 (tension homopolaire) mesurée
30762
U0calc=
Mes
U0 (tension homopolaire) calculée
30792
ϕUL1T=
Mes
Angle de phase UL1T
30793
ϕUL2T=
Mes
Angle de phase UL2T
30794
ϕUL3T=
Mes
Angle de phase UL3T
30795
ϕU4=
Mes
Angle de phase U4
30796
ϕUtn=
Mes
Angle de phase Utn
2.22.3
Mesures thermiques
Selon sa configuration, l'appareil peut mesurer et afficher des valeurs de mesure thermiques.
2.22.3.1 Description
Les valeurs de mesure thermiques sont indiquées dans le tableau 2-15. Elles ne peuvent apparaître que si une
des protections de surcharge est configurée sur Disponible. Les valeurs de mesure disponibles dépendent
également de la méthode sélectionnée de détection de surcharge et le cas échéant, du nombre de sondes de
température raccordées au Thermobox.
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C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
309
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Les températures de point chaud sont calculées pour les transformateurs pour chaque phase. Il y a donc une
indication de phase pour les enroulements Y, et une indication phase-phase pour les enroulements D. Pour les
indices de couplage usuels, ceux-ci correspondent aux extrémités des enroulements. Cependant, pour les
indices de couplage inhabituels (créés par inversion de phase), l'affectation à partir de l'indice de couplage
n'est pas toujours univoque.
Les grandeurs de mesure des échauffements se rapportent à la température de déclenchement Pour les températures, il n’y a pas de grandeurs de référence. Comme le traitement ultérieur de ces grandeurs (dans la
CFC ou lors de la transmission via les interfaces) requiert toutefois des grandeurs adimensionnelles, on a
choisi des références arbitraires, qui sont indiquées dans le tableau 2-15 sous le titre „conversion en %“.
Tableau 2-15
Mesures thermiques
Mesures
Dimension
θL1/θHORS; θL2/θHORS; Valeur thermique de chaque phase, relaθL3/θHORS 1)
tive à la valeur de déclenchement
%
θ/θHORS 1)
Valeur thermique résultante, relative à la
valeur de déclenchement
Taux de vieillissement 2) 3)
taux de vieillissement relatif L
Res Alarme 2) 3)
Réserve de charge K jusqu'à l'alarme
point chaud/vieillissement
%
Rés Alarm 2) 3)
Réserve de charge K jusqu'au déclenchement point chaud/vieillissement
%
%
sans dimension
θ Skl L1; θ Skl L2; θ Température de point chaud pour chaque
Skl L3 2) 3)
phase pour enroulement Y ou Z
°C ou °F
θ Skl L12; θ Skl L23; Température de point chaud pour chaque
phase pour enroulement D
θ Skl L31 2) 3)
°C ou °F
θ RTD 1... θ RTD 12 Température mesurée aux
3)
sondes de température 1 à 12
°C ou °F
1)
2)
3)
4)
Conversion % 4)
0 °C = 0 %
500 °C = 100 %
0 °F = 0 %
1000 °F = 100 %
uniquement protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255-8 : adresse 142 PROT. SURCHARGE =
Avec sonde Temp
uniquement protection de surcharge avec calcul de point chaud selon CEI 60354 : adresse 142 PROT. SURCHARGE
= selon CEI 354
uniquement avec Thermobox raccordé
uniquement pour CFC et interfaces
2.22.3.2 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
044.2611 Θ/Θdecl=
Mes
Température de fonctionnement
044.2612 Θ/ΘdeclL1=
Mes
Température de surcharge pour L1
044.2613 Θ/ΘdeclL2=
Mes
Température de surcharge pour L2
044.2614 Θ/ΘdeclL3=
Mes
Température de surcharge pour L3
044.2615 Θ bra L1=
Mes
Surcharge: température branche L1
044.2616 Θ bra L2=
Mes
Surcharge: température branche L2
044.2617 Θ bra L3=
Mes
Surcharge: température branche L3
044.2618 Θ bra L12=
Mes
Surcharge: température branche L12
044.2619 Θ bra L23=
Mes
Surcharge: température branche L23
044.2620 Θ bra L31=
Mes
Surcharge: température branche L31
044.2621 Tx vieil
Mes
Prot. surcharge: taux de vieillissement
310
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
N°
Information
Type d'info
Explications
044.2622 Res SIGN
Mes
Prot. surcharge: réserve avant signal.
044.2623 ResALARM
Mes
Prot. surcharge: réserve avant alarme
204.2611 2ΘΘdécl =
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér d'exploit
204.2612 2ΘΘdéclL1=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér d'exploitL1
204.2613 2ΘΘdéclL2=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér d'exploitL2
204.2614 2ΘΘdéclL3=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér d'exploitL3
204.2615 2.Θ détL1=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér déterm L1
204.2616 2.Θ détL2=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér déterm L2
204.2617 2.Θ détL3=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér déterm L3
204.2618 2.ΘdétL12=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér déterm L12
204.2619 2.ΘdétL23=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér déterm L23
204.2620 2.ΘdétL31=
Mes
Prot. de surcharge-2: Tempér déterm L31
204.2621 Tauxvie2=
Mes
Prot. de surcharge-2: Taux de vieil. L
204.2622 Ressign2=
Mes
Prot. de surcharge-2: rés. K avant Sign
204.2623 ResAlARM2=
Mes
Prot. de surcharge-2: rés. K avant Alarm
766
Mes
Image thermique surexcitation
U/f therm=
910
I2 therm=
Mes
Mesure de surcharge I2therm (%)
1068
Θ RTD1 =
Mes
Température sur RTD 1
1069
Θ RTD 2 =
Mes
Température sur RTD 2
1070
Θ RTD 3 =
Mes
Température sur RTD 3
1071
Θ RTD 4 =
Mes
Température sur RTD 4
1072
Θ RTD 5 =
Mes
Température sur RTD 5
1073
Θ RTD 6 =
Mes
Température sur RTD 6
1074
Θ RTD 7 =
Mes
Température sur RTD 7
1075
Θ RTD 8 =
Mes
Température sur RTD 8
1076
Θ RTD 9 =
Mes
Température sur RTD 9
1077
Θ RTD10 =
Mes
Température sur RTD 10
1078
Θ RTD11 =
Mes
Température sur RTD 11
1079
Θ RTD12 =
Mes
Température sur RTD 12
2.22.4
Mesures du courant différentiel et du courant stabilisant
Selon la configuration de l'appareil, celui-ci mesure des valeurs de mesure spécifiques à la protection
différentielle.
2.22.4.1 Description
Les valeurs différentielles et de stabilisation de la protection différentielle et de la protection différentielle de
terre conformément au tableau 2-16 peuvent également être lues. Elles se rapportent toujours au courant
nominal de l'équipement à protéger résultant des données nominales paramétrées de l'équipement à protéger
(section 2.1.5). En cas de transformateurs à enroulements multiples avec des enroulements de configurations
différentes, l'enroulement le plus puissant est décisif, pour les jeux de barres et les lignes, c'est le courant
nominal d'exploitation paramétré de l'équipement à protéger. Pour la protection monophasée de jeux de
barres, seules les valeurs de la phase raccordée et déclarée apparaissent.
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311
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Pour la protection différentielle de défaut à la terre, les données nominales des courants de phase servent de
grandeur de référence.
Tableau 2-16
Valeur de mesure de la protection différentielle
Mesures
% par rapport à
IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3
Courants différentiels calculés sur les trois phases
Courant nominal d'exploitation
équipement à protéger
IStabL1, IStabL2, IStabL3
Courants de stabilisation calculés sur les trois phases Courant nominal d'exploitation
équipement à protéger
IDiffEDS
Courant différentiel calculé de la
protection différentielle de terre
Courant nominal d'exploitation
côté ou
point de mesure triphasé
IStabEDS
Courant de stabilisation calculé de la
protection différentielle de terre
Courant nominal d'exploitation
côté ou
point de mesure triphasé
2.22.4.2 Liste d’informations
N°
Information
199.2640 IDiffDeT=
Type d'info
Mes
Explications
Idiff diff. de terre (exprimé /InO)
199.2641 IStabDeT=
Mes
Istab diff. de terre (exprimé /InO)
205.2640 IDiffT2=
Mes
Idiff t-2 = (% du courant ref InO)
205.2641 IStab2=
Mes
IStab t-2 = (% du courant ref InO)
7742
IDiffL1=
Mes
IDiffL1= (% du courant de réf. InO)
7743
IDiffL2=
Mes
IDiffL2= (% du courant de réf. InO)
7744
IDiffL3=
Mes
IDiffL3= (% du courant de réf. InO)
7745
IStabL1=
Mes
IStabL1= (% du courant de réf. InO)
7746
IStabL2=
Mes
IStabL2= (% du courant de réf. InO)
7747
IStabL3=
Mes
IStabL3= (% du courant de réf. InO)
2.22.5
Valeurs limites pour mesures
2.22.5.1 Définition de valeurs limites
L’appareil 7UT613/63x autorise le paramétrage de valeurs limites pour des grandeurs de mesure et de compteur importantes.
Si une de ces limites fixées est dépassée par le haut ou par le bas, l'appareil crée une signalisation d'alarme,
qui est affichée comme message d'exploitation. Comme toutes les signalisations d’exploitation, celle-ci peut
être affectée à une LED et/ou un relais de sortie et transmis via les interfaces. Contrairement aux fonctions de
protection (comme la protection de surintensité temporisée ou la protection de surcharge), ce programme de
surveillance fonctionne en arrière-plan et ne peut pas toujours réagir lors de changements rapides des grandeurs de mesure par ex. en cas de défaut entraînant une activation des fonctions de protection. Etant donné
qu’une signalisation n’est en outre émise que lorsque les valeurs limites sont dépassées à plusieurs reprises,
ces fonctions de surveillance ne peuvent pas réagir directement avant un déclenchement de la protection.
On peut définir des limites, si vous avez configuré de façon analogue leurs grandeurs de mesure et de comptage via CFC (voir le manuel système SIPROTEC 4 /1/).
312
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
2.22.6
Compteur d'énergie
Les valeurs comptées pour le travail actif et réactif sont calculées en arrière-plan par le système à microprocesseur. Elles peuvent être visualisées sur l'écran intégré à l'appareil ou sur un PC raccordé à l'interface de
commande au moyen du programme DIGSI ou encore transférées à un contrôle-commande via l’interface système.
2.22.6.1 Comptage de l'énergie
La protection 7UT613/63x permet l'intégration des puissances calculées sur le temps et met les résultats à disposition dans les valeurs de mesure. Il est possible d'en lire les composants suivant le tableau 2-17. „Rapport“
et „Emission“ sont toujours vus à partir de l'équipement à protéger. Les signes de valeurs de travail sont fonction (comme pour les puissances) du réglage de l'adresse 1107 Convention P,Q. En cas de protection de
jeu de barres monophasée, le calcul du travail n'est pas possible.
Le comptage de l'énergie ne peut avoir lieu que là où un calcul de puissance est possible.
Les valeurs sont toujours incrémentées positivement ; aucune décrémentation n'a lieu. Cela signifie par exemple, qu'en cas de travail actif positif, Wp+ augmente ; en cas de travail négatif Wp – augmente, mais Wp+ ne
diminue pas, etc.
N'oubliez pas que le relais 7UT613/63x est en premier lieu un appareil de protection. L'exactitude des valeurs
de mesure dépend des transformateurs de mesure (normalement enroulement de protection) et des tolérances
de l'appareil. Ce comptage n'est donc pas approprié pour un comptage de tarifaire.
Les compteurs peuvent être (ré)initialisés sur zéro ou sur une valeur de départ à choisir (voir manuel de description du système SIPROTEC 4).
Tableau 2-17
Mesures d'énergie d'exploitation
Valeurs de mesure
primaire
Wp+
Energie active, émission
kWh, MWh, GWh
Wp–
Energie active, réception
kWh, MWh, GWh
Wq+
Energie réactive, émission
kVARh, MVARh, GVARh
Wq–
Energie réactive, réception
kVARh, MVARh, GVARh
Comptage des heures de fonctionnement
L'équipement protégé est considéré en service lorsqu'un courant transite sur au moins un côté, cad. que le
seuil minimal de détection d'un flux de courant est dépassé, donc p.ex. pour le côté 1 le seuil IRES COTE 1
(adresse 1111). Un courant ne transitant pas dans l'équipement à protéger par deux points de mesure d'un
côté ne compte donc pas, car aucun courant ne traverse l'équipement à protéger.
Pour la protection de jeux de barres, le jeu de barres est considéré en service lorsque le courant transite par
au moins un point de mesure (donc une travée).
Les heures de service sont comptées dans le relais 7UT613/63x et éditées dans les valeurs de mesure. La
limite supérieure est 999.999 heures (env. 114 ans).
Il est possible de régler une valeur limite pour les heures de service permettant d'émettre une signalisation de
service lorsqu'elle est atteinte.
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313
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
2.22.6.2 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
-
RéinCompt.
iSgS_C
Réinitialisation des compteurs
888
Wp(puls)=
ImpE
Energie Wp (compteur par impulsions)
889
Wq(puls)=
ImpE
Energie Wq (compteur par impulsions)
916
Wp∆ =
-
Incrément d'énergie active
917
Wq∆ =
-
Incrément d'énergie réactive
924
Wp+=
MesE
Energie active Wp+
925
Wq+=
MesE
Energie réactive Wq+
928
Wp-=
MesE
Energie active Wp-
929
Wq-=
MesE
Energie réactive Wq-
2.22.7
Fonction flexible
Les fonctions flexibles peuvent être utilisées pour différentes tâches de protection, de surveillance et de
mesure. Jusqu'à 12 fonctions flexibles peuvent être configurées dans le relais 7UT613/63x.
Les fonctions flexibles peuvent être configurées comme fonctions de protection autonomes (p.ex. autre protection de surintensité temporisée pour un point de mesure), former des seuils supplémentaires pour des fonctions de protection déjà existantes ou être utilisées pour des fonctions de surveillance ou de commande. Lors
de la détermination de l'étendue des fonctions (section 2.1.3), vous pouvez indiquer le nombre des fonctions
flexibles.
Chaque fonction flexible est configurée par la détermination des grandeurs d'entrée analogiques, le type de
traitement des valeurs de mesure et, le cas échéant, le lien logique. Les réglages pour les valeurs limites, les
temporisations, etc. sont commutables avec les groupes de paramètres (voir section 2.1.5 sous „Groupes de
paramètres“).
2.22.7.1 Description fonctionnelle
Généralités
Lors de la configuration d'une fonction flexible, vous déterminez vous-même quelles valeurs de mesure acheminées vers l'appareil doivent être traités et comment. Les grandeurs de mesure peuvent être saisies directement (p. ex. courants) ou être combinées par calcul (p. ex. composante directe des courants ou puissance à
partir des courants et tensions).
Il est possible de surveiller les grandeurs de mesure pour vérifier si elles dépassent, par le haut ou par le bas,
une valeur limite réglable. Des temporisations, un blocage et des possibilités de liaison par fonctions logiques
(CFC) définissables par l'utilisateur sont possibles.
Une fonction flexible peut signaler l'état à surveiller, être utilisée pour des fonctions de commande ou réagir au
déclenchement d'un ou plusieurs disjoncteurs. Dans le dernier cas, l'activation a lieu aussi pour la protection
contre les défaillances du disjoncteur, lors de l'ordre de déclenchement, si elle a les mêmes caractéristiques
d'affectation.
Grandeurs de mesure
Toutes les grandeurs de mesure acheminées vers l'appareil peuvent servir de grandeurs d'entrée analogiques
pour une fonction flexible.
314
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Les grandeurs triphasées peuvent être traitées en commun ou séparément. En commun signifie par exemple
que le dépassement d'une valeur limite commune est surveillée pour les trois courants de phase d'un point de
mesure, mais qu'il est signalé et traité séparément. Tous les réglages sont communs aux trois courants. Il est
également possible de configurer une fonction flexible propre à chacun des trois courants de phase, cette grandeur est alors précisément évaluée et la violation de la condition limite est traitée individuellement. Les réglages sont indépendants les uns des autres.
Les valeurs déduites (calculées) peuvent également être évaluées. S'il faut par exemple évaluer la composante directe des trois courants de phase, la composante directe est calculée à partir des trois grandeurs d'entrée
analogiques (courants de phase) et elle est prise en compte comme grandeur évaluée. De manière correspondante, la puissance totale peut être calculée à partir des trois courants et des trois tensions correspondantes
(6 grandeurs d'entrée) puis évaluée.
Traitement
En cas de dépassement de la valeur limite réglée, la fonction est activée.
Au bout d'une temporisation d'excitation réglable, la signalisation d'excitation a lieu. La temporisation d'excitation est nécessaire lorsque l'excitation doit être stabilisée dans le temps, cad que la condition à surveiller doit
avoir duré un certain minimum de temps avant que d'autres actions soient entreprises. La temporisation d'excitation est utile également lorsqu'un rapport de retombée sensible (proche de 1) est nécessaire et qu'il faut
donc éviter des signaux sporadiques d'excitation en cas de grandeurs de mesure avoisinant la valeur de réponse. Pour les tâches de protection, la temporisation d'excitation n'est pas utilisée, la plupart du temps (réglage sur 0), à moins que des conditions transitoires doivent être pontées (p.ex. augmentation de courants de
déclenchement).
La retombée de l'excitation peut également être temporisée. Le signal d'excitation est encore maintenu pour
ce temps de retombée après élimination du critère d'excitation. Ceci peut par exemple être utilisé pour surveiller les événements intermittents, lorsque de petites interruptions doivent être pontées entre les violations
de valeurs limites.
Si la fonction doit passer en déclenchement, une temporisation de déclenchement est la plupart du temps nécessaire. Celle-ci commence lorsque l'excitation est activée, cad. après expiration d'une éventuelle temporisation d'excitation. La temporisation de déclenchement continue de s'écouler tant qu'aucune retombée de l'excitation n'a lieu, c'est-à-dire aussi pendant une éventuelle temporisation de retombée. Il faut en tenir compte
lorsqu'une temporisation de retombée a été réglée (voir également les indications de réglage dans ce chapitre).
Un ordre de déclenchement donné demeure jusqu'à ce que l'excitation soit retombée, le cas échéant, même
en cas de temporisation de retombée. L'ordre demeure cependant au moins pendant la durée minimale de déclenchement réglée en commun pour toutes les fonctions de déclenchement (adresse 851 T DECL. MIN, voir
chapitre 2.1.4 sous „Données disjoncteur (Données de poste 1)“).
Le rapport de retombée peut être adapté aux exigences. En cas de dépassement par le haut d'une valeur
limite, il ne peut être qu'inférieur à 1, en cas de dépassement par le bas, que supérieur à 1.
Blocage dynamique
Chaque fonction flexible peut être bloquée de l'extérieur via une entrée binaire affectée de manière correspondante. Pendant le blocage, aucune excitation n'est possible. Une excitation éventuellement existante retombe
aussitôt. Les temporisations, y compris la temporisation de retombée, sont réinitialisées.
Les blocages internes sont activés p.ex. quand les grandeurs de mesure se trouvent en dehors de la plage de
fonctionnement des fonctions, ainsi que lors de défauts internes (matériel, logiciel).
Les surveillances des grandeurs de mesure peuvent également provoquer le blocage d'une fonction flexible.
Vous pouvez déterminer si un blocage interne doit être actif en cas de perte secondaire de tension de mesure
pour une fonction réagissant au traitement de tensions (tension ou puissance). La perte de tension peut aussi
bien avoir été signalée par le disjoncteur de protection pour transformateurs de tension via l'entrée binaire
„>Décl. IP Ulign“ (N°. 361) que par une surveillance interne de la tension („Fuse-Failure-Monitor“, voir
chapitre 2.19.1).
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315
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Pour une fonction qui réagit au traitement de courants (courant ou puissance), vous pouvez choisir si la fonction doit être bloquée en cas de détection de rupture de fil dans le circuit de courant secondaire du/des point(s)
de mesure concerné(s).
Autres possibilités d'intervention
Vous pouvez enfin influencer une fonction flexible via une liaison logique de ses signaux avec d'autres internes
ou de signaux de l'extérieur couplés via une entrée binaire. Vous établissez les liaisons via des fonctions logiques (CFC) définissables par l'utilisateur.
De cette manière, vous pouvez p. ex. obtenir un blocage en cas de détection d'un courant de magnétisation
pour une fonction de surintensité temporisée. La détection d'un courant de magnétisation fait partie de la fonction de surintensité temporisée conformément à la section 2.4.2.
Vous pouvez également obtenir une commutation dynamique des valeurs de réponse en configurant deux fois
une fonction de protection flexible (fonction de surintensité temporisée) avec des valeurs de réponse différentes. En fonction des critères de commutation dynamique des valeurs de réponse conformes à la section 2.6,
une des fonctions est autorisée et l'autre est bloquée.
Vous pouvez combiner surintensité, surtension, direction de puissance et fréquence ou pour les tâches de découplage du réseau ou pour le délestage de charge. Il est possible de déduire des critères pour la surexcitation
et la sous-excitation ou la régulation de la puissance réactive à partir de la mesure de la puissance réactive.
2.22.7.2 Instructions de réglage
Généralités
Les fonctions flexibles peuvent être paramétrées uniquement par le PC, à l'aide de DIGSI. Jusqu'à 20 fonctions
flexibles pour la protection ou la supervision sont possibles. Chaque fonction peut être configurée individuellement, avec les possibilités décrites ci-dessous.
Veuillez tenir compte du fait que les fonctions possibles dépendent de la version d'appareil commandée et des
affectations configurées conformément à la section 2.4.1. Les fonctions dépendantes de la tension ne sont
p.ex. possibles que si l'appareil dispose d'entrées de tension et que celles-ci sont affectées conformément à la
section 2.4.1.
Les fonctions flexibles nécessaires doivent avoir été configurées lors de la configuration de l'ensemble des
fonctions (section 2.1.3).
Lors des réglages, veuillez procéder selon l'ordre indiqué ci-dessous. Cela correspond au traitement des fiches
de réglage dans DIGSI, de gauche à droite.
Réglages de configuration
Vous pouvez effectuer les réglages de configuration pour chacune des fonctions flexibles souhaitées. Ces réglages sont fixes, ils ne sont pas influencés par la fonction de commutation de groupe de paramètres. En revanche, vous pouvez effectuer les réglages de fonctions décrits dans la sous-section suivante pour chaque
groupe de réglage et ainsi exécuter une commutation de groupes de réglage avec les autres fonctions de protection et de surveillance, pendant le fonctionnement.
Vous choisissez d'abord, en gros, les valeurs de mesures à évaluer pour la fonction flexible. Tenez compte du
fait que là où la polarité des grandeurs de mesure est importante (puissances), les connexions effectives et les
réglages correspondants sont importants. Cette importance concerne aussi bien la polarité du courant pour les
points de mesure du courant concernés conformément à la section 2.1.4 des données correspondantes des
transformateurs que la définition du signe conformément à la section 2.1.6 (adresse 1107 Convention P,Q).
316
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Parmi les options suivantes, apparaissent seulement celles avec les grandeurs de mesure existantes et sur
l'équipement à protéger qui ont un sens. Vous avez le choix :
• Courant point de mesure/côté, si les courants triphasés d'un point de mesure ou d'un côté doivent être
évalués (également en cas de transformateur monophasé). Cela vaut aussi bien pour l'évaluation de courants de phase que pour l'évaluation à partir de courants triphasés de grandeurs calculées, comme les composantes symétriques (composante directe, inverse, homopolaire).
• Courant I1..I12, lorsque des courants monophasés doivent être évalués pour la protection monophasée de
jeux de barres. Pour les relais 7UT613 et 7UT633, seuls 9 courants sont possibles.
• Courant IZ1..IZ4, lorsque des courants monophasés doivent être évalués aux entrées monophasées de
mesure supplémentaires. Pour les relais 7UT613 et 7UT633, seules 3 entrées monophasées de mesure
supplémentaires sont possibles. Pour le relais 7UT635, seule 1 entrée monophasée de mesure supplémentaire est possible, si 5 entrées triphasées ont été configurées.
• Tension, lorsque des tensions doivent être évaluées. C'est uniquement possible pour les relais 7UT613 et
7UT633 avec des entrées de tension.
• Puissance active aval, lorsque la puissance active aval doit être évaluée. C'est uniquement possible pour
les relais 7UT613 et 7UT633 avec des entrées de mesure de tension. Veillez à l'affectation correcte des
tensions et des courants à partir desquels la puissance doit être calculée et à la polarité correcte.
• Puissance active retour, lorsque la puissance active de retour doit être évaluée. C'est uniquement possible pour les relais 7UT613 et 7UT633 avec des entrées de mesure de tension. Veillez à l'affectation correcte
des tensions et des courants à partir desquels la puissance doit être calculée et à la polarité correcte.
• Puissance réactive aval, lorsque la puissance réactive aval doit être évaluée. C'est uniquement possible
pour les relais 7UT613 et 7UT633 avec des entrées de mesure de tension. Veillez à l'affectation correcte
des tensions et des courants à partir desquels la puissance doit être calculée et à la polarité correcte.
• Puissance réactive de retour, lorsque la puissance réactive de retour doit être évaluée. C'est uniquement
possible pour les relais 7UT613 et 7UT633 avec des entrées de mesure de tension. Veillez à l'affectation
correcte des tensions et des courants à partir desquels la puissance doit être calculée et à la polarité correcte.
• Facteur de puissance, lorsque le facteur de puissance doit être évalué. C'est uniquement possible pour
les relais 7UT613 et 7UT633 avec des entrées de mesure de tension. Veillez à l'affectation correcte des
tensions et des courants à partir desquels la puissance doit être calculée et à la polarité correcte.
• Fréquence, lorsque la fréquence doit être évaluée. Comme la fréquence est mesurée à partir des tensions
de mesure, elle n'est possible que sur les relais 7UT613 ou 7UT633 disposant d'une entrée de mesure de
la tension.
Si vous avez présélectionné les courants triphasés dans la présélection (Courant point de mesure/côté),
vous déterminez maintenant exactement les grandeurs de mesure qui doivent être prises en compte dans
l'évaluation de la fonction flexible. Pour les courants triphasés (y compris transformateur monophasé), on applique :
• Côté 1 à côté 5: Sélectionnez le côté souhaité, dont les courants doivent être évalués en triphasé. Seuls
les côtés déterminés selon la configuration de la section 2.4.1 sont possibles. Pour les relais 7UT613 ou
7UT633, 3 côtés maximum sont possibles.
• Point de mesure 1 à point de mesure 5: Si vous ne souhaitez pas traiter les courants d'un côté de l'équipement à protéger, mais ceux d'un point de mesure triphasé (affecté ou non affecté à l'équipement à
protéger), vous les déterminez ici. Pour les relais 7UT613 ou 7UT633, 3 points de mesure maximum sont
possibles.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
317
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Vous déterminez en outre comment les courants doivent être traités. Vous pouvez évaluer en commun les courants de phase ou bien un seul ou bien les composantes symétriques calculées à partir des trois courants de
phase (dernière possibilité exclue pour les transformateurs monophasés) :
• IL1..IL3: Les courants de phase sont évalués séparément (p.ex. évaluation de surintensité) puis traités : excitations, temporisations, ordres. Les valeurs de réglage (valeur de réponse, temporisations) sont cependant communes.
• IL1 ou IL2 ou IL3: Seul le courant sélectionné est évalué (IL2 pas pour transformateur monophasé). La fonction flexible évalue donc uniquement le courant de phase sélectionné ici. Pour chaque courant à évaluer,
vous avez besoin d'une fonction flexible propre, mais vous pouvez régler et temporiser chacune individuellement.
• 3I0 ou I1 ou I2: La composante symétrique sélectionnée est calculée à partir des trois courants de phase et
évaluée (pas en cas de transformateur monophasé).
Si vous avez présélectionné les courants monophasés dans la présélection pour la protection de jeux de barres
(I1..I12), vous déterminez maintenant exactement les courants qui doivent être pris en compte dans l'évaluation de la fonction flexible.
• Transformateur 1 ou Transformateur 2 ou ... ou Transformateur 12: Le courant de l'entrée de mesure de
courant correspondante est évalué. Pour les relais 7UT613 et 7UT633, seuls 9 courants sont possibles.
Si vous avez présélectionné les courants monophasés des entrées de mesure supplémentaires (Courant
IZ1..IZ4), vous déterminez maintenant exactement les courants qui doivent être pris en compte dans l'évaluation de la fonction flexible.
• Transformateur supplémentaire IZ1 ou Transformateur supplémentaire IZ2 ou ... ou Transformateur
supplémentaire IZ4: Le courant de l'entrée de mesure supplémentaire correspondante est évalué. Pour les
relais 7UT613 et 7UT633, seules 3 entrées monophasées de mesure supplémentaires sont possibles. Pour
le relais 7UT635, seule 1 entrée monophasée de mesure supplémentaire est possible, si 5 entrées triphasées ont été configurées.
Si vous avez présélectionné les tensions dans la présélection (Tension), vous déterminez maintenant exactement les tensions mesurées ou calculées qui doivent être prises en compte dans l'évaluation de la fonction
flexible. Les fonctions de tension ne sont possibles que si l'appareil dispose d'entrées de tension.
• UL1E..UL3E: Les tensions phase-terre sont évaluées séparément (p.ex. maximum de tension) puis traitées.
Les valeurs de réglage (valeur de réponse, temporisations) sont cependant communes.
• UL1E ou UL2E ou UL3E: Seule la tension sélectionnée est évaluée. La fonction flexible évalue donc uniquement la tension phase-terre sélectionnée ici. Si vous souhaitez surveiller d'autres tensions phase-terre,
vous devez paramétrer une fonction flexible propre pour chaque tension phase-terre à évaluer. Chacune
d'elles peut être réglée et temporisée individuellement.
• UL12..UL31: Les tensions phase-phase sont évaluées séparément (p.ex. maximum de tension) puis traitées. Les valeurs de réglage (valeur de réponse, temporisations) sont cependant communes.
• UL12 ou UL23 ou UL31: Seule la tension phase-phase sélectionnée est évaluée. La fonction flexible évalue
donc uniquement la tension phase-terre sélectionnée ici. Si vous souhaitez surveiller d'autres tensions
phase-phase, vous devez paramétrer une fonction flexible propre pour chaque tension phase-phase à évaluer. Chacune d'elles peut être réglée et temporisée individuellement.
• U0 ou U1 ou U2: La composante symétrique sélectionnée est calculée à partir des trois tensions de phase
et évaluée (pas en cas de transformateur monophasé).
Si vous avez présélectionné une des fonctions de puissance dans la présélection ci-dessus (Puissance active
aval, puissance active de retour, puissance réactive aval, puissance réactive de retour, facteur de puissance), la grandeur correspondante est calculée à partir des tensions de phase et des courants attribués aux
tensions. Les fonctions de puissance ne sont possibles que si l'appareil dispose d'entrées de tension.
Pour les fonctions de puissance, vous réglez le type de mesure. Tenez compte du fait que l'option a un temps
de fonctionnement élevé, justement en raison du calcul de la moyenne sur 16 périodes. De courts temps de
déclenchement sont possibles rapidement avec l'option, puisqu'ici, la puissance est mesurée sur une seule période. Si des petites puissances actives ou réactives doivent être calculées précisément à partir de grandes
puissances apparentes, il faut non seulement préférer l'option précise, mais aussi compenser les erreurs
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SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
d'angle des transformateurs de courant et tension par un réglage correspondant de l'angle d'erreur à l'adresse
803 CORR ANGL U (section 2.1.4).
Indépendamment de la grandeur de mesure ou de calcul que vous souhaitez mesurer avec une fonction flexible, réglez sous "activation en cas de", si la fonction doit être activée en cas de dépassement par le haut ou
par le bas d'une valeur limite à régler ultérieurement.
Réglages de fonctions
Dans Fonction, vous pouvez activer ou désactiver une fonction flexible. Si vous réglez Signalisation seule,
cette fonction n'émet aucun ordre de déclenchement, juste une signalisation. L'ordre peut être bloqué si la fonction est active (Bloc. relais).
Indiquez la valeur de réponse Seuil d'excitation dans la dimension adaptée à la fonction. La dimension apparaît automatiquement en fonction des prescriptions configurées plus haut pour la grandeur évaluée. Le
réglage déterminant s'il s'agit de surveiller le dépassement par le haut ou par le bas de la valeur limite a déjà
été effectué par les réglages de la configuration.
Vous pouvez temporiser l'excitation et la retombée de l'excitation. Temporisation de l'excitation signifie que,
après violation de la condition de valeur limite, ce temps doit d'abord s'écouler avant qu'une excitation soit signalée et se répercute sur d'autres actions. Temporisation de la retombée signifie qu'après une excitation
active, celle-ci est maintenue et prolongée de cette durée une fois que la violation de valeur limite est terminée.
Vous pouvez temporiser l'ordre de déclenchement (si vous en souhaitez un) avec Temporisation ordre
DECL. La temporisation commence lorsque l'excitation est active (donc le cas échéant après une temporisation d'excitation). Tenez compte du fait que la temporisation de l'ordre doit être nettement plus longue qu'une
éventuelle temporisation de retombée. Sinon, toute excitation provoque un déclenchement parce que l'excitation est maintenue pendant la temporisation de retombée, même si le critère à surveiller n'est plus rempli
depuis longtemps.
Tenez également compte du fait que les temps paramétrés sont de simples temporisations supplémentaires,
qui ne tiennent pas compte des temps de fonctionnement internes des fonctions (temps de réponse, temps de
retombée). Cela est particulièrement valable pour les fonctions précises de puissance, puisqu'elles effectuent
des mesures sur 16 périodes de réseau.
Le rapport retombée/excitation est réglable sur de larges plages. Pour les fonctions qui réagissent au dépassement par le haut d'une valeur limite, il est inférieur à 1, pour celles qui réagissent au dépassement par le bas,
il est supérieur à 1. La plage de réglage possible est automatiquement déterminée par le fait que la fonction ait
été configurée comme Dépassement par le haut ou Dépassement par le bas.
Le rapport de retombée à régler est fonction de l’application. On peut dire en général qu'il doit être d'autant plus
proche de 1 que l'écart entre la valeur de réponse et les valeurs admissibles pour le fonctionnement est faible.
Il faut éviter un maintien de l'activation par des variations de courte durée des grandeurs de mesure pendant
le fonctionnement.
Inversement, le rapport de retombée ne doit pas non plus être réglé de manière plus sensible (plus proche de
1) que nécessaire, afin qu'il n'y ait pas d'excitations intermittentes en cas d'états proches de la valeur de réponse.
A part les blocages internes, qui sont p.ex. activés en cas de grandeurs de mesure en dehors de la plage de
fonctionnement de la fonction, des surveillances internes des grandeurs de mesure peuvent provoquer le
blocage d'une fonction flexible.
Si une fonction flexible a été configurée de telle sorte qu'elle doit réagir au traitement de tensions (tension ou
puissance), vous pouvez effectuer un Blocage en cas de perte de la tension de mesure. C'est valable pour
les fonctions à minimum de tension et pour le dépassement par le bas de composantes de puissance, mais
aussi pour la détection de composantes inverse et homopolaire. Mais on peut imaginer des cas où il est préférable que la fonction fonctionne trop plutôt que pas assez. Dans ce cas, le paramètre doit être réglé sur Non.
Pour les fonctions à maximum de tension, un blocage en cas de perte de tension n'est généralement pas nécessaire.
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319
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Si une fonction flexible a été configurée de telle sorte qu'elle doit réagir au traitement de courants (courant ou
puissance), vous pouvez effectuer un Blocage en cas de rupture de fil dans le circuit de courant. C'est
valable pour les fonctions à minimum de courant et pour le dépassement par le bas de composantes de puissance, mais aussi pour la détection de composantes inverse et homopolaire. Mais on peut imaginer des cas
où il est préférable que la fonction fonctionne trop plutôt que pas assez. Dans ce cas, le paramètre doit être
réglé sur Non. Pour les fonctions à maximum de courant, un blocage en cas de rupture de fil dans le circuit de
courant n'est généralement pas nécessaire.
Etapes suivantes
Si vous avez créé, configuré et paramétré une fonction flexible, les signalisations correspondantes sont enregistrées dans la matrice DIGSI. Ces signalisations restent générales et désignent le numéro de série de la fonction flexible, p.ex. „Flx01 Exc L1“. Vous pouvez les renommer pour obtenir des textes correspondant à votre
application.
Effectuez ensuite, si nécessaire, l'affectation de ces signalisations sur des entrées/sorties binaires.
2.22.7.3 Vue d'ensemble des paramètres
Les adresses suivies d'un „A“ ne peuvent être changées que par l'intermédiaire de DIGSI dans "Autres paramètres“ .
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
0
FN FLEX.
Hors
En
Signaler seult.
Bloc. relais
Hors
Fonction flexible
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage boucle
mesure 1
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage boucle
mesure 2
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage boucle
mesure 3
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage boucle
mesure 4
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage boucle
mesure 5
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I1
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I2
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I3
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I4
320
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I5
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I6
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I7
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I8
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I9
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I10
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I11
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I12
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ1
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ2
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ3
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ4
0
SEUIL EXC
0.001 .. 1.500 A
0.100 A
Seuil de démarrage IZ3 all.
0
SEUIL EXC
0.001 .. 1.500 A
0.100 A
Seuil de démarrage IZ4 all.
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 I/InC
2.00 I/InC
Seuil de démarrage côté I
0
SEUIL MR
1.0 .. 170.0 V
110.0 V
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
1.0 .. 170.0 V
110.0 V
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
40.00 .. 66.00 Hz
51.00 Hz
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
10.00 .. 22.00 Hz
18.00 Hz
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
1.7 .. 3000.0 W
8.5 .. 15000.0 W
200.0 W
1000.0 W
Seuil de mise en route Mesure P
0
SEUIL EXC
0.01 .. 17.00 P/SnC
1.10 P/SnC
Seuil de démarrage côté P
0
SEUIL EXC
1.7 .. 3000.0 VAR
8.5 .. 15000.0 VAR
200.0 VAR
1000.0 VAR
Seuil de démarrage Mesure Q
0
SEUIL EXC
0.01 .. 17.00 Q/SnC
1.10 Q/SnC
Seuil de démarrage côté Q
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321
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I5
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I6
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I7
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I8
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I9
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I10
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I11
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
0.005 .. 3.500 A
2.00 A
10.00 A
0.200 A
Seuil de démarrage I12
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ1
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ2
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ3
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 A
0.25 .. 175.00 A
2.00 A
10.00 A
Seuil de démarrage IZ4
0
SEUIL EXC
0.001 .. 1.500 A
0.100 A
Seuil de démarrage IZ3 all.
0
SEUIL EXC
0.001 .. 1.500 A
0.100 A
Seuil de démarrage IZ4 all.
0
SEUIL EXC
0.05 .. 35.00 I/InC
2.00 I/InC
Seuil de démarrage côté I
0
SEUIL MR
1.0 .. 170.0 V
110.0 V
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
1.0 .. 170.0 V
110.0 V
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
40.00 .. 66.00 Hz
51.00 Hz
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
10.00 .. 22.00 Hz
18.00 Hz
Seuil de mise en route
0
SEUIL MR
1.7 .. 3000.0 W
8.5 .. 15000.0 W
200.0 W
1000.0 W
Seuil de mise en route Mesure P
0
SEUIL EXC
0.01 .. 17.00 P/SnC
1.10 P/SnC
Seuil de démarrage côté P
0
SEUIL EXC
1.7 .. 3000.0 VAR
8.5 .. 15000.0 VAR
200.0 VAR
1000.0 VAR
Seuil de démarrage Mesure Q
0
SEUIL EXC
0.01 .. 17.00 Q/SnC
1.10 Q/SnC
Seuil de démarrage côté Q
322
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
0
SEUIL MR
-0.99 .. 0.99
0.50
Seuil de mise en route
0
TEMPO DECL
0.00 .. 3600.00 s
1.00 s
Tempo. de commande de
déclenchement
0A
TEMPO MR
0.00 .. 60.00 s
0.00 s
Tempo. de mise en route
0A
TEMPO RETOMBEE
0.00 .. 60.00 s
0.00 s
Tempo. de retombée
0A
BLOC. PERTE U
Oui
Non
Oui
Blocage sur perte des tensions
mesurées
0A
BLC RUPT FIL I
Oui
Non
Oui
Blocage par rupture fil dans
boucle I
0A
RETOMBEE
0.70 .. 0.99
0.95
Retombée
0A
RETOMBEE
1.01 .. 3.00
1.05
Retombée
0
MESURES
I-Point Mesure
Courant I1..I12
CourantIZ1..IZ4
Tension
P active aval
P active amont
Q réactive aval
Q réact. amont
Facteur de puis
Fréquence
I-Point Mesure
Choix des mesures
0
FCT-ASS
Côté 1
Côté 2
Côté 3
Côté 4
Côté 5
Lieu mesure 1
Lieu mesure 2
Lieu mesure 3
Lieu mesure 4
Lieu mesure 5
Côté 1
Fonction utilisée à
0
FCT-REL PHASE
IL1..IL3
IL1
IL2
IL3
3I0(syst hom)
I1(syst direct)
I2(syst inv)
IL1..IL3
Fonction travaille avec composante(s)
0
FCT-ASS
I-TC 1
I-TC 2
I-TC 3
I-TC 4
I-TC 5
I-TC 6
I-TC 7
I-TC 8
I-TC 9
I-TC 10
I-TC 11
I-TC 12
I-TC 1
Fonction utilisée à
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323
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Adr.
Paramètre
Possibilités de
paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
0
FCT-ASS
TC suppl. IZ1
TC suppl. IZ2
TC suppl. IZ3
TC suppl. IZ4
TC suppl. IZ1
Fonction utilisée à
0
FCT-REL PHASE
UL1E..UL3E
U1T
U2T
U3T
UL12..UL31
U12
U23
U31
U0(syst hom)
U1(syst direct)
U2(syst inv)
U4/Uen
UL1E..UL3E
Fonction travaille avec
composante(s)
0
M. EN ROUTE SUR
Passage > seuil
Passage < seuil
Passage > seuil
Mise en route sur
0A
TYPE MESURE
précis
rapide
précis
Sélection du type de mesure
2.22.7.4 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
235.2110 >Bloc $00
SgS
> Bloquer fonction flexible $00
235.2111
SgS
>Fonction flexible $00 instantanée
>$00 inst.
235.2113 >$00 BlcTps
SgS
>Fonction flexible temps $00: bloquer
235.2114 >$00 BlcDéc
SgS
>Fonction flexible $00: bloquer décl.
235.2115 >$00 BlcDécL1
SgS
>Fonction flexible $00: bloquer décl. L1
235.2116 >$00 BlcDécL2
SgS
>Fonction flexible $00: bloquer décl. L2
235.2117 >$00 BlcDécL3
SgS
>Fonction flexible $00: bloquer décl. L3
235.2118 $00 Bloquée
SgSo
Fonction flexible bloquée
235.2119 $00 désact.
SgSo
Fonction flexible $00 désactivée
235.2120 $00 active
SgSo
Fonction flexible $00 active
235.2121 MR $00
SgSo
Mise en route fonction flexible $00
235.2122 MR $00 L1
SgSo
Mise en route fonction flexible $00 L1
235.2123 MR $00 L2
SgSo
Mise en route fonction flexible $00 L2
235.2124 MR $00 L3
SgSo
Mise en route fonction flexible $00 L3
235.2125 $00 T échue
SgSo
Tempo fonction flexible $00 échue
235.2126 $00 DECL
SgSo
Fonction flexible $00: DECL
235.2128 $00 non val
SgSo
Fonction flexible $00 Réglage non valide
235.2701 >$00 Bl. Décl12
SgS
>Fonction $00 Blocage déclenchement L12
235.2702 >$00 Bl. Décl23
SgS
>Fonction $00 Blocage déclenchement L23
235.2703 >$00 Bl. Décl31
SgS
>Fonction $00 Blocage déclenchement L31
235.2704 $00 Dém L12
SgSo
Fonction $00 Démarrage L12
235.2705 $00 Dém L23
SgSo
Fonction $00 Démarrage L23
235.2706 $00 Dém L31
SgSo
Fonction $00 Démarrage L31
324
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
2.22.8
Enregistrement de perturbographie
La protection différentielle 7UT613/63x est équipée d’une perturbographie.
2.22.8.1 Description fonctionnelle
Les valeurs instantanées des grandeurs de mesure
IL1 C1, IL2 C1, IL3 C1, IL1 C2, IL2 C2, IL3C2, 3I0C1, 3I0C2, I7, I8 ainsi que
Idiff L1, Idiff L2, Idiff L3, Istab L1, Istab L2, Istab L3
sont échantillonnées à des intervalles de 1,667 ms (à 50Hz) et stockées dans une mémoire tampon (16 échantillons par période). Pour la protection monophasée de jeux de barres, les courants monophasés I1 à I6 sont
utilisés à la place des 6 premiers courants liés à la phase, les courants homopolaires disparaissent.
En cas de défaut, les données sont mémorisées sur une durée réglable limitée à un maximum de 5 secondes
pour chaque enregistrement de défaut. Ce laps de temps permet d'enregistrer jusqu'à 8 perturbations. La capacité totale de la mémoire de perturbographie est d’environ 5 s. La mémoire est actualisée automatiquement
lors d’un nouveau défaut, ce qui rend un acquittement inutile. En plus de l’activation par la protection, la sauvegarde de valeurs de perturbographie peut également être initialisée par une entrée binaire, par le clavier de
commande intégré, par l’interface série utilisateur et de service.
Les interfaces série permettent l'accès aux données à l'aide d'un ordinateur équipé du programme de dialogue
DIGSI et du programme d'analyse graphique SIGRA 4. Ce dernier traite les informations enregistrées lors du
défaut de manière à pouvoir les représenter graphiquement et procède au calcul d'un certain nombre de grandeurs dérivées, telles que la puissance et les valeurs efficaces. Les mesures peuvent être représentées au
choix en valeurs primaires ou secondaires. En outre, les signalisations sont représentées sous forme de traces
binaires comme, p.ex. „Démarrage“, „Déclenchement“.
Si l’appareil est équipé d’une interface série système, les données de défaut peuvent être acquises par une
unité centrale. L’exploitation des données dans l’unité centrale est assurée par des programmes adéquats. Les
valeurs de mesure sont ainsi calculées par rapport à leur valeur maximale, exprimées en valeur relative par
rapport à la valeur nominale et formatées pour un affichage graphique. En outre, les signalisations sont représentées sous forme de traces binaires comme, p.ex. „Démarrage“, „Déclenchement“.
Lors de la transmission vers une unité centrale, la protection peut répondre automatiquement à une interrogation (communication sur appel) et ce au choix, soit après chaque démarrage de la protection, soit seulement
après un déclenchement.
2.22.8.2 Instructions de réglage
Les paramètres relatifs à la fonction de perturbographie sont accessibles sous la rubrique PERTURBOGRAPHIE du menu PARAMETRES. L’appareil fait une distinction claire entre l’instant de référence de la perturbographie et le critère d’initiation de celle-ci (Adresse 901 COND. D'INIT.). Normalement, le top de référence
est la mise en route (détection de défaut) de l'appareil, ce qui signifie que l'instant t = 0 correspond à la mise
en route d'une fonction de protection. La détection d’un défaut peut également servir de critère d’initiation de
la perturbographie (Critère=détect.). Une autre solution consiste à utiliser l’émission d’un ordre de déclenchement (Critère=décl.) comme critère d’initiation. L’émission d’un ordre de déclenchement peut également être utilisée pour fixer l’instant de référence de l’enregistrement. Dans ce cas, il sert également comme
critère d’initiation de la perturbographie (Référence=décl.).
Un enregistrement perturbographique inclut les données enregistrées avant l’apparition du critère de démarrage et les données enregistrées après retombée du critère de sauvegarde. La durée de la période de prédémarrage T-PRE (adresse 904) et de la période de post-retombée T-POST à inclure dans l’enregistrement
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
325
Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
sont paramétrables par l’utilisateur (adresse 905). La durée maximum d’un enregistrement T-MAX est réglée
à l’adresse 903. On dispose de 5 s maximum par enregistrement pour enregistrer les défauts. Au total, 8 enregistrements peuvent être mémorisés avec une durée maximale de 5 s.
L’enregistrement des perturbographies peut être activée via une entrée binaire ou par une commande sur la
face avant ou via l’interface utilisateur du PC. L’enregistrement est donc activé dynamiquement. La longueur
d’un enregistrement piloté de cette manière peut être fixée à l’adresse 906 T-BIN ENREG. (la limite supérieure est fixée par le réglage T-MAX, de l’adresse 903). Les réglages des temps de prédéfaut et de prolongation
y sont compris. Si la durée de l’entrée binaire est réglée sur ∞, la durée de l’enregistrement correspond à la
durée de l’activation de l’entrée binaire (statique), avec une limite supérieure fixée à T-MAX (adresse 903).
2.22.8.3 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
901
COND. D'INIT.
Critère=détect.
Critère=décl.
Référence=décl.
Critère=détect.
Initiation de la perturbographie
903
T-MAX
0.30 .. 5.00 s
1.00 s
Longueur maxi. par enregistrement Tmax
904
T-PRE
0.05 .. 0.50 s
0.10 s
Durée d'enregistrement pré-évén.
Tpré.
905
T-POST
0.05 .. 0.50 s
0.10 s
Durée d'enregistrement postévén. Tpost.
906
T-BIN ENREG.
0.10 .. 5.00 s; ∞
0.50 s
Durée d'enr. sur init. par entrée
bin.
2.22.8.4 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
-
Dém.Pertu.
iSgS
4
>Dém. perturbo.
SgS
>Dém. la perturbographie par cmde ext.
30053
Perturbo en c.
SgSo
Perturbographie en cours
2.22.9
Démarrage perturbographie
Outils de mise en service
La mise en service de l'appareil est soutenue par un outil complet de mise en service et d'observation.
2.22.9.1 Moniteur Web
L’appareil est équipé d’un outil très complet de mise en service et de supervision permettant l'observation et la
vérification des grandeurs de mesure et de l'ensemble du système de protection différentielle. A l’aide d’un ordinateur personnel et d’un navigateur web, cet outil permet une visualisation complète des valeurs de la protection différentielle, des valeurs de mesure, des messages et de l'état de l'installation. Un CD-ROM livré avec
chaque appareil reprend l’ensemble des logiciels nécessaires ainsi qu’une aide en ligne pour l’utilisation de cet
outil. L’outil de mise en service est également disponible sur internet.
326
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.22 Fonctions complémentaires
Pour permettre une communication correcte entre le PC et l’appareil de protection, il est impératif de configurer
les vitesses de transmission de la même manière sur les deux appareils. En plus de la conformité de la vitesse
de transmission, une adresse IP est nécessaire afin que l’appareil puisse être identifié par le navigateur Internet. Pour le relais 7UT613/63x
la vitesse de transmission : 115kbauds
Adresse IP
Raccordement à l’interface utilisateur avant : 192.168.1.1,
Raccordement à l'interface de service arrière (port C) : 192.168.2.1.
„L'écran web“ affiche le panneau avant de l'appareil avec son clavier de commande sur l'écran et permet l'utilisation de l'appareil depuis le PC. Vous pouvez simuler la commande de l'appareil avec le pointeur de la souris.
Toutes les valeurs de mesure ainsi que les grandeurs dérivées sont représentées de manière graphique sous
la forme de phaseurs. En outre, il est possible de visualiser les caractéristiques de déclenchement. Les grandeurs scalaires sont indiquées sous leur forme numerique. La plupart des valeurs de mesure selon le chapitre
2.22.2, peuvent aussi être affichées dans le „moniteur web“.
Veuillez vous référer à l'aide online relative au „moniteur web“ pour obtenir de plus amples informations sur la
commande.
Description
Cet outil vous permet, p. ex., de représenter graphiquement sur un PC les courants et leur déphasage pour les
deux côtés d’un équipement à protéger. Les chiffres sont également indiqués en plus des diagrammes vectoriels pour les valeurs de mesure. La figure suivante montre un exemple de cette fonction.
La valeur des courants différentiels et de stabilisation ainsi que leur position par rapport à la caractéristique de
déclenchement paramétrée peuvent être représentées.
Figure 2-125
Diagramme vectoriel des valeurs de mesure secondaire – Exemple
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
327
Fonctions
2.23 Valeurs moyennes, minimales et maximales
2.23
Valeurs moyennes, minimales et maximales
Les valeurs moyennes, minimum et maximum et les valeurs minimum et maximum des valeurs de longue
durée sont calculées par le relais 7UT613/63x et peuvent être lues avec l'instant (date et heure) de leur dernière mise à jour.
Vous déterminez vous-même les grandeurs à fixer pour les moyennes et les valeurs minimales et maximales,
et les paramétrez dans DIGSI au sous-menu „valeurs de mesure étendues 1-20“ au menu „Etendue des fonctions“ jusqu'à 20 unités de calcul.
Le paramètre „Grandeur d'entrée“ détermine la grandeur de mesure pour laquelle l'unité de calcul calcule la
valeur moenne et la valeur minimale et maximale.
Les courants de conducteurs des points de mesure et les côtés, tensions, valeurs de puissance, courants homopolaires, fréquence et valeurs de protection différentielle peuvent être sélectionnés. Le choix de la grandeur
d'entrée varie en fonction de l'appareil de protection 7UT613/63x et des réglages des paramètres de configuration.
Le paramètre „Etendue des valeurs de mesure étendues“ permet de décider si les unités de calcul doivent calculer des moyennes, des valeurs minimales et maximales ou des valeurs minimales et maximales de valeurs
moyennes de longue durée ou une combinaison de ces valeurs.
Etendue des valeurs de mesure étendues :
Min/Max
Min./Max./Moyennes
Min./Max./Moyennes +
Min./Max. de moyennes
Moyennes
Moyennes + Min./Max. de
moyennes
Les valeurs moyennes et valeurs minimale et maximale apparaissent dans le menu de l'appareil „valeurs de
mesure“ aux menus „Moyennes“, „Moyennes, Min./Max.“ et „Moyennes, Min./Max.“ et dans DIGSI aux menus
„valeurs min. et max.“, „moyennes“ et „valeurs min. et max. des moyennes“ au menu „valeurs min./max. et
moyennes“ dans le menu „valeurs de mesure“.
Les résultats de l'unité de calcul peuvent être réinitialisés à l'aide de la signalisation/signalisation d'entrée
binaire réglée au paramètre „Réinitialisation des valeurs de mesure“ ou par DIGSI ou le panneau de commande intégré.
328
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.23 Valeurs moyennes, minimales et maximales
2.23.1
Valeurs moyennes
2.23.1.1 Instructions de réglage
Formation de la valeur moyenne
Point de synchronisation en l'espace d'une heure, l'intervalle de temps et l'intervalle de temps du calcul de la
moyenne peuvent être paramétrés.
La sélection de l'intervalle pour la formation de la valeur moyenne des valeurs de mesure est effectuée avec
le paramètre 7611 INTERV.VAL.MOY. dans le groupe de paramètres A à D sous REGLAGE VAL.MOY.. Le
premier chiffre indique la durée de l'intervalle de temps en minutes, le deuxième chiffre indique la fréquence
de mise à jour effectuée pendant cet intervalle. 15 min,3 interv signifie par exemple : formation de la valeur
moyenne à partir de toutes les valeurs de mesure apparues dans un intervalle de 15 minutes. La mise à jour
est effectuée toutes les 15/3 = 5 minutes.
Le paramètre 7612 T SYNC.VAL.MOY. permet de déterminer si l'intervalle de temps destiné à l'évaluation de
la valeur moyenne paramétré à l'adresse 7611 doit démarrer à l'heure juste (A l'heure juste) ou s'il doit
être synchronisé à un autre moment (Au quart, A la demie ou A moins l'quart).
La modification des paramètres de calcul des valeurs moyennes entraîne l'effacement des valeurs moyennes
enregistrées. Les nouveaux résultats du calcul de la moyenne ne sont disponibles qu'à l'échéance de la
période paramétrée.
2.23.1.2 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
7611
INTERV.VAL.MOY.
15 min,1 interv
15 min,3 interv
15min, 15interv
30 min,1 interv
60 min,1 interv
60min,10 sous-p
5 min, 5 sous-p
60 min,1 interv
Intervalle pour calcul valeur
moyenne
7612
T SYNC.VAL.MOY.
A l'heure juste
Au quart
A la demie
A moins l'quart
A l'heure juste
Temps de syncho. pour calcul
valeur moy.
2.23.2
Valeurs minimales et maximales
2.23.2.1 Instructions de réglage
La réinitialisation des valeurs minimales et maximales peut également s'effectuer périodiquement à partir d'un
moment de démarrage préréglé. Cette réinitialisation est activée à l'adresse 7621 REINIT.MIN.MAX. par
Oui (préréglage). Le paramètre 7622 HOR.INIT.MINMAX permet de déclarer l'instant (c'est-à-dire la minute
du jour) de réinitialisation, l'adresse 7623 PER.INIT.MINMAX est destinée au réglage de la durée du cycle de
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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329
Fonctions
2.23 Valeurs moyennes, minimales et maximales
réinitialisation (indiqué en jours) et l'adresse 7624 DEM.INIT.MINMAX indique la date de lancement de la réinitialisation cyclique dès le paramétrage terminé (en jours).
2.23.2.2 Vue d'ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Possibilités de paramétrage
Réglage par
défaut
Explications
7621
REINIT.MIN.MAX.
Non
Oui
Oui
Réinit. cyclique des valeurs min et
max
7622
HOR.INIT.MINMAX
0 .. 1439 min
0 min
Réinit. journalière min max se
produit à
7623
PER.INIT.MINMAX
1 .. 365 Jours
7 Jours
Réinit. cyclique min max tous les
7624
DEM.INIT.MINMAX
1 .. 365 Jours
1 Jours
Démarr. cycle réinitialisation
MinMax
2.23.2.3 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
-
RéinMinMax
iSgS_C
Réinitialisation des mesures Min et Max
11001
>ResMinMax
SgS
>Reset ValMaxMin
330
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.24 Traitement des commandes
2.24
Traitement des commandes
En plus des fonctions de protection décrites jusqu'ici, l'appareil SIPROTEC 4 7UT613/63x dispose d'un
système de gestion des commandes de contrôle de poste intégré, permettant la coordination des opérations
de commande du disjoncteur et des autres appareils de commutation présents dans la sous-station.
Les commandes de contrôle peuvent provenir de quatre sources :
• La conduite locale par le panneau de commande intégré à l'appareil (à l'exception du modèle sans panneau
de commande)
• Conduite via DIGSI
• Conduite à distance par l'intermédiaire d'un système de pilotage (par ex. SICAM)
• Fonctions automatiques (p.ex. via une entrée binaire)
L'appareil supporte les fonctions de commande adaptées à la conduite dans les postes à jeu de barres simple
ou multiple. Le nombre d'organes HT commandables dépend essentiellement du nombre d'entrées et de
sorties binaires disponibles. L'appareil offre un haut niveau de sécurité vis à vis des enclenchements intempestifs à l'aide de routines d'interverrouillage et est capable d'interagir avec une vaste gamme d'organes HT et
sous de nombreux modes d'exploitation.
2.24.1
Contrôle d'autorisation
2.24.1.1 Types de commandes
Commandes agissant sur le processus
Ces commandes couvrent tous les ordres qui agissent directement sur la travée et provoquent une modification d'état du processus au travers des appareils de coupure et de sectionnement :
• commandes de commutation des disjoncteurs (sans synchronisme ou synchronisés par l'utilisation du contrôle de synchronisation et d'enclenchement), de sectionneurs et sectionneurs de terre,
• commande de position de prise de transformateur (p.ex. augmentation ou diminution du numéro de plot),
• commande de position avec temporisation paramétrable (p.ex. réglage de la bobine de Petersen).
Commandes internes à l'appareil
Ces commandes n'agissent pas directement sur les sorties binaires de l'appareil. Elle servent à lancer l'exécution d'une fonction interne, à simuler un changement d'état (position) ou à valider un tel changement d'état.
• Commande de „Forçage“ permettant de fixer l'état de fonctions normalement contrôlées par les entrées binaires (retour de position d'appareillage tels que le disjoncteur ou état d'une signalisation). Cette fonction
est utile dans le cas où la liaison physique entre la travée et les entrée binaires de l'appareil n'existe pas.
Les commandes d'exécution manuelles sont mémorisées au niveau des informations d'états et peuvent
donc être traitées et affichées en conséquence.
• Commande d'établissement de l'état d'objets internes. Par exemple : „Réglage“ de l'autorité de commutation
(à distance / locale), commutation de groupe de paramètres, blocage de la transmission de données via l'interface système et effacement/réinitialisation des compteurs internes.
• Les commandes d’acquittement et de réinitialisation pour démarrer/réinitialiser des mémoires internes ou
des bases de données.
• Commande du statut d'information permettant de fixer/supprimer l'information complémentaire „Statut d'Information“ à un objet de processus tel que :
– blocage de l’acquisition,
– blocage d’une sortie.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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331
Fonctions
2.24 Traitement des commandes
2.24.1.2 Séquence de commande
Un certain nombre de mécanismes de sécurité placés en divers endroits de la séquence de commande permettent d'assurer qu'un ordre de commande n'est donné qu'après vérification complète de tous les critères de
sécurité prédéterminés et programmés par l'utilisateur. Des conditions de verrouillages typiques peuvent être
définies par l'utilisateur pour chaque type de commande individuelle. L’exécution proprement dite de la commande est ensuite surveillée. La séquence complète d’un ordre de commande est brièvement décrite cidessous :
Contrôle de requête de commande
Les points suivants doivent être respectés :
• Introduction de la commande (p.ex. via les touches de contrôle du panneau frontal de l'appareil) :
– Vérification du mot de passe → droit d'accès ;
– Vérification du mode de commande (verrouillé ou non) → clef de déverrouillage.
• Vérifications de commandes configurables :
– autorisation de commutation (locale, à distance) ;
– position de l'appareil de commutation (comparaison souhaité = actuel) ;
– protection contre les fausses manœuvres, verrouillage de travée (logique par CFC) ;
– protection contre les fausses manœuvre, verrouillage inter-travées (centralisés par SICAM) ;
– unicité de la commande (verrouillage de manœuvres parallèles) ;
– blocage de protection (blocage de manœuvres par fonctions de protection) ;
– Contrôle du synchronisme avant un ordre de déclenchement.
• Vérifications de commandes fixes :
– temps d'exécution interne (surveillance interne par logiciel du temps d'exécution de la commande entre
le moment où la commande est lancée et l'instant de fermeture du contact de commande) ;
– paramétrage en cours (une commande est rejetée ou temporisée lorsque le chargement d’une nouvelle
paramétrie est en cours) ;
– équipement non présent ;
– blocage de sortie (si un blocage de sortie a été programmé pour le disjoncteur, et que ce blocage est actif
au moment de l'émission de la commande, cette dernière est refusée) ;
– dysfonctionnement d'un élément matériel ;
– commande en cours (une seule commande peut être exécutée à la fois à un instant donné sur le même
appareil de commutation) ;
– vérification 1-de-n (pour les schémas de commande avec relais commun ou commandes de protection
configurées sur les mêmes contacts, l'appareil vérifie si une commande a déjà été lancée sur le relais de
commande ou si une commande de protection a été émise. Des recouvrements sur le même sens de
manœuvre sont alors tolérés).
Surveillance de l’exécution de la commande
Les points suivants sont contrôlés :
• interruption de la commande suite à une demande d'annulation (Cancel) ;
• surveillance du temps d'exécution (surveillance du temps de retour d'information).
332
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
Fonctions
2.24 Traitement des commandes
2.24.1.3 Protection contre les fausses manoeuvres
Une protection contre les fausses manœuvres peut être réalisée au moyen d’une logique (CFC) définissable
par l’utilisateur. Les contrôles des conditions de verrouillage d'un système SICAM/SIPROTEC 4 sont normalement divisés en deux catégories :
• Les verrouillages de système (vérifiés au niveau d'un système centralisé de contrôle-commande ou au
niveau d'un contrôleur de poste)
• Les verrouillages de travée (vérifiés au niveau de l'appareil)
• des verrrouillages concernant simultanément plusieurs travées via messages GOOSE directement entre
appareils de protection et travées (avec l'introduction de la norme CEI 61850; l'intercommunication avec
GOOSE s'effectue via le module EN100)
Les verrouillages poste reposent sur l’image du poste dans l’équipement central. Les verrouillages de travée
se basent sur les états (positions) du disjoncteur et des autres appareils de commutation de la travée (donc ici
l'appareil SIPROTEC 4) qui sont raccordés au relais (voir également le manuel du système SIPROTEC 4).
L’ensemble des contrôles de verrouillage est défini par la logique de verrouillage et par la paramétrie. Vous
trouverez plus de détails sur le sujet GOOSE dans le manuel du système SIPROTEC 4.
Les disjoncteurs (ou autres équipements) qui requièrent des conditions de verrouillage de système doivent être
configurés de manière adéquate au niveau du relais (dans la matrice de configuration).
Pour chaque commande, il est possible de choisir si les conditions de verrouillage doivent être vérifiées (mode
normal) ou si elles doivent être ignorées (mode test) :
• pour les commandes locales, en reprogrammant les réglages (via l'interface locale) moyennant l'introduction d'un mot de passe,
• pour les commandes automatiques, via la gestion des commandes de la CFC,
• pour les commandes locales / à distance, en utilisant une commande supplémentaire de désactivation des
verrouillages, via Profibus
Commande verrouillée/déverrouillée
Les vérifications de commandes qui peuvent être sélectionnées au niveau des relais SIPROTEC 4 sont communément appelées „Verrouillage standard“. Ces vérifications peuvent être activées (verrouillées) ou désactivées (non verrouillées) via DIGSI.
On appelle "Opération de commande non verrouillée" toute opération de commande pendant laquelle les conditions de verrouillage préalablement configurées ne sont pas vérifiées par le relais.
Commande verrouillée” signifie que toutes les conditions de verrouillage configurées sont testées au sein de
la vérification de commande. Si une des conditions n'est pas remplie, la commande est rejetée et une signalisation identifiant la commande et suivie d'un signe moins est émise (p.ex. „CO–“). La signalisation est immédiatement suivie d'informations relatives à la réponse suite à demande de commande. La commande est également rejetée, si un contrôle de la synchronisation est prévu avant la mise sous tension de l'appareil si les
conditions de synchronisation ne sont pas remplies. Le tableau 2-18 reprend quelques types de commandes
possibles et les signalisations associées. Les messages où apparaissent un *) sont affichés dans le carnet de
bord des événements. Sous DIGSI, ils apparaissent au niveau des messages spontanés.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
333
Fonctions
2.24 Traitement des commandes
Tableau 2-18
Types de commandes et messages associés
Cause
Message
Commande de sortie de processus Manoeuvre
Type de commande
Commande
BO
CO+/–
Commande d'introduction manuel- Introduction male
nuelle (suivi)
RR
RR+/–
Commande du statut d'information, Barrière de saisie
contrôle de l'activation de l'état
d'une entrée binaire
VE
CO+/– *)
Commande du statut d'information, Barrière de sortie
blocage d'une sortie binaire
VT
CO+/– *)
Demande d'annulation (cancel)
AN
AN+/–
Annulation
Un "plus" dans la signalisation est une confirmation que la commande a bien été exécutée : le résultat de la
commande est tel qu'il était espéré, en d'autres termes, il est positif. De même, un "moins" signifie que la commande a été rejetée. La figure 2-126 donne l'exemple de messages relatifs à l'exécution d'une commande,
ainsi que les réponses données suite à la commande pour une manoeuvre réussie du disjoncteur.
Le contrôle des conditions de verrouillage peut être programmé individuellement pour chaque appareil de commutation. Les autres commandes internes, comme les commandes d'introduction manuelle ou les commandes
d'annulation sont toujours réalisées indépendamment des conditions de verrouillage.
Figure 2-126
Exemple d'un message suite à l'enclenchement du disjoncteur Q0
Verrouillage standard
Les verrouillages standard correspondent aux contrôles définis lors de la configuration des entrées-sorties associées à chaque organe HT manoeuvrable (voir Description du système SIPROTEC 4).
Une vue générale du traitement des conditions de verrouillage dans le relais est donnée à la figure 2-127.
334
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Fonctions
2.24 Traitement des commandes
Figure 2-127
1)
Verrouillages standards
Source DISTANCE inclut également LOCAL.
(SAS Commande au travers d'un système de contrôle-commande de poste
DISTANCE Commande depuis le système de téléconduite vers le système de contrôle-commande et du système de contrôle-commande vers l'appareil)
Les causes de verrouillage configurées peuvent être consultés sur l’écran de l’appareil. Elles sont représentées par des lettres dont les significations sont données au tableau 2-19.
Tableau 2-19
Identification des verrouillages
Identification des verrouillages
Ident. (forme courte)
Affichage écran
AC
S
Verrouillage poste
VS
A
Verrouillage de travée
VC
F
SOUHAITÉ = ACTUEL (Vérification de direction de commutation)
SA
I
Blocage protection
BP
B
Autorisation de commutation
La figure 2-128 donne à titre d’exemple les conditions de verrouillage visibles sur l’affichage de l’appareil pour
trois objets de commutation, accompagnées des abréviations expliquées dans le tableau 2-19. Toutes les conditions de verrouillage programmées sont affichées.
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335
Fonctions
2.24 Traitement des commandes
Figure 2-128
Exemple d'affichage des conditions de verrouillage programmées
Logique d’autorisation par CFC
Pour les verrouillages de travée, la logique de commande peut être développée en faisant usage de la logique
programmable CFC. Les informations „non-verrouillé“ ou „verrouillage travée“ sont mises à disposition de l'utilisateur via des conditions de libération correspondantes (par ex. objet„Contact aux. EN“ et „Contact aux.
HORS“ avec les valeurs d'information : VENANT/PARTANT).
2.24.1.4 Enregistrement de commandes/confirmation de réception
Pendant le traitement de la commande, les retours de signalisation de commande et de l’installation sont
envoyés pour le traitement des signalisations indépendamment de l’attribution et du traitement ultérieur des
signalisations. Ces signalisations comportent ce que l’on appelle une “information d’origine”. Si leur attribution
a été effectuée en conséquence (configuration), ces messages sont inscrits afin d'être enregistrés dans le
carnet des événements.
Acquittement des commandes au niveau du panneau frontal
Toutes les signalisations relatives aux commandes, lancées à partir du panneau frontal de l'appareil
VQ_LOCAL (sortie de commande = LOCAL), sont transposées en réponses de contrôle correspondantes et
sont ensuite affichées sous forme de texte au niveau de l'affichage de l'appareil.
Acquittement des commandes sur LOCAL/DISTANT/Digsi
Les messages pourvus de la source de motifs VQ_SAS/DISTANCE/DIGSI doivent être envoyés à l’initiateur
du message indépendamment de l’attribution (configuration sur l’interface série).
L'acquittement des commandes n'est dès lors pas réalisé par une réponse de contrôle comme pour une commande locale, mais se traduit par la mémorisation classique d'une commande et d'une signalisation de retour
correspondante.
Surveillance du retour de position
La logique de traitement des commandes inclut une surveillance temporelle de l'ensemble du processus de
commande. Au moment de l'émission d'une commande, une temporisation de supervision démarre (supervision du temps de commande). Cette temporisation permet de vérifier que le disjoncteur se trouve bien dans
l'état désiré au terme du temps imparti pour la commande. La temporisation de supervision est interrompue
dès réception de la signalisation de retour du disjoncteur. Si aucune signalisation de retour ne parvient au
relais, celui-ci génère l'information „SR–Temps écoulé“ et le processus est interrompu.
Les commandes et les informations de retour sont également enregistrées dans les carnets de bord des événements. Normalement, l'exécution d'une commande se termine dès que la signalisation de retour (SR+) du
disjoncteur correspondant à la commande parvient au relais ou, en cas de commande sans signalisation de
retour, à la retombée de la commande.
336
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Fonctions
2.24 Traitement des commandes
Dans le retour de position, le signe positif signifie l’acquittement de la commande. Le résultat de la commande
est positif. Celle-ci s'est déroulée comme prévu. De la même manière, le signe négatif indique une sortie négative, inattendue.
Emission de commande/amorçage de relais
Les types de commandes nécessaires au déclenchement et à la fermeture des disjoncteurs ou pour le contrôle
des commutateurs à plots d'un transformateur sont définis lors de la configuration de l'appareil, voir aussi le
manuel Description du système SIPROTEC 4.
2.24.1.5 Liste d’informations
N°
Information
Type d'info
Explications
-
Niv. accès
iSgS
Niveau d'accès
-
Niv. accès
SgD
Niveau d'accès
-
Ctrl Dist.
iSgS
Contrôle à distance
-
NivAcPlace
iSgS
Niveau d'accès : sur place
-
NivAcPlace
SgD
Niveau d'accès : sur place
-
NivAcDIGSI
VaL
Niveau d'accès : DIGSI
■
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337
Fonctions
2.24 Traitement des commandes
338
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Montage et mise en service
3
Ce chapitre s'adresse à un personnel de mise en service expérimenté. Ce personnel doit être familier avec les
techniques d'installation, de contrôle et de mise en service des systèmes de protection et doit maîtriser les règlements de sécurité et les règles de manoeuvre appropriées. Il est possible que certaines adaptations du matériel aux spécifications de l'installation s'avèrent nécessaires. Certains tests primaires exigent que l'objet à
protéger (ligne, transformateur, etc.) soit en charge.
3.1
Installation et connexions
340
3.2
Contrôle des raccordements
375
3.3
Mise en service
380
3.4
Préparation finale de l’appareil
421
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
339
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
3.1
Installation et connexions
Généralités
AVERTISSEMENT
Veillez à ce que le transport, le stockage, l'installation ou le montage soient effectués correctement.
Le non respect de ces avertissements peut avoir pour conséquence la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables.
Le transport, le stockage, l’installation et la mise en service de l'appareil d'après les recommandations de ce
manuel d'instructions sont les garants d’une utilisation correcte et sans problème de cet appareil.
Il est particulièrement important de respecter les instructions générales d’installation et les règles de sécurité
relatives au travail dans un environnement à haute tension (par exemple DIN, VDE, EN, CEI ou autres règlements nationaux et internationaux).
3.1.1
Remarques relatives à la configuration
Conditions préalables
Avant l'installation et le branchement, il faut que les conditions préalables et restrictions suivantes soient remplies :
Le contrôle des caractéristiques nominales de l’appareil comme décrit dans le manuel Description du système
SIPROTEC 4 ainsi que leur concordance avec les caractéristiques du poste a été effectué.
Variantes de connexion
Les schémas généraux sont représentés dans l'annexe A.2. Les exemples de raccordement applicables aux
circuits des transformateurs de courant et de tension se trouvent dans l'annexe A.3. Il convient de contrôler
que les réglages des paramètres de configuration (section 2.1.3) et les données de l’installation (section 2.1.4)
correspondent à l’équipement à protéger et à ses raccords.
Equipement à protéger
Le réglage de l'équipement à protéger (adresse 105) doit correspondre à l’équipement à protéger. Un
réglage incorrect peut entraîner des réactions imprévisibles de l'appareil.
Veillez à régler OBJET PROTEGE = autotransformateurs et non transformateurs triphasés pour les autotransformateurs. Pour transformateur monophasé, la phase centrale L2 reste libre.
Courants
Le raccordement des transformateurs de courant à l'appareil est tributaire de l'application visée.
Dans le cas d'un raccordement triphasé, chacun des trois courants de phase est affecté aux points de mesure.
Pour des exemples de connexion concernant les différents équipements à protéger, voir l'annexe A.3. Veuillez
aussi tenir compte des schémas généraux s'appliquant au présent appareil à l'annexe A.2. Veillez à respecter
l'affectation correcte des différents points de mesure par rapport aux côtés de l'appareil à protéger et aux
entrées de mesure de l'appareil.
Dans le cas d'un raccordement biphasé d'un transformateur monophasé, la phase centrale (IL2) reste libre.
L'annexe A.3 indique des exemples de raccordement. Si un seul transformateur de courant est présent, les
deux phases (IL1 et IL3) sont malgré tout utilisées. Veuillez aussi tenir compte des schémas généraux s'appliquant au présent appareil à l'annexe A.2.
340
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Sur la protection monophasée pour jeux de barres, chaque entrée de mesure est affectée à une travée du jeu
de barres. L'annexe A.3 présente un exemple pour une phase ; les autres doivent être connectées en conséquence. Veuillez aussi tenir compte des schémas généraux s'appliquant au présent appareil à l'annexe A.2.
Dans le cas du raccordement d'un transformateur de mixage, notez que le courant nominal de sortie du transformateur de mixage est normalement égal à 100 mA ; les entrées de mesure de l'appareil doivent être adaptées en conséquence. Sur les relais 7UT613 et 7UT633, seules 9 entrées de mesure peuvent être commutées
sur 0,1 A, contre 12 entrées de mesure sur le relais 7UT635. Veillez à respecter l'affectation correcte des différents courants de travée par rapport aux entrées de mesure de l'appareil.
L'affectation des entrées de courant monophasé doit faire l'objet d'un contrôle. Les raccords sont aussi fonction
de l'application et sont pris en compte dans certains exemples (annexe A.3). Veuillez aussi tenir compte des
schémas généraux s'appliquant au présent appareil à l'annexe A.2. Veillez à respecter l'affectation correcte des
différents points de mesure monophasés par rapport aux entrées de mesure monophasées de l'appareil. Pour
plus d'informations, référez-vous à la section 2.1.4.
Vérifiez aussi les données nominales et les facteurs d'adaptation des transformateurs de courant.
Les affectations des fonctions de protection aux côtés doivent être cohérentes. Cela concerne en particulier la
protection contre les défaillances du disjoncteur dont le point de mesure (côté) doit coïncider avec le côté du
disjoncteur à surveiller.
Tensions
Les tensions de mesure sont possibles, dans la variante correspondante, uniquement sur les modèles 7UT613
et 7UT633. Ce chapitre n'est valable qu'à la condition que les tensions de mesure soient bel et bien raccordées
à l'appareil et que ceci ait été indiqué lors de la configuration, conformément à la section 2.1.4 „Affectation des
entrées de mesure de la tension“.
Vous trouverez à l'annexe A.3 des variantes de raccordement possibles pour les transformateurs de tension.
Les raccordements des transformateurs de tension doivent correspondre aux réglages du paragraphe 2.1.4
(section „Affectation des entrées de mesure de tension“). Veillez également à respecter le type de raccordement pour la 4e entrée de mesure de tension U4, dans le cas où elle est utilisée.
Entrées et sorties binaires
Les raccordements côté installation sont alignés sur les possibilités d'affectation des entrées et sorties binaires,
ils sont donc adaptés individuellement au poste. L’affectation par défaut des entrées et sorties de l'appareil à
la livraison est expliqué dans les tableaux de l’annexe A.5. Contrôlez également que les bandes d'étiquetage
sur l'avant de l'appareil correspondent bien aux fonctions de signalisation routées.
Ici aussi, il est particulièrement important que, le cas échéant, les retours de position du disjoncteur à surveiller
qui sont employées pour la protection contre les défaillances du disjoncteur (contacts auxiliaires) soient reliées
aux entrées binaires adéquates correspondant au côté affecté de la protection contre les défaillances voire à
la commutation dynamique de valeur de seuil . Cette remarque s'applique aussi à l'identification de l'enclenchement manuel en cas de protection à maximum de courant.
Commutation de jeux de paramètres
Pour pouvoir réaliser la permutation entre les jeux de paramètres, par le biais des entrées binaires, prendre
compte de ce qui suit :
Il est nécessaire de consacrer deux entrées binaires pour pouvoir contrôler quatre groupes de paramètres.
Celles-ci sont appelées“„>Param. Sél1“ et „Param. Sél2“ et sont à affecter sur 2 entrées binaires physiques pour qu'il soit possible de les commander.
Une seule entrée binaire est suffisante pour pouvoir commander deux groupes de paramètres, à savoir „>Param. Sél1“, car l'entrée binaire „Param. Sél2“ non affectée sera considérée comme inactive.
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341
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Les signaux de commande doivent être présents en permanence, afin que le jeu de paramètres sélectionné
reste actif.
L'affectation des entrées binaires aux jeux de paramètres A à D est indiquée dans le tableau suivant, la figure
suivante illustre un exemple de raccordement simplifié. Dans cet exemple, on suppose que les bits de contrôle
sont configurés pour être actifs (au travail) lorsque l'entrée binaire routée est active (H-activé).
Tableau 3-1
Sélection des paramètres (permutation entre les groupes de paramètres) par les entrées binaires
Entrées binaires
donne activ
>Param. Sél1
Param. Sél2
non
non
Groupe A
oui
non
Groupe B
non
oui
Groupe C
oui
oui
Groupe D
1)
2)
non = pas activée
oui = activée
Figure 3-1
Schéma électrique pour une commutation de jeux de paramètres via des entrées binaires
(exemple)
Surveillance du circuit de déclenchement
S'assurer que 2 entrées binaires ou une entrée binaire et une résistance équivalente R sont mises en série. Le
seuil de commutation (activation) des entrées binaires doit donc être nettement inférieur à la moitié de la valeur
nominale de la tension continue de commande.
Si deux entrées binaires sont utilisées pour la surveillance du circuit de déclenchement, les entrées affectées
à cette surveillance doivent être libres de potentiel, c'est-à-dire non reliées à un commun.
Avec une seule entrée binaire, une résistance équivalente R doit être insérée. Cette résistance R est intégrée
dans le circuit du second contact auxiliaire du disjoncteur (Cont.Aux.2). La résistance doit être dimensionnée
de telle sorte que, avec un disjoncteur déclenché (Cont.Aux.1 ouvert et Cont.Aux.2 fermé) la bobine du disjoncteur (BD) ne soit plus excitée et que l'entrée binaire (EB1) soit toujours activée avec le relais de commande
ouvert simultanément.
342
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-2
RC
Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire
Contact du relais de commande
DISJ Disjoncteur
BD
Bobine du disjoncteur
Cont.Aux.1 Contact auxiliaire du disjoncteur (contact de travail)
Cont.Aux.2 Contact auxiliaire du disjoncteur (contact de repos)
Utc
Tension de commande (tension de déclenchement)
UEB
Tension d'entrée pour entrée binaire
UR
Tension au niveau de la résistance équivalente
R
Résistance équivalente
De ces considérations, il résulte que la valeur de la résistance R doit se trouver entre deux valeurs limites Rmax
et Rmin. La valeur moyenne de ces deux limites est considérée comme valeur optimale pour la résistance R :
La valeur maximum de la résistance Rmax est calculée de manière à ce que la tension minimum de commande
de l'entrée binaire soit garantie :
La valeur maximum de la résistance Rmin est calculée de manière à ce que la bobine de déclenchement du
disjoncteur ne reste pas activée dans le cas décrit ci-dessus :
IEB (HIGH)
Courant constant avec EB activée (= 1,7mA)
UEB min
Tension d’activation minimale pour EB (= 19V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 24/48/60V; 73V par défaut à la livraison pour des tensions nominales
110/125/220/250V)
Utc
Tension de commande du circuit de déclenchement
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343
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
RBD
Résistance ohmique de la bobine du disjoncteur
UBD (LOW)
Tension maximale à la bobine du disjoncteur sans entraîner de déclenchement
Si le résultat du calcul est tel que Rmax < Rmin, recommencez celui-ci en utilisant la valeur du seuil de tension
de commande UEB min directement situé sous la valeur de seuil précédemment utilisée.
La puissance consommée par la résistance est donnée par:
Exemple
IEB (HIGH)
1,7 mA (SIPROTEC 4 7UT613/63x)
UEB min
19 V par défaut à la livraison pour une tension nominale de 24/48/60 V (de l'appareil
SIPROTEC 4 7UT613/63x)
73 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 110/125/220/250 V (pour l'appareil SIPROTEC 4 7UT613/63x)
Utc
110V (du poste / circuit de déclenchement)
RBD
500 Ω (du poste / circuit de déclenchement)
UBD (LOW)
2 V (du poste/circuit de déclenchement)
Rmin = 53 kΩ
Rmin = 27 kΩ
La valeur normalisée 39 kΩ la plus proche est sélectionnée. Pour la puissance, appliquer :
PR ≥ 0,3 W
Thermobox
Si la protection de surcharge fonctionne en tenant compte de la température du fluide de refroidissement (protection de surcharge avec calcul du point chaud), un ou plusieurs Thermobox 7XV5662-xAD peuvent être reliés
à l'interface de service (port C).
344
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
3.1.2
Adaptation du matériel
3.1.2.1 Généralités
Une adaptation ultérieure du matériel aux conditions de l’installation peut s'avérer nécessaire, par exemple
pour les courants nominaux, la tension d’activation des entrées binaires ou la terminaison d'interfaces. Si des
adaptations sont réalisées, il faut en tout état de cause respecter les indications données à la section suivante.
Tension auxiliaire
Il existe plusieurs plages de tension d'entrée pour la tension auxiliaire (voir les références de commande à l'annexe ). Les exécutions pour 60/110/125Vcc et 110/125/220/250Vcc/ 115/230Vca peuvent être converties en
changeant des cavaliers. L'affectation de ces cavaliers aux plages de tension nominale et leur emplacement
sur le circuit imprimé sont décrits ci-après dans la partie „carte CPU“. A la livraison de l'appareil, tous les cavaliers sont réglés correctement en fonction des indications de la plaque signalétique et ne doivent pas être
modifiés.
Courants nominaux
Les convertisseurs d’entrée de l’appareil sont réglés en commutant la charge sur un courant nominal de 1 A
ou 5 A. La position des cavaliers a été effectuée en usine conformément aux indications de la plaque signalétique.
Si les jeux de transformateurs de courant et/ou les entrées de mesure monophasées possèdent des courants
nominaux secondaires différents au niveau des points de mesure, ceux-ci doivent être adaptés dans l'appareil.
Ceci vaut aussi pour les transformateurs de courant des différentes travées du jeu de barres dans le cas d'une
protection différentielle monophasée pour jeux de barres. Avec la protection de jeu de barres monophasée
dotée de transformateurs de mixage, les courants nominaux sont généralement de 100mA.
Vous trouverez une description plus détaillée de l'affectation des cavaliers au courant nominal et de l'emplacement des cavaliers aux sections „Carte d'entrée/sortie C-I/0-2“, „Carte d'entrée/sortie C-I/O-9 (tous modèles)“ et „Carte d'entrée/sortie C-I/O-9 (7UT635 uniquement)“.
Si des modifications sont apportées, n'oubliez pas de les transmettre à l'appareil :
• Avec les application triphasées et les transformateurs monophasés, contrôlez que les données du transformateur de courant soient correctes pour les points de mesure triphasés, voir chapitre 2.1.4 à la section „Données de transformateur de courant sur les points de mesure triphasés“.
• Avec les applications triphasées et les transformateurs monophasés, contrôlez que les données du transformateur de courant soient correctes pour les points de mesure monophasés supplémentaires, voir chapitre 2.1.4 à la section „Données de transformateur de courant pour points de mesure monophasés supplémentaires“.
• En cas de modification affectant les entrées supplémentaires monophasées sensibles, contrôlez les rapports de transformation du transformateur de courant, voir paragraphe 2.1.4 à la section „Données du transformateur de courant pour entrées monophasées supplémentaires“.
• Avec une protection de jeux de barres monophasée, contrôlez les données du transformateur de courant
correspondantes aux points de mesure, voir chapitre 2.1.4 à la section „Données de transformateur de
courant avec protection de jeux de barres monophasée“.
Tension d’activation pour les entrées binaires
A la livraison, les entrées binaires sont réglées de manière à fonctionner avec une tension du même ordre que
la tension d’alimentation. En cas de valeurs nominales divergentes de la tension de commande côté poste, il
est possible qu'il soit nécessaire de modifier le seuil de commutation des entrées binaires.
SIPROTEC, 7UT613/63x, Manuel
C53000-G1177-C160-2, Date de publication 11/2007
345
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Pour modifier le seuil d’activation d'une entrée binaire, il faut chaque fois changer un cavalier. L'affectation des
cavaliers aux entrées binaires et leur emplacement sont décrits plus en détail aux paragraphes „Carte processeur C-CPU-2“ et „Carte d'entrée/sortie C-I/O-1 et C-I/O-10“.
Remarque
Si des entrées binaires sont utilisées pour la surveillance des circuits de déclenchement, veillez à ce que deux
entrées binaires (ou une entrée binaire et une résistance additionnelle) soient connectées en série. Le seuil de
commutation (activation) des entrées binaires doit ici être nettement inférieur à la moitié de la valeur nominale
de la tension de commande.
Type de contact pour les relais de sortie
Les cartes ES peuvent contenir des relais dont les contacts peuvent être configurés, soit en position ouverture,
soit en position fermeture. La configuration du mode de fonctionnement de ces relais se fait, elle aussi, via le
réglage de cavaliers. La correspondance entre relais et carte est donnée ci-dessous au paragraphe „Cavaliers
sur circuits imprimés“.
Remplacement d’interfaces
Les modules d'interfaces sérielles peuvent être échangés. Pour plus d'informations, référez-vous à la section
„Modules d'interface“.
Terminaison d’interfaces à bus
Pour garantir une transmission sûre des données, un bus RS485 doit être terminé au niveau du dernier appareil connecté (ajout d’une résistance de terminaison). À cette fin, des résistances de terminaison pouvant être
connectées au moyen de cavaliers sont prévues sur le circuit imprimé des interfaces et sur les modules d'interface. L’emplacement des cavaliers sur le module d'interface est décrit plus en détail à la section „Interface
RS485“.
Pièces de rechange
Les pièces qu'il est possible de changer sont la batterie tampon, qui permet de conserver les données mémorisées dans la mémoire vive protégée par batterie en cas d'interruption de la tension d'alimentation et le fusible
fin de l'alimentation. Pour leur emplacement, voir la figure de la carte CPU.
Les données relatives au fusible sont gravées sur la carte, à côté du fusible (voir également le tableau 3-2).
En cas de remplacement, observez les indications de la description du système /1/ sous „Opérations de maintenance et réparation“.
3.1.2.2 Démontage
Démontage de l’appareil
Remarque
Les étapes suivantes nécessitent une mise hors tension de l'appareil.
346
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Travaux sur les cartes
ATTENTION
Prenez garde aux changements de position des cavaliers affectant les valeurs nominales de l'appareil :
Faute d'attention, le numéro de référence (MLFB) et les valeurs nominales indiquées sur la plaque d'identification pourraient ne plus correspondre à l'appareil en question.
Tout changement de position des cavaliers, doit être signalé de manière visible sur l'appareil même. Des étiquettes prévues à cet effet doivent être collées pour servir de plaque signalétique complémentaire.
En cas de travail sur les circuits imprimés, pour un changement des position des cavaliers ou pour un changement d'interface de communication, procédez comme suit :
• Préparez votre établi. Placez dessus un tapis approprié de mise à la terre pour éviter les dégâts causés par
l'électricité statique (ESD). Le matériel suivant est également nécessaire:
– un tournevis d'une largeur de lame de 5 à 6 mm,
– un tournevis cruciforme Philips #1,
– une pince à sertir pour cosses de 5 mm d'ouverture
• Dévisser les vis de fixation du connecteur DSUB situé sur le panneau arrière, aux emplacements „A“ et „C“.
Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.
• Si l'appareil possède en plus des interfaces aux places „A“ et „C“ d'autres interfaces aux emplacements „B“
et/ou „D“, les vis situées à la diagonale de chacune doivent également être dévissées. Cette mesure est
supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.
• Enlevez les quatre caches de coin situés sur le couvercle frontal et défaites les vis qui deviennent accessibles.
• Tirez prudemment le couvercle frontal et enlevez-le en le faisant basculer sur le côté.
Travaux sur les connecteurs
ATTENTION
Attention aux décharges électrostatiques :
Le non-respect de ces avertissements peut provoquer de légères blessures ou des dommages matériels.
Afin d'éviter toute décharge électrostatique au cours des travaux sur les connecteurs, nous vous recommandons instamment de toujours toucher d'abord une pièce en métal mise à la terre.
Ne jamais connecter, ni déconnecter des branchements d'interface sous tension !
Pour la disposition des cartes pour les différentes tailles de boîtiers, voir les figures suivantes.
Pour effectuer des travaux au niveau des connecteurs, procédez comme suit :
• Déconnecter le câble plat entre la carte processeur C-CPU-2 (1) et sa face avant. A cet effet, poussez les
deux loquets de sûreté du connecteur respectivement vers le haut, puis vers le bas, afin de pouvoir retirer
le câble ruban.
• Déconnecter le câble plat entre la carte processeur C-CPU-2 (1) et les cartes d'entrée/sortie (2 à 4, en fonction des variantes de commande).
• Retirer les cartes et les poser sur un support pour composants sensibles aux décharges électrostatiques
(CSDE). Dans le cas de la variante d'appareil pour montage en saillie, il faut une certaine force pour retirer
la carte processeur C-CPU-2 en raison de la présence des connecteurs.
• Contrôler et, le cas échéant, changer ou enlever les cavaliers conformément aux figures et aux explications
ci-dessous.
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347
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Emplacement de carte 7UT613/63x
Figure 3-3
348
Vue de face taille du boîtier 1/2 après enlèvement de la face avant (vue simplifiée et réduite)
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-4
Vue de face taille du boîtier 1/1 après enlèvement de la face avant (vue simplifiée et réduite)
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349
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
3.1.2.3 Cavaliers sur circuits imprimés
Carte processeur C-CPU-2
La figure suivante représente la topologie du circuit imprimé. Font l'objet d'un contrôle de conformité aux
valeurs des tableaux suivants : la tension nominale réglée de l'alimentation en courant intégrée, la tension d'activation sélectionnée des entrées binaires EB1 à EB5, la position de repos du contact de vie et le type de l'interface intégrée RS232/485. Avant de contrôler l'interface RS232/485 intégrée, les éventuels modules d'interface se trouvant au-dessus devront être retirés.
Figure 3-5
350
Carte processeur C-CPU-2 (sans module d’interface) avec représentation des cavaliers nécessaires à la
vérification des réglages
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-2
Position des cavaliers pour la tension nominale de l'alimentation en courant intégrée de la
carte processeur C-CPU-2
Cavalier
Tension nominale
DC 24 à 48 V
DC 60 à 125 V
DC 110 à 250 V,
DC 220 à 250 V,
AC 115 à 230 V
AC 115 à 230 V
X51
non équipé
1-2
2-3
2-3
X52
non équipé
1-2 et 3-4
2-3
2-3
X53
non équipé
1-2
2-3
2-3
X55
non équipé
non équipé
1-2
1-2
Fusible
Tableau 3-3
non modifiable
sont interchangeables
T4H250V
T2H250V
Position des cavaliers pour les tension d'activation des entrées binaires EB1 à EB5 sur la
carte processeur C-CPU-2
Entrées binaires
Cavalier
Seuil 17 V 1)
Seuil 73 V 2)
Seuil 154 V 3)
EB1
X21
1-2
2-3
3-4
EB2
X22
1-2
2-3
3-4
EB3
X23
1-2
2-3
3-4
EB4
X24
1-2
2-3
3-4
EB5
X25
1-2
2-3
3-4
1)
2)
3)
Par défaut à la livraison pour des appareils présentant une tension nominale d’alimentation de 24 à 125Vcc
Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 110 à 220 VCC et
de 115 à 230 VCA
Uniquement pour tension de commande de 200 ou 250 VCC
Tableau 3-4
Position des cavaliers pour la position de repos du chien de garde de la carte processeur CCPU-2
Cavalier
Position de repos ouverte
Position de repos fermée
A la livraison
X40
1-2
2-3
2-3
Il est possible de transformer l'interface RS485 en une interface RS232 et vice versa, en changeant la position
de cavaliers.
Les cavaliers X105 à X110 doivent toujours être positionnés dans le même sens !
Tableau 3-5
Position des cavaliers pour l'interface RS232/485 intégrée de la carte processeur C-CPU-2
Cavalier
RS232
RS485
X103 et X104
1-2
1-2
X105 à X110
1-2
2-3
A la livraison, les cavaliers sont placés comme l'exige la configuration commandée.
Le contrôle de flux, qui est primordial pour la communication par modem, est activé sur l'interface RS232 au
moyen du cavalier X111.
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351
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-6
1)
Position du cavalier de CTS (Clear To Send, autorisation d'émettre) sur la carte processeur CCPU-2
Cavalier
/CTS de l'interface RS232
/CTS activé par /RTS
X111
2-3
2-3 1)
Par défaut à la livraison
Position 2-3 des cavaliers : La connexion par modem se fait normalement sur l'installation via une étoile
optique ou un convertisseur fibre optique, c.-à-d. que les signaux de commande du modem suivant la norme
DIN 66020 RS232 ne sont pas à disposition. Les signaux du modem ne sont pas nécessaires puisque la connexion vers les appareils SIPROTEC 4 se fait toujours en mode semi-duplex. Utiliser le câble de raccordement
dont le numéro de commande est le 7XV5100-4.
Position 1-2 des cavaliers : Ce réglage permet de mettre les signaux du modem à disposition, c.-à-d. qu'une
connexion RS232 directe entre l'appareil SIPROTEC 4 et le modem peut être établie en option si cela est souhaité. Il est alors recommandé d'utiliser un câble de connexion modem RS232 du commerce (adaptateur 9/25
contacts).
Remarque
En cas de connexion directe de DIGSI à l'interface RS232, le cavalier X111 doit être mis en position 2-3.
Les appareils venant en dernier sur un bus RS485 doivent être configurés au moyen des cavaliers X103 et
X104, s'ils ne sont pas terminés par des résistances externes.
Tableau 3-7
Position des cavaliers pour les résistances de terminaison de l'interface RS485 de la carte
processeur C-CPU-2
Cavalier
Résistance de terminaison
activée
Résistance de terminaison désactivée
A la livraison
X103
2-3
1-2
1-2
X104
2-3
1-2
1-2
Remarque : Les deux cavaliers nécessaires doivent toujours être placés dans la même position !
Par défaut à la livraison, les résistances de terminaison sont désactivées (position du cavalier 1-2).
Il est également possible d'installer des résistances de terminaison de manière externe (par ex. au module de
connexion, comme représenté sur la fig. 3-15). Dans ce cas, les résistances de terminaison se trouvant sur le
module d'interface RS485 ou Profibus doivent être désactivées.
Le cavalier X90 est sans fonction. La position à la livraison est 1-2.
Carte(s) E/S C-I/O-1 et C-I/O-10 (uniquement 7UT633 et 7UT635)
Le schéma général des circuits imprimés d’une carte d’entrée/sortie de type C–I/O–1 est illustré à la figure
3-6 et celui de la carte d’entrée/sortie C–I/O–10 à partir de la version 7UT6../EE est illustré à la figure 3-7.
352
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
La carte d’entrée/sortie C–I/O-1 n'existe que sur les modèles 7UT633 et 7UT635.
Figure 3-6
Cartes d’entrée/sortie C–I/O-1 avec représentation des cavaliers nécessaires à la vérification
des réglages
Pour les relais 7UT633 et 7UT635 à partir de la version /EE, une autre C-I/O-1 ou une C-I/O-10 peut être
présente à la place 33, à gauche, selon le modèle.
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353
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-7
Carte E/S C-I/O-10 à partir de la version 7UT613/63x.../TT avec représentation des cavaliers
nécessaires au contrôle des réglages
Suivant la version il est possible de modifier les contacts de certains relais de sortie de NO en NF
(voir annexe A.2).
Sur les modèles 7UT633, ceci s'applique aux sorties binaires SB9 et SB17 (figure 3-4, emplacement 33 gauche
et emplacement 19 gauche).
Sur les modèles 7UT635, ceci s'applique aux sorties binaires SB1, SB9 et SB17 (figure 3-4, emplacement 5
droite, emplacement 33 gauche et emplacement 19 gauche).
354
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-8
Appareil
Position du cavalier pour le type de contact des relais pour SB1, SB9 et SB17 sur les cartes
d'entrée/sortie C-I/O-1
Carte
pour Cavalier
7UT633 Emplacement
33 gauche
Position de
repos
Position de
repos
ouverte
fermée
(Contact de
travail)
(Contact de
repos)
Par défaut à la
livraison
SB9
X40
1-2
2-3
1-2
Emplacement SB17
19 gauche
X40
1-2
2-3
1-2
7UT635 Emplacement
5 droite
SB1
X40
1-2
2-3
1-2
Emplacement
33 gauche
SB9
X40
1-2
2-3
1-2
Emplacement SB17
19 gauche
X40
1-2
2-3
1-2
Contrôle des tensions d'activation des entrées binaires EB6 à EB29 (en fonction de la variante d'appareil) selon
le tableau suivant
Tableau 3-9
Position du cavalier des tensions d'activation des entrées binaires EB6 à EB29 sur les cartes
d'entrée/sortie C-I/O-1 ou C-I/O-10
Entrées binaires
Cavaliers sur Cavaliers
Seuil 17
C-I/O-1
et
Csur
C-I/O-10
V 2)
Emplace- Emplace- EmplaceI/O-10
à partir de la
ment 33 ment 19 ment 5
version EE
gauche à gauche droite 1)
1)
1)
2)
3)
4)
Seuil 73 Seuil 154
V 3)
V 4)
EB6
EB14
EB22
X21/X22
X21
L
M
H
EB7
EB15
EB23
X23/X24
X23
L
M
H
EB8
EB16
EB24
X25/X26
X25
L
M
H
EB9
EB17
EB25
X27/X28
X27
L
M
H
EB10
EB18
EB26
X29/X30
X29
L
M
H
EB11
EB19
EB27
X31/X32
X31
L
M
H
EB12
EB20
EB28
X33/X34
X33
L
M
H
EB13
EB21
EB29
X35/X36
X35
L
M
H
Uniquement pour C-I/O-1
Par défaut à la livraison pour des appareils présentant des tensions nominales d’alimentation de 24 à
125Vcc
Par défaut à la livraison pour des appareils présentant des tensions nominales d’alimentation de 110 à 250
Vcc et 115 V ca
Position à la livraison pour les appareils avec des tensions d'alimentation nominales de 220 à 250 VCC et
115 VCA
Les cavaliers X71 à X73 servent à régler l'adresse du bus et il est interdit de changer leur emplacement. Le
tableau suivant représente l'état par défaut à la livraison des positions de cavaliers.
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-10
Position des cavaliers des adresses de carte des cartes d'entrée/sortie C-I/O-1 et C-I/O-10
Cavalier
Emplacement de montage
Emplacement 19 Emplacement 33 Emplacement 5
gauche
gauche
droite
X71
H
L
H
X72
H
H
L
X73
H
H
H
Carte d’entrée/sortie C–I/O-2 (uniquement 7UT613 et 7UT633)
La carte d’entrée/sortie C–I/O-2 n'existe que sur les modèles 7UT613 et 7UT633. Emplacements de montage
: sur 7UT613 emplacement 19, sur 7UT633 emplacement 19 droite
356
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-8
Carte E/S C-I/O-2 à partir de la version 7UT613/63x.../TT avec représentation des cavaliers
nécessaires au contrôle des réglages
Les contacts des relais des sorties binaires SB6 à SB8 peuvent être configurés comme contacts NO ou comme
NF (voir aussi l'annexe A.2).
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-11
pour
Emplacement du cavalier pour le type de contact des relais pour SB6 à SB8
Cavalier
Position de repos
ouverte
(Contact de travail)
Position de repos fermée
(Contact de repos)
1)
1)
SB6
X41
1-2
2-3
SB7
X42
1-2
2-3
SB8
X43
1-2
2-3
Par défaut à la livraison
Les contacts des relais des sorties SB1 à SB5 peuvent être configurés avec un point commun ou comme relais
individuel pour SB1, SB4 et SB5 (SB2 et SB3 ici sans fonction), (voir aussi l'annexe A.2).
Tableau 3-12
Positions des cavaliers pour la configuration du potentiel commun de SB1 à SB5 ou pour la
position de SB1, SB4 et SB5 comme relais individuel
Cavalier
SB1 à SB5
avec source 1)
SB1, SB4, SB5 comme relais individuels
(SB2 et SB3 sans fonction)
X80
1-2, 3-4
2-3, 4-5
X81
1-2, 3-4
2-3, 4-5
X82
2-3
1-2
1)
Par défaut à la livraison
Les cavaliers X71, X72 et X73 sur la carte d'entrée/sortie C-I/O-2 servant au réglage de l'adresse du bus, il est
interdit de modifier leur emplacement. Le tableau suivant représente l'état par défaut à la livraison des positions
de cavaliers.
Tableau 3-13
Position des cavaliers des adresses de carte sur la carte d'entrée/sortie C-I/O-2
Cavalier
Par défaut à la livraison
X71
1-2 (H)
X72
1-2 (H)
X73
2-3 (L)
Les courants nominaux des entrées de courant de mesure peuvent être définis pour chaque convertisseur
d'entrée par les cavaliers des circuits imprimés. Par défaut, tous les cavaliers sont uniformément réglés pour
un courant nominal (selon la désignation de commande de l'appareil).
358
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
La carte d’entrée/sortie C–I/O-2 porte les entrées de courant de mesure suivantes :
• Pour applications triphasées et transformateurs monophasés:
Pour le point de mesure triphasé M3, il existe 3 entrées de mesure : IL1M3, IL2M3, IL3M3. Les cavaliers X61,
X62, X63 rattachés à ce point de mesure doivent tous être mis sur le courant nominal (courant nominal secondaire des transformateurs de courant raccordés : „1A“ ou „5A“). D'ailleurs, les cavaliers communs (X51
et X60) doivent être mis sur le même courant nominal.
• Pour protection de jeu de barres monophasée :
Il existe 3 entrées pour 3 points de mesure, les travées 7 à 9 : I7, I8, I9. Chaque entrée peut être réglée individuellement sur „1A“, „5A“ ou „0,1A“ (X61, X62, X63). Les cavaliers communs X51 et X60 ne sont mis sur
le même courant nominal que si les entrées de mesure I7 à I9 possèdent un courant nominal identique.
Si des courants nominaux différents sont valables à l'intérieur du groupe d'entrée, le réglage des cavaliers
communs X51 et X60 est sans importance (il n'a aucune influence).
• Pour l'entrée supplémentaire monophasée IZ2:
Le cavalier X64 est réglé sur le courant nominal nécessaire pour le transformateur de courant raccordé :
„1A“ ou „5A“.
Tableau 3-14
Cavalier
Position des cavaliers du courant nominal ou de la plage de mesure
Courant nominal 0,1 A Courant nominal 1 A
Courant nominal 5 A
Plage de mesure 10 A Plage de mesure 100
A
Plage de mesure 500
A
X51
2-3
1-2
1-2
X60
1-2
1-2
2-3
X61
1-5
3-5
4-5
X62
1-5
3-5
4-5
X63
1-5
3-5
4-5
X64
1-5
3-5
4-5
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359
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Carte d’entrée/sortie C–I/O-9 (tous modèles)
La carte d’entrée/sortie C–I/O-9 n'est utilisée que sur les modèles 7UT613, 7UT633 et 7UT635.
Emplacements de montage : sur 7UT613 emplacement 33, sur 7UT633 et 7UT635 emplacement 33 droite
Figure 3-9
Cartes d’entrée/sortie avec représentation des cavaliers nécessaires à la vérification des
réglages
Les cavaliers X71, X72 et X73 sur la carte d'entrée/sortie C-I/O-9 servant au réglage de l'adresse du bus, il est
interdit de modifier leur emplacement. Le tableau suivant représente l'état par défaut à la livraison des positions
de cavaliers.
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-15
Cavalier
Position du cavalier des adresses de carte des cartes d'entrée/sortie C-I/O-9, emplacement
de montage 33 sur 7UT613, emplacement de montage 33 droite sur 7UT633 et 7UT635
7UT613
7UT633 et 7UT635
Emplacement 33
Emplacement 33 droite
X71
2-3 (L)
2-3 (L)
X72
1-2 (H)
1-2 (H)
X73
2-3 (L)
2-3 (L)
Les courants nominaux des entrées de courant de mesure peuvent être définis pour chaque convertisseur
d'entrée par les cavaliers des circuits imprimés. Par défaut, tous les cavaliers sont uniformément réglés pour
un courant nominal (selon la désignation de commande de l'appareil).
Les entrées de mesure sont adaptées en fonction de l'application visée et de la variante d'appareil. Pour les
emplacements de montage cités-ci-dessus, les consignes suivantes sont applicables à tous les modèles :
• Pour applications triphasées et transformateurs monophasés:
Il existe 3 entrées de mesure pour chacun des points de mesure triphasée M1 et M2 : IL1M1, IL2M1, IL3M1,
IL1M2, IL2M2, IL3M2.
Les cavaliers X61, X62, X63 rattachés au point de mesure M1 doivent tous être mis sur le courant nominal
de ce point de mesure (courant nominal secondaire des transformateurs de courant raccordés : „1A“ ou
„5A“). D'ailleurs, le cavalier commun (X82) doit être mis sur le même courant nominal.
Les cavaliers X65, X66, X67 rattachés au point de mesure M2 doivent tous être mis sur le courant nominal
de ce point de mesure (courant nominal secondaire des transformateurs de courant raccordés : „1A“ ou
„5A“). D'ailleurs, le cavalier commun (X81) doit être mis sur le même courant nominal.
• Pour applications triphasées sur 7UT635 :
Les entrées de mesure supplémentaires monophasées IZ1 et IZ3 peuvent être utilisées pour un cinquième
point de mesure M5 triphasé. Dans ce cas, réglez tous les cavaliers X64, X68, X83 et X84 sur le courant
nominal secondaire pour le point de mesure 5 : „1A“ ou „5A“.
Réglez X85 et X86 sur la position 1-2.
• Pour protection de jeu de barres monophasée :
Il existe 6 entrées pour 6 points de mesure, les travées 1 à 6 : I1, I2, I3, I4, I5, I6. Chaque entrée peut être
réglée individuellement sur „1A“ oder „5A“ ou „0.1A“ (X61, X62, X63, X65, X66, X67).
Le cavalier commun X82 n'est mis sur le même courant nominal que si les entrées de mesure I1 à I3 possèdent un courant nominal identique.
Le cavalier commun X81 n'est mis sur le même courant nominal que si les entrées de mesure I4 à I6 possèdent un courant nominal identique.
Si des courants nominaux différents sont valables à l'intérieur des groupes d'entrées, le cavalier commun
correspondant est réglé sur „indéf“.
Si des transformateurs de mixage à sortie de 100 mA sont installés en amont, les cavaliers sont enfichés
sur „0.1A“ pour toutes les entrées de mesure, y compris celles des cavaliers communs.
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361
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
• Pour l'entrée supplémentaire monophasée IZ1:
Les cavaliers X64 et X83 sont tout deux réglés sur le courant nominal nécessaire pour le transformateur de
courant raccordé : „1A“ ou „5A“.
Mais, si sur le relais 7UT635, cette entrée est utilisée pour un cinquième point de mesure triphasé M5, les
cavaliers (cf. ci-dessus) doivent être réglés sur le courant secondaire de ces points de mesure.
• Pour l'entrée supplémentaire monophasée IZ3:
Si cette entrée est utilisée comme entrée de mesure „normale“, mettez les deux cavaliers X68 et X84 sur le
courant nominal nécessité par le transformateur de courant raccordé : „1A“ ou „5A“. Les cavaliers X85 et X
86 sont tout deux affectés à la position 1-2.
Si cette entrée est utilisée comme entrée de mesure monophasée „sensible“, la position de X68 est sans
importance. Mettez tout de même X84 en position „1.6A“. Les cavaliers X85 et X 86 sont tout deux affectés
à la position 2-3.
Mais, si sur le relais 7UT635, cette entrée est utilisée pour un cinquième point de mesure triphasé M5, les
cavaliers (cf. ci-dessus) doivent être réglés sur le courant secondaire de ces points de mesure. Les cavaliers
X85 et X86 sont alors tout deux affectés à la position 1-2.
Le tableau 3-16 récapitule les désignations des cavaliers pour le courant nominal secondaire sur C-I/O-9.
Tableau 3-16
Assignation des cavaliers aux entrées de mesure pour le courant nominal
Application
1)
362
Cavaliers
triphasée
monophasé
individuels
IL1M1
I1
X61
IL2M1
I2
X62
IL3M1
I3
X63
IL1M2
I4
X65
IL2M2
I5
X66
IL3M2
I6
X67
IZ1 (IL1M5) 1)
—
X64
IZ3 (IL2M5) 1)
—
X68
IZ3 (recom.)
—
—
communs
X82
X81
X83
X84/X85/X86
IN-01 sur 7UT635, applicable au point de mesure M5
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Carte d’entrée/sortie C–I/O-9 (7UT635 uniquement)
7UT635 comporte une deuxième carte C-I/O-9. Emplacement de montage : Emplacement 19 à droite
Figure 3-10
Cartes d’entrée/sortie avec représentation des cavaliers nécessaires à la vérification des
réglages
Les cavaliers X71, X72 et X73 sur la carte d'entrée/sortie C-I/O-9 servant au réglage de l'adresse du bus, il est
interdit de modifier leur emplacement. Le tableau suivant représente l'état par défaut à la livraison des positions
de cavaliers.
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363
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-17
Cavalier
Position des cavaliers des adresses de cartes d'entrée/sortie C-I/O-9, emplacement de
montage 19 droite sur 7UT635
7UT635
Emplacement 19 droite
X71
1-2 (H)
X72
1-2 (H)
X73
2-3 (L)
Les courants nominaux des entrées de courant de mesure peuvent être définis pour chaque convertisseur
d'entrée par les cavaliers des circuits imprimés. Par défaut, tous les cavaliers sont uniformément réglés pour
un courant nominal (selon la désignation de commande de l'appareil).
• Pour applications triphasées et transformateurs monophasés:
Il existe 3 entrées de mesure pour chacun des points de mesure triphasée M3 et M4 : IL1M3, IL2M3, IL3M3,
IL1M4, IL2M4, IL3M4.
Les cavaliers X61, X62, X63 rattachés au point de mesure M3 doivent tous être mis sur le courant nominal
de ce point de mesure (courant nominal secondaire des transformateurs de courant raccordés : „1A“ ou
„5A“). D'ailleurs, le cavalier commun (X82) doit être mis sur le même courant nominal.
Les cavaliers X65, X66, X67 rattachés au point de mesure M4 doivent tous être mis sur le courant nominal
de ce point de mesure (courant nominal secondaire des transformateurs de courant raccordés : „1A“ ou
„5A“). D'ailleurs, le cavalier commun (X81) doit être mis sur le même courant nominal.
• Pour applications triphasées sur le relais 7UT635:
L'entrée de mesure supplémentaire monophasée IZ2 peut être utilisée pour un cinquième point de mesure
triphasé M5. Dans ce cas, réglez les deux cavaliers X64 et X83 sur le courant nominal secondaire pour le
point de mesure 5 : „1A“ ou „5A“.
• Pour protection de jeu de barres monophasée :
Il existe 6 entrées pour 6 points de mesure, les travées 7 à 12 : I7, I8, I9, I10, I11, I12. Chaque entrée peut être
réglée individuellement sur „1A“ ou „5A“ ou „0.1A“ (X61, X62, X63, X65, X66, X67).
Le cavalier commun X82 n'est mis sur le même courant nominal que si les entrées de mesure I7 à I9 possèdent un courant nominal identique.
Le cavalier commun X81 n'est mis sur le même courant nominal que si les entrées de mesure I10 à I12 possèdent un courant nominal identique.
Si des courants nominaux différents sont valables à l'intérieur des groupes d'entrées, le cavalier commun
correspondant est réglé sur „indéf“.
Si des transformateurs de mixage à sortie de 100 mA sont installés en amont, les cavaliers sont enfichés
sur „0.1A“ pour toutes les entrées de mesure, y compris celles des cavaliers communs.
• Pour l'entrée supplémentaire monophasée IZ2:
Les cavaliers X64 et X83 sont tout deux réglés sur le courant nominal nécessaire pour le transformateur de
courant raccordé : „1A“ ou „5A“.
Mais, si sur le relais 7UT635, cette entrée est utilisée pour un cinquième point de mesure triphasé M5, les
cavaliers (cf. ci-dessus) doivent être réglés sur le courant secondaire de ces points de mesure.
• Pour l'entrée supplémentaire monophasée IZ4:
Si cette entrée est utilisée comme entrée de mesure „normale“, mettez les deux cavaliers X68 et X84 sur le
courant nominal nécessité par le transformateur de courant raccordé : „1A“ ou „5A“. Les cavaliers X85 et X
86 sont tout deux affectés à la position 1-2.
Si cette entrée est utilisée comme entrée de mesure monophasée „sensible“, la position de X68 est sans
importance. Mettez tout de même X84 en position „1.6A“. Les cavaliers X85 et X 86 sont tout deux affectés
à la position 2-3.
Le tableau 3-18 récapitule les désignations des cavaliers pour le courant nominal secondaire sur C-I/O-9.
364
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-18
Assignation des cavaliers aux entrées de mesure pour le courant nominal
Application
1)
Cavaliers
triphasée
monophasé
individuels
IL1M3
I7
X61
IL2M3
I8
X62
IL3M3
I9
X63
IL1M4
I10
X65
IL2M4
I11
X66
IL3M4
I12
X67
IZ2 (IL3M5) 1)
—
X64
IZ4
—
X68
IZ4 (recom.)
—
—
communs
X82
X81
X83
X84/X85/X86
sur 7UT635, applicable au point de mesure M5
3.1.2.4 Modules d’interface
Remarque
Sur les appareils placés dans le boîtier en saillie avec liaison de fibres optiques, le module liaison optique est
logé sur la face inclinée. Sur la carte CPU, on trouve en revanche un module d'interface RS232 en communication électrique avec le module liaison optique situé sur la face inclinée.
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365
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Remplacement de modules d’interface
Les modules d'interface varient en fonction de la variante commandée. Ils se trouvent sur la carte processeur
C-CPU-2.
Figure 3-11
Carte processeur C-CPU-2 avec modules d'interface
Remarque
Respecter les consignes suivantes : Le remplacement d'un module d'interface n'est possible que sur des appareils installés dans un boîtier encastrable. Les appareils montés dans un boîtier en saillie ne peuvent être
modifiés qu'en usine.
Seul des modules d’interface correspondant aux codes de référence attribuables à l’appareil en usine peuvent
être utilisés (voir dans l’annexe A.1).
La terminaison des interfaces à bus doit être garantie.
366
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-19
Modules de rechange pour interfaces
Interface
Emplacement /Port
Module utilisable
RS232
RS485
Fibre optique 820 nm
PROFIBUS FMS RS485
PROFIBUS FMS double boucle
PROFIBUS FMS simple double
Interface système
B
PROFIBUS DP RS485
PROFIBUS DP double anneau
Modbus RS485
Modbus 820 nm
DNP 3.0 RS485
DNP 3.0 820 nm
Ethernet double électrique
Ethernet optique
Interface supplémentaire
D
Fibre optique 820 nm
RS485
Les références de commande des modules de rechange sont spécifiées à l'annexe A.1.
Interface RS232
L’interface RS232 peut être reconfigurée en interface RS485 conformément à la figure 3-13 et inversement.
La figure 3-11 montre une vue des circuits imprimés de la carte C-CPU-2 avec la disposition des modules.
La figure 3-12 illustre la position des cavaliers pour la configuration comme interface RS232 sur le module d’interface.
Figure 3-12
Position des cavaliers pour la configuration RS232
Dans ce cas, les résistances de terminaison ne sont pas nécessaires. Elles sont désactivées d’office.
Veillez à ce que les appareils logés dans le boîtier en saillie avec liaison optique sur la carte CPU comportent
un module d'interface RS232. Pour ce type d'utilisation, sur le module RS232, les cavaliers X12 et X13 sont
enfichés en position 2-3, contrairement à la représentation de la figure 3-12.
La régulation du passage du courant, qui est primordiale pour la communication par modem, est activée au
moyen du cavalier X11.
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367
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Tableau 3-20
1)
Position des cavaliers du CTS (Clear To Send (prêt à émettre) ; contrôle du flux) sur le module
d'interface
Cavalier
/CTS de l'interface RS232
/CTS commandé par /RTS
X11
1-2
2-3 1)
A la livraison
Position 2-3 des cavaliers : La connexion par modem se fait normalement sur l’installation via une étoile
optique ou un convertisseur fibre optique, c.-à-d. que les signaux de commande du modem suivant la norme
DIN 66020 RS232 ne sont pas à disposition. Les signaux du modem ne sont pas nécessaires puisque la connexion vers les appareils SIPROTEC 4 se fait toujours en mode semi-duplex. Utiliser le câble de raccordement
dont le numéro de commande est le 7XV5100-4.
Position 1-2 des cavaliers : Ce réglage permet de mettre les signaux du modem à disposition, c.-à-d. qu'une
connexion RS232 directe entre l'appareil SIPROTEC 4 et le modem peut être établie en option si cela est souhaité. Il est alors recommandé d'utiliser un câble de connexion modem RS232 du commerce (adaptateur 9/25
contacts).
Remarque
En cas d'une connexion directe de DIGSI à l'interface RS232, le cavalier X11 doit être mis en position 2-3.
Interface RS485
L’interface RS485 peut être reconfigurée en interface RS232 et inversement (voir les figures 3-12 et 3-13).
Dans le cas des interfaces à bus, une terminaison est toujours nécessaire au niveau du dernier appareil connecté sur le bus, cela signifie que des résistances de terminaison doivent être activées.
Les résistances de terminaison se trouvent sur le module d'interface correspondant, lui-même situé sur la carte
processeur C-CPU-2. La figure 3-11 montre une vue des circuits imprimés de la carte C-CPU-2 avec la disposition des modules.
Le module est représenté à la figure 3-13 pour l'interface RS485 et à la figure 3-14 pour l’interface Profibus.
A la livraison, les cavaliers sont enfichés de sorte que les résistances de terminaison soient désactivées. Les
deux cavaliers d’un module doivent toujours être enfichés dans le même sens.
Figure 3-13
368
Position des cavaliers pour la configuration en interface RS485 y compris les résistances de terminaison
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-14
Position des cavaliers pour la configuration des résistances de terminaison des interfaces Profibus
(FMS et DP) DNP3.0 et Modbus
Les résistances de terminaison peuvent aussi être montées en externe (p. ex. sur les connecteurs). Dans ce
cas, les résistances de terminaison se trouvant sur le module d’interface RS485 ou PROFIBUS doivent être
désactivées.
Figure 3-15
Terminaison de l'interface RS485 (externe)
3.1.2.5 Réassemblage
L'assemblage de l'appareil repose sur les étapes suivantes :
• Enfoncer prudemment les cartes dans le boîtier. Les emplacements de montage sont indiqués aux figures
3-3 et 3-4.
Pour les modèles à montage en saillie, nous vous conseillons d'appuyer sur les angles métalliques des
modules pour enfoncer la carte processeur C-CPU-2, afin de faciliter l'enfoncement des connecteurs.
• Enficher d'abord le connecteur du câble plat sur la carte d'entrée/sortie I/O, puis sur la carte processeur CCPU-2. Veiller à ne déformer aucune broche ! Ne pas forcer !
• Enficher le connecteur du câble plat entre la carte processeur C-CPU-2 et la face avant sur le connecteur
de la face avant.
• Assurez-vous que les connecteurs sont correctement verrouillés.
• Replacez soigneusement le couvercle avant en restant attentif au câble ruban. Attachez le couvercle à son
boîtier à l’aide des vis.
• Replacez les caches de vis.
• Revisser les interfaces à l'arrière de l'appareil. Cette étape n'est pas nécessaire pour les appareils à
montage en saillie.
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369
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
3.1.3
Montage
3.1.3.1 Montage encastré
En fonction du modèle, le boîtier peut avoir la taille 1/2 ou 1/1. Pour la taille 1/2 (7UT613), il existe 4 caches et 4
trous de fixation, pour la taille 1/1 (7UT633 ou 7UT635), ce sont 6 caches et 6 trous de fixation.
• Retirer les 4, voire 6, caches aux coins de la face avant. Les 4, voire 6, percements dans la cornière de
fixation sont ainsi accessibles.
• Installer l'appareil dans l'encastrement et le fixer à l'aide des 4 ou 6 vis. Schémas dimensionnels voir section
4.23.
• Remettre les 4 ou 6 caches en place.
• Mettre une mise à la terre solide de basse impédance en place à l'arrière de l'appareil au moyen d'au moins
une vis M4. La section du fil utilisé ici doit correspondre à la section maximale connectée, et être d'une
épaisseur d'au moins 2,5 mm2.
• Raccorder aux bornes enfichables ou à visser situées à l’arrière du boîtier conformément au schéma de raccordement. Dans le cas de raccords à vis, il convient de serrer la vis de telle manière que sa tête se retrouve
au même niveau que l’arête extérieure du module de connexion avant d’introduire le fil et ce aussi bien en
utilisant des buselures qu’en raccordant une extrémité libre. En cas de cosses à bague, centrer la cosse de
manière à ce que la vis passe au travers de la bague avant d'agripper le filetage de la prise. Respectez impérativement les spécifications concernant la section maximale, les moments de vissage, les rayons de
courbure et les décharges de traction conformément à la description du système SIPROTEC 4/1/.
Figure 3-16
370
Montage en saillie d'un relais 7UT613 (taille de boîtier 1/2) – exemple
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-17
Montage en saillie d'un relais 7UT633 ou d'un relais 7UT635 (taille de boîtier 1/1) – exemple
3.1.3.2 Montage en châssis et en armoire
En fonction du modèle, le boîtier peut avoir la taille 1/2 ou 1/1. Pour la taille 1/2 (7UT613), il existe 4 caches et 4
trous de fixation, pour la taille 1/1 (7UT633 ou 7UT635), ce sont 6 caches et 6 trous de fixation.
2 supports de fixation sont nécessaires pour monter un appareil dans un châssis ou une armoire. Les références de commande sont spécifiées à l'annexe A.1.
• Il faut commencer par démonter les deux supports du châssis ou de l’armoire en desserrant les 4 vis de
fixation de ces supports.
• Retirer les 4, voire 6, caches aux coins de la face avant. Les 4, voire 6, percements dans la cornière de
fixation sont ainsi accessibles.
• Fixer l'appareil sur les supports de fixation avec 4, voire 6, vis (voir plan d'encombrement 4.23).
• Remettre les 4 ou 6 caches en place.
• Bien serrer les 8 vis des éclisses sur le châssis ou l'armoire.
• Mettre une mise à la terre solide de basse impédance en place à l'arrière de l'appareil au moyen d'au moins
une vis M4. La section du fil utilisé ici doit correspondre à la section maximale connectée et être d'une épaisseur d'au moins 2,5 mm2.
• Procéder au raccordement des bornes enfichables ou des bornes à visser de la partie arrière de l’appareil
selon le schéma de raccordement. Dans le cas de raccords à vis, il convient de serrer la vis de telle manière
que sa tête se retrouve au même niveau que l’arête extérieure du module de connexion avant d’introduire
le fil et ce aussi bien en utilisant des buselures qu’en raccordant une extrémité libre. En cas de cosse à
anneau, celle-ci doit être centrée de manière à ce que la vis passe au travers de l’anneau avant d’agripper
le filetage de la prise. Respectez impérativement les spécifications concernant la section maximale, les
moments de vissage, les rayons de courbure et les décharges de traction conformément à la description du
système SIPROTEC 4/1/.
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-18
372
Montage d'un relais 7UT613 (taille de boîtier 1/2) en châssis ou en armoire – exemple
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Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
Figure 3-19
Montage d'un relais 7UT633 ou 7UT635 (taille de boîtier 1/1) en châssis ou en armoire – exemple
3.1.3.3 Montage en saillie
Remarque
Attention ! Pour la taille de boîtier 1/1, n'enlever la sécurité de transport qu'une fois que le lieu d'implantation
définitif sera atteint. Avant de procéder au transport d'un appareil pré-monté (par ex. sur un panneau de commande), l'appareil doit être monté avec sa sécurité de transport. A cet effet, visser l'appareil, y compris la sécurité de transport, au moyen des 4 écrous et rondelles des 4 boulons de sécurité de transport sur le panneau
de commande.
Dans d'autres cas, pour la taille de boîtier 1/1, enlever la sécurité de transport (voir ci-dessus „Retrait de la sécurité de transport“)
• Fixer l'appareil au panneau de commande à l'aide de 4 vis. Pour les plans d'encombrement, voir la section
4.23.
• Raccorder la terre de protection de basse impédance et la terre de travail à la borne de terre de l'appareil.
La section du fil utilisé ici doit correspondre à la section maximale connectée, mais doit être d'une épaisseur
d'au moins 2,5 mm2.
• Il est également possible d'effectuer la mise à la terre mentionnée ci-dessus sur la surface de mise à la terre
latérale par au moins une vis M4.
• Raccorder sur les bornes à visser conformément au schéma de raccordement et connecter les fibres optiques et les modules de communication sur la face inclinée. Respecter impérativement les spécifications
concernant la section maximum, les moments de vissage, les rayons de courbure et les décharges de traction conformément à la description du système SIPROTEC 4 /1/. Consulter aussi la notice abrégée jointe à
l'appareil.
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373
Montage et mise en service
3.1 Installation et connexions
3.1.3.4 Retrait de la sécurité de transport
Les appareils logés dans des boîtiers 1/1 (7UT633 et 7UT635) destinés à un montage en saillie sont livrés avec
une sécurité de transport (fig. 3-20). Ne la retirer qu'une fois que le lieu d'implatation définitif sera atteint.
Figure 3-20
Vue d'un boîtier avec sécurité de transport (la représentation fait abstraction du panneau frontal
et des cartes)
• Sur le panneau frontal, enlever les 4 caches par les coins et les 2 caches, centre haut et centre bas. Les 6
percements sont ainsi accessibles.
• Desserrer les 6 vis (2) dans les percements.
• Dévisser toutes les autres vis des rails (1) puis enlever les rails vers le haut et vers le bas.
• Desserrer les séries de 2 vis (4) dans les percements des parois latérales droite et gauche (3), puis démonter les parois latérales.
• Revisser à bloc les 10 vis desserrées.
• Attention ! Si l'appareil est déjà pré-monté avec une sécurité de transport, par ex. sur un panneau de commande, ne pas démonter tous les boulons à la fois. Dans ce cas, après avoir démonté un boulon, revisser
immédiatement l'appareil sur le panneau de commande à cet endroit au moyen d'une vis.
• Dévisser les écrous et les rondelles (6) des 4 boulons (5) et retirer les boulons.
• L'appareil peut maintenant être fixé au panneau de commande à l'aide de 4 vis.
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Montage et mise en service
3.2 Contrôle des raccordements
3.2
Contrôle des raccordements
3.2.1
Contrôle des liaisons de données des interfaces série
Affectation des broches
Les tableaux suivants montrent l'affectation des broches des différentes interfaces série de l'appareil, de l'interface de synchronisation temporelle ainsi que de l'interface Ethernet. Les figures ci-dessous indiquent la position des connexions.
Figure 3-21
Connecteurs SUBD 9 broches
Figure 3-22
Connecteurs RJ45
Interface de commande
Si le câble de raccordement recommandé est utilisé (numéro de commande, voir l'annexe), la liaison physique
correcte entre l'appareil SIPROTEC 4 et le PC ou l'ordinateur portable est automatiquement établie.
Interface de service
Si l'interface de service (port C) est utilisée via un câblage ou un modem pour la communication avec l'appareil,
il est conseillé de contrôler la bonne transmission des données. En cas d'utilisation de l'interface de service
comme entrée pour un ou deux thermobox, il faut contrôler l'interconnexion à l'aide d'un des exemples de raccordement de l'annexe A.3.
Interface de système
Pour les modèles à interface série connectée à un système de contrôle/commande, il est indispensable de vérifier la bonne transmission des données. Il est important de procéder à un contrôle visuel de l'affectation des
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375
Montage et mise en service
3.2 Contrôle des raccordements
canaux d'émission et de réception. Pour les interfaces RS232 et celles à fibre optique, chaque liaison est assignée à une direction de transmission. La sortie de données d'un appareil doit être connectée à l'entrée de
données de l'autre appareil, et vice versa.
La désignation des connexions des câbles de transmission de données est conforme aux normes DIN 66020
et ISO 2110 :
• TxD = Emission de données
• RxD = Réception de données
• RTS = Request to send : demande d'envoi des données
• CTS = Clear To Send : prêt à émettre
• GND = Potentiel de terre pour le signal
Le blindage de câble sera mis à la masse aux deux extrémités de la ligne afin d’éviter que les différences de
potentiel ne provoquent une circulation de courant le long du blindage. Dans un environnement fortement
exposé aux perturbations électromagnétiques, il est possible de conduire le signal de terre (GND) dans une
paire torsadée séparée et individuellement blindée pour améliorer la résistance aux perturbations.
Le tableau suivant indique l'affectation du connecteur DSUB sur les différentes interfaces.
Tableau 3-21
No de
broche
Affectation des connecteurs sur les différentes interfaces
RS232
1
1)
RS485
Profibus FMS esclave, RS485
Modbus RS485
Ethernet
Profibus DP esclave, RS485
DNP3.0 RS485
EN 100
Ecran (relié électriquement par un embase de blindage)
Tx+
2
RxD
–
–
–
Tx–
3
TxD
A/A’ (RxD/TxD-N)
B/B’ (RxD/TxD-P)
A
Rx+
4
–
–
CNTR-A (TTL)
RTS (niveau TTL)
—
5
GND
C/C’ (GND)
C/C’ (GND)
GND1
—
6
–
–
+5 V (peut être chargé à
<100mA)
VCC1
Rx–
7
RTS
– 1)
–
–
—
8
CTS
B/B’ (RxD/TxD-P)
A/A’ (RxD/TxD-N)
B
—
9
–
–
–
–
non
Disponible
En fonctionnement en tant qu'interface RS485, la broche 7 porte aussi le signal RTS avec le niveau RS232. C'est la
raison pour laquelle la broche 7 ne doit pas être connectée !
Terminaison
Les interfaces RS485 peuvent être reliées à un bus pour le mode semi-duplex avec les signaux A/A' et B/B' et
le potentiel relatif commun C/C' (TERRE). Il faut vérifier que les résistances de terminaison ne sont connectées
que sur le dernier appareil du bus et qu'elles ne le sont pas sur tous les autres appareils du bus.
Les cavaliers des résistances de terminaison se trouvent sur le module d'interface RS485 (voir la figure 3-13)
ou PROFIBUS RS485 (voir la figure 3-14).
Les résistances de terminaison peuvent aussi être externes (figure 3-15).
Si le bus est étendu, il faut de nouveau faire attention à bien vérifier que les résistances de terminaison ne sont
connectées que sur le dernier appareil du bus et qu'elles ne le sont pas sur tous les autres appareils du bus.
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Montage et mise en service
3.2 Contrôle des raccordements
Interface de synchronisation
Des signaux de synchronisation temporelle 5 VDC, 12 VDC ou 24 VDC peuvent être traités si les raccordements sont faits comme dans le tableaux ci-dessous.
Tableau 3-22
Affectation du connecteur DSUB de l'interface de synchronisation temporelle
No de
broche
Désignation
Signification du signal
1
P24_TSIG
Entrée 24 V
2
P5_TSIG
Entrée 5 V
3
M_TSIG
Conducteur de retour
4
M_TYNC
Conducteur de retour 1)
1)
5
1)
BLINDAGE
Potentiel de blindage
6
–
–
7
P12_TSIG
Entrée 12 V
8
P_TSYNC 1)
Entrée 24 V 1)
9
BLINDAGE
Potentiel de blindage
affecté mais non utilisable
Fibres optiques
AVERTISSEMENT
Rayonnement laser !
Ne jamais regarder directement dans des éléments à fibres optiques !
La transmission de signaux par fibres optiques se caractérise par une immunité totale aux interférences électromagnétiques. Les fibres optiques garantissent d'elles-mêmes l'isolement galvanique parfait de la connexion
de communication. Les connexions de transmission et de réception sont représentées par des symboles.
L'interface à fibre optique est paramétrée par défaut en position de repos sur „Lumière éteinte“. Pour modifier
le réglage de position de repos, utiliser le logiciel de paramétrage DIGSI comme décrit dans le manuel
SIPROTEC 4.
Thermobox
Si un ou deux appareils de mesure de la température 7XV5662-xAD sont connectées pour prendre en compte
la température de l'huile dans la protection de surcharge avec calcul de point chaud, vérifier leur connexions à
l'interface de service (port C) ou à l'interface supplémentaire (port D).
Vérifier aussi la terminaison. Les résistances de terminaison doivent être activées sur l'appareil (voir sous la
section „Terminaison“).
Pour de plus amples informations sur le 7XV5662-xAD, voir les instructions de service correspondantes. Vérifiez les paramètres de transmission à l’appareil de mesure de la température. Outre la vitesse de transmission
et la parité, il est aussi essentiel de contrôler le numéro de bus.
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377
Montage et mise en service
3.2 Contrôle des raccordements
Pour le raccordement de thermobox, procédez comme suit :
• Pour la connexion de 1 Thermobox 7XV5662-xAD :
Numéro de bus = 0 en mode simplex (à régler sur le 7XV5662-xAD),
Numéro de bus = 1 en mode duplex (à régler sur le 7XV5662-xAD).
• Pour la connexion de 2 Thermobox 7XV5662-xAD :
Numéro de bus = 1 pour le 1er Thermobox (à régler sur le 7XV5662-xAD pour RTD 1 à 6),
Numéro de bus = 2 pour le 2e Thermobox (à régler sur le 7XV5662-xAD pour RTD 7 à 12).
3.2.2
Contrôle des connexions à l’installation
Avant de mettre l'appareil sous tension pour la première fois, il convient de le laisser pendant au moins deux
heures dans le local d'exploitation afin d'équilibrer les températures et d'éviter l'apparition d'humidité et de
buée. Le contrôle de connexion est effectué sur l’appareil prêt à fonctionner, avec l’installation désactivée et
mise à la terre.
AVERTISSEMENT
Attention ! Tensions dangereuses !
Le non respect des mesures de sécurité suivantes peut avoir pour conséquence la mort, des blessures graves
ou des dommages matériels considérables :
Seule une personne possédant la qualification nécessaire, connaissant et appliquant les prescriptions et
mesures de sécurité correspondantes, est autorisée à effectuer les contrôles décrits.
ATTENTION
Faire attention lors de la mise en marche de l'appareil sans batterie sur un chargeur de batteries
Le non-respect des mesures suivantes peut engendrer des tensions élevées non-autorisées pouvant entraîner
la destruction de l'appareil.
Ne pas mettre l’appareil en marche sur un chargeur de batterie sans qu’une batterie ne soit raccordée. (Pour
connaître les valeurs limites, consultez les spécifications techniques).
L'annexe A.3 contient des exemples de connexion pour les transformateurs de courant. Veuillez respecter les
affectations des bornes (voir l'annexe A.2).
Pour contrôler les connexions à l'installation, procédez comme suit :
• Les commutateurs de protection (par exemple fiches d'essai, fusibles, ou disjoncteurs) de l'alimentation et
des tensions de mesure doivent être ouverts ou mis en position déclenchée.
• Comparer toutes les connexions vers les transformateurs de courant et de tension avec les schémas de
poste et les schémas de connexion :
– Raccordement de tous les jeux de transformateurs de courant triphasés aux entrées d'appareils correct
et conforme aux réglages de la topologie ?
– Raccordement de tous les jeux de transformateurs de courant monophasés aux entrées d'appareils
correct et conforme aux réglages de la topologie ?
– Les transformateurs de courant sont-ils correctement mis à la terre ?
– Polarité des connexions des transformateurs de courant dans chaque jeu de transformateurs correcte ?
– Affectation des phases de tous les jeux de transformateur de courant triphasés correcte ?
– Polarité de toutes les entrées de courant monophasé correcte (si elles sont utilisées) ?
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Montage et mise en service
3.2 Contrôle des raccordements
– Mise à la terre des transformateurs de courant correcte (s'ils sont utilisés) ?
– Polarité des raccordement des transformateurs de tension uniforme et correcte (s'ils sont utilisés) ?
– Affectation des phases des transformateurs de tension correcte (s'ils sont utilisés) ?
– La polarité de l’entrée de tension U4 est-elle correcte (si utilisée, p.ex. avec une connexion en triangle
ouvert)?
• Vérifier les fonctions de tous les commutateurs d'essai (fiches, fusibles,...) qui sont installés pour les besoins
des essais secondaires et pour l’isolement de l'appareil. Vérifier particulièrement lors du contrôle les commutateurs d'essai qui sont placés dans les circuits des transformateurs de courant. S'assurer que ces commutateurs court-circuitent les transformateurs de courant quand ils sont placés en position d'essai „Tests“.
• Le dispositif de court-circuitage des circuits de courant de l'appareil doit être vérifié. Ceci peut se faire à
l’aide d’un ohmmètre ou de tout autre matériel de test permettant la vérification de la continuité électrique.
S'assurer qu'aucune inversion fautive de câblage ne se produit au niveau des borniers des court-circuiteurs
ou des transformateurs.
– Dévisser le panneau frontal.
– Détacher le câble plat sur la carte d'entrée/sortie C-I/O-9 et sortir la carte jusqu’à ce qu’il n’y ait plus
contact avec le connecteur du boîtier.
7UT613 : C-I/O-9 Emplacement de montage 33
7UT633 : C-I/O-9 Emplacement de montage 33 droite
7UT635 : C-I/O-9 Emplacement de montage 33 droite
– Tester la continuité de courant sur le côté des connexions et séparément pour chaque paire de bornes
séparément.
– Enfoncer à nouveau la carte avec fermeté.
– Une fois de plus, vérifier la continuité du côté des connexions pour chaque paire de bornes.
– Effectuez les contrôles de continuité décrits avec les autres cartes à bornes.
7UT613 : C-I/O-2 Emplacement de montage 19
7UT633 : C-I/O-2 Emplacement de montage 19 droite
7UT635 : C-I/O-9 Emplacement de montage 19 droite
– Insérer le câble plat en appuyant avec précaution. Veillez à ne déformer aucune broche. Ne pas forcer !
– Replacer la face avant et la revisser.
• Connecter un ampèremètre dans le circuit d’alimentation de tension auxiliaire ; gamme de mesure d'env.
2,5 A à 5 A.
• Allumer l'automate pour la tension auxiliaire (alimentation protection), vérifier la polarité et l’amplitude de la
tension aux bornes de l'appareil ou aux modules de connexion.
• La puissance consommée par l’alimentation devrait correspondre à la puissance de l'appareil au repos. Les
variations transitoires ne sont pas critiques et indiquent uniquement les changements de charge dans les
condensateurs.
• Désactiver l'automate pour tension auxiliaire d'alimentation.
• Retirer l'ampèremètre ; rétablir le câblage de la tension auxiliaire normal.
• Activer les automates du transformateur de tension (s'ils sont utilisés).
• Vérifiez que la rotation des phases de tension au niveau des bornes de l'appareil est correcte.
• Coupez l'automate pour tension de transformation et la tension auxiliaire d'alimentation.
• Vérifiez les circuits de déclenchement reliés aux disjoncteurs.
• Vérifiez les circuits de commande reliés vers et en provenance d'autres appareils.
• Vérifiez les connexions de signalisation et d'alarme.
• Fermez les commutateurs de protection de manière à appliquer la tension d’alimentation.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
3.3
Mise en service
AVERTISSEMENT
Attention ! Tensions dangereuses pendant le fonctionnement de l'appareil !
Le non-respect des mesures de sécurité suivantes peut avoir pour conséquence la mort, des blessures graves
ou des dommages matériels considérables :
Seul le personnel qualifié est autorisé à travailler sur cet appareil et sur les équipements qui l’entourent. Ce
personnel devra avoir été familiarisé avec les prescriptions de sécurité correspondantes, ainsi qu'avec les
mesures de sécurité et les avertissements contenus dans ce manuel.
L'appareil sera raccordé à la terre du poste (sous-station) avant que toute autre connexion ne soit réalisée.
Des tensions dangereuses peuvent exister au niveau de l’alimentation de l’appareil et au niveau des connexions vers les transformateurs de courant, les transformateurs de tension et les circuits de test.
Des tensions dangereuses peuvent subsister dans l'appareil même après que l’alimentation ait été déconnectée, en effet, les condensateurs peuvent encore être chargés.
Après avoir enlevé la tension d’alimentation, attendez un minimum de 10 secondes avant de réalimenter l’appareil. Cette attente permet de stabiliser les conditions initiales avant que l'appareil ne soit réalimenté.
Les valeurs limites indiquées dans les “Spécifications techniques” ne doivent pas être dépassées, ni pendant
un essai, ni pendant la mise en service.
Lorsque l’on procède à un contrôle de l'appareil en y connectant directement du matériel de test, il faut toujours
s'assurer qu'aucune autre grandeur de mesure n’est connectée et que les circuits de déclenchement et d’enclenchement provenant des disjoncteurs et des autres appareils de commutation primaires, sont déconnectés
de l’appareil.
DANGER
Tensions dangereuses à l'interruption des circuits secondaires des transformateurs de courant
Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables.
Les circuits secondaires des transformateurs de courant doivent être court-circuités avant toute interruption
des liaisons de courant connectées à l'appareil.
Pour la mise en service, certaines manoeuvres doivent également être effectuées. Les essais décrits cidessous ne sont autorisés que si ils peuvent être mis en oeuvre en toute sécurité. Ils ne sont ni adaptés ni
conçus pour les contrôles opérationnels.
AVERTISSEMENT
Avertissement envers les dangers émanant des essais primaires incorrects
Le non-respect des mesures de sécurité suivantes peut avoir pour conséquence la mort, des blessures graves
ou des dommages matériels considérables.
Les essais primaires ne doivent être effectués que par du personnel qualifié familiarisé avec la mise en service
d'équipements de protection, leur installation et fonctionnement, ainsi qu'avec les prescriptions et réglementations de sécurité (commutation, mise à la terre, etc.).
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
3.3.1
Mode de test/blocage de transmission
Si l’appareil est connecté à un système de conduite central (unité centrale de commande, SCADA), il est tout
à fait possible d’influencer l'information qui est transmise vers le système de contrôle-commande (voir tableau
„Fonctions dépendantes du protocole de communication“ dans l'annexe A.6).
Lorsque le mode de test est activé, les messages envoyés par un appareil SIPROTEC 4 vers le système
central sont marqués d'un bit de test supplémentaire. Ce bit permet au système central d'identifier le message
comme résultant d'essais et non d’un défaut réel ou d’un événement réel affectant le système électrique. En
outre il est possible en activant le verrouillage de transmission de faire en sorte que pendant le mode de
test, aucune signalisation ne soit transmise via l'interface système.
Dans le manuel de description du système du SIPROTEC 4 /1/, vous trouverez comment activer ou désactiver
le mode de test et le verrouillage de la transmission. Lorsque le logiciel DIGSI est utilisé pour piloter l'appareil,
il doit se trouver dans le mode d'exploitation en ligne pour pouvoir accéder aux fonctionnalités de test.
3.3.2
Vérifier l'interface de synchronisation temporelle
Pour la connexion du transmetteur du signal horaire (antenne ou générateur), il faut impérativement respecter
les spécifications techniques indiquées (voir section „Caractéristiques techniques“ au paragraphe „Interface de
synchronisation temporelle“). On reconnaît un bon fonctionnement (IRIG B, DCF77) à l'affichage du statut
„synchronisé“ comme statut temporel au plus tard 3 minutes après le démarrage de l'appareil, accompagné par a signalisation d'exploitation „Défaut horloge PART“.
Tableau 3-23
Statut temps
N°
Texte du statut
1
–– –– –– ––
2
– – – – – – SZ
3
– – – – ST – –
4
– – – – ST SZ
5
– – UG ST – –
6
– – UG – – – –
Légende :
– – UG – – – –
– – – – ST – –
– – – – – – SZ
3.3.3
Statut
synchronisé
non synchronisé
Heure non valable
Défaut heure
Horaire d'été
Test de l'interface système
Remarques préliminaires
Lorsque l'appareil dispose d'une interface système et que celle-ci est raccordée à un système de contrôle-commande centralisé, il est possible de vérifier si les informations sont transmises de manière correcte en utilisant
le logiciel DIGSI. N'utilisez cependant jamais cette possibilité de contrôle pendant le fonctionnement „en service“ de l'appareil.
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381
Montage et mise en service
3.3 Mise en service
DANGER
L’émission ou la réception de messages via l’interface système au moyen de la fonction de test représente un réel échange de données entre l’appareil SIPROTEC 4 et la centrale de commande. Les engins
attachés au système tels que les disjoncteurs ou les sectionneurs peuvent par conséquent être commandés pendant les essais !
Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables.
C'est pourquoi il ne faut tester les éléments commutables (par ex. les disjoncteurs, les sectionneurs) qu'au
cours de la mise en service et jamais „à chaud“ au moyen d'une émission ou réception de signalisations via
l'interface système au moyen du mode de test.
Remarque
Une fois la procédure d’essai terminée, l'appareil lance la procédure de réinitialisation mémoire. Toutes les mémoires tampon de signalisation sont effacées. Le cas échéant, lire et mémoriser auparavant, à l'aide de DIGSI,
les données enregistrées dans ces mémoires tampon.
L'interface peut être testée à l’aide du programme DIGSI lorsque celui-ci se trouve en mode en ligne :
• Double-cliquer sur le dossier En ligne pour ouvrir la boîte de dialogue appropriée.
• Cliquer sur Test ; à droite sur l'écran apparaît la sélection des fonctions de ce mode.
• Double-cliquer sur Génération de messages dans la liste d’objets. La boîte de dialogue Génération de
messages s’affiche (voir figure 3-23).
Structure de la boîte de dialogue
Dans la colonne Message, les textes d'affichage de toutes les signalisations et de tous les messages routés
à l'interface système dans la matrice sont affichés. La colonne Etat CONSIGNE permet de fixer une valeur
pour les signalisations à tester. Suivant le type de signalisation, différents types de zones d'introduction de
texte sont proposés (par ex. Message arrive/Message part). La valeur de la signalisation est sélectionnée
depuis la liste en double-cliquant sur l'un de ces champs.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-23
Test d'interface par la boîte de dialogue : Génération de signalisations – Exemple
Modification de l’état du matériel
Quand une des touches de la colonne Action est actionnée pour la première fois, le mot de passe n° 6 (pour
les menus de test des composants matériels) est demandé. Une fois le mot de passe saisi correctement, les
messages peuvent être émis individuellement. A cet effet, cliquez sur l’icône Transmettre dans la ligne correspondante. Le message correspondant est lancé et peut être lu aussi bien dans le carnet de bord des événements de l'appareil SIPROTEC 4 que dans la centrale de commande du poste.
Tant que la boite de dialogue est ouvert, d'autres essais d'émission de signalisation peuvent être effectués.
Test dans la direction de la centrale de commande
Pour toutes les informations qui doivent être transmises à la centrale de commande, tester les possibilités proposées sur la liste déroulante de la commande du menu Etat CONSIGNE :
• Vérifier que toutes les manoeuvres pouvant être déclenchées par les tests pourront être effectuées sans
danger (voir plus haut à DANGER !).
• Au regard de la fonction à vérifier, cliquez sur Envoyer et vérifiez si l'information correspondante parvient à
la centrale et indique l'effet attendu. Les informations devant être normalement transmises via des entrées
binaires (premier caractère „>“) seront également transmises à la centrale au cours de cette procédure. La
fonctionnalité des entrées binaires en tant que telle sera contrôlée séparément.
Terminer la procédure
Pour mettre fin à la procédure de contrôle de l'interface système, cliquer sur Fermer. La boîte de dialogue se
ferme. Le système à microprocesseur redémarre, l'appareil est désormais prêt à fonctionner.
Test « venant de la centrale de commande »
Les informations devant être normalement transmises via des entrées binaires (premier caractère „>“) sont vérifiées au cours de cette procédure. Les informations transitant dans le sens « venant de la centrale de
commande » doivent être émises par celle-ci. Il convient de vérifier si l'appareil réagit correctement à la réception de telles informations.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
3.3.4
Contrôle des états d'enclenchement et de déclenchement des entrées/sorties
binaires
Remarques préliminaires
Les entrées et sorties binaires ainsi que les diodes électroluminescentes (LED) d’un appareil SIPROTEC 4
peuvent être contrôlées individuellement et précisément au moyen de DIGSI. Pendant la phase de mise en
service, il est ainsi possible de contrôler que les raccordements à l’installation sont corrects. N'utilisez cependant jamais cette possibilité de contrôle pendant le fonctionnement „en service“ de l'appareil.
DANGER
La modification de l’état d’une entrée binaire ou d’une sortie binaire en utilisant le dispositif de test engendre un changement véritable et immédiat au niveau de l’appareil SIPROTEC 4. Les engins attachés
au système tels que les disjoncteurs ou les sectionneurs peuvent par conséquent être commandés
pendant les essais !
Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut entraîner la mort, des blessures graves ou des dommages matériels considérables.
C'est pourquoi il ne faut tester les organes manoeuvrables (par ex. les disjoncteurs, les sectionneurs) qu'au
cours de la mise en service et jamais „à chaud“ au moyen d'une émission ou réception de signalisations via
l'interface système au moyen du mode de test.
Remarque
Une fois la procédure d’essai du matériel terminée, l'appareil lance la procédure de réinitialisation mémoire.
Toutes les mémoires tampon de signalisation sont effacées. Le cas échéant, lire et mémoriser auparavant, à
l'aide de DIGSI, les données enregistrées dans ces mémoires tampon.
Le matériel peut être testé à l’aide du programme DIGSI en mode en ligne :
• Double-cliquer sur le dossier En ligne pour ouvrir la boîte de dialogue appropriée.
• Cliquer sur Test ; à droite sur l'écran apparaît la sélection des fonctions de ce mode.
• Double-cliquer sur la liste sur Entrées et sorties de l’appareil. La boîte de dialogue du même nom s’affiche
(voir fig. 3-24).
Constitution de la boîte de dialogue
La boîte de dialogue est subdivisée en trois groupes : EB pour entrées binaires, SB pour sorties binaires et
LED pour diodes lumineuses. À gauche, un bouton correspondant est affecté à chacun des groupe. Cliquer
deux fois sur ce bouton pour afficher ou masquer les informations relatives au groupe.
Dans la colonne de Etat, les situations actuelles (états physiques) des équipements matériels sont représentés. L'état est représenté de manière symbolique. Les états physiques des entrées binaires et de relais de
sortie sont représentés par des symboles représentant des contacts ouverts et fermés. L'état d'une diode lumineuse est représenté par un symbole allumé ou éteint.
L’autre état possible d’un équipement est indiqué dans la colonne Consigne. Le texte est affiché en texte long.
La colonne située à l’extrême droite indique les commandes ou les messages qui sont effectivement attachés
(configurés) aux équipements.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-24
Tester les entrées et sorties – Exemple
Modification du mode de fonctionnement
Pour modifier le mode de fonctionnement d'une partie du matériel, cliquer sur le bouton correspondant dans la
colonne Etat CONSIGNE.
Avant l'exécution du premier changement d'état de fonctionnement, le mot de passe n° 6 est demandé (si cette
option a été activée lors de la configuration). Le changement d’état ne pourra se faire qu’après introduction du
mot de passe correct. Les changements d’état supplémentaires restent possibles pendant que la boîte du dialogue est ouverte.
Tests des relais de sortie
Il est possible d’exciter chaque relais de sortie individuellement et de contrôler ainsi le bon câblage entre les
relais de sortie du 7UT613/63x et le poste sans avoir à générer les messages qui leur sont affectés. Dès que
le premier changement d'état a été opéré pour un relais de sortie quelconque, tous les relais de sortie sont
déconnectés des fonctions de protection de l’appareil et ne peuvent plus être actionnés que par la fonction de
test des composants matériels. Cela signifie par exemple qu'un ordre de déclenchement provenant d'une fonction de protection ou qu’une demande de manœuvre sur le clavier de commande ne sera pas exécuté.
Pour tester le relais de sortie, procédez comme suit :
• Vérifier que toutes les manoeuvres pouvant être activées par les relais de sortie pourront être effectuées
sans danger (voir plus haut à DANGER !).
• Chaque relais de sortie doit être testé via la colonne Etat Cible correspondante dans la boîte de dialogue.
• Terminer la procédure de test (voir au paragraphe „Terminer l'opération“) afin d'éviter d'activer d'autres commandes par inadvertance au cours de nouveaux tests.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Test des entrées binaires
Pour tester le câblage réalisé entre les équipements de travée et les entrées binaires de la protection
7UT613/63x, il est nécessaire de simuler/générer l’état de l’installation susceptible d’activer l’entrée binaire en
question. Une fois l’entrée binaire activée, la réaction de l’appareil doit être vérifiée.
A cet effet, ré-ouvrir la boîte de dialogue Entrées et sorties de l'appareil, afin de pouvoir regarder sur quelles
positions physiques se trouvent les entrées binaires. A ce stade, l’introduction d’un mot de passe n’est pas
encore nécessaire.
Pour tester une entrée binaire, procéder comme suit :
• Activez sur le poste chacune des fonctions activant une entrée binaire.
• Contrôler la réaction dans la colonne Etat de la boîte de dialogue. Pour cela, il est nécessaire de réactualiser
l’affichage de la boite de dialogue. Les options possibles se trouvent au paragraphe „Actualiser l'affichage“.
• Terminer la procédure de test (voir paragraphe „Terminer l'opération“).
Si les effets de l’activation de l’entrée binaire doivent être vérifiés sans modifier l’état de l’installation, il est possible d’activer chaque entrée binaire via la fonction de test du matériel. Dès que le premier changement de
mode de fonctionnement a été initié pour une entrée binaire quelconque et que le mot de passe n° 6 est entré,
toutes les entrées binaires sont déconnectées côté appareil et ne peuvent plus être commandées que par la
fonction de test du matériel.
Test des diodes électroluminescentes
Les diodes électroluminescentes (LED) peuvent être testées de la même manière que les autres éléments
d’entrée-sortie. Dès que le premier changement d'état d’une quelconque diode est opéré, toutes les diodes
sont déconnectées des fonctions de protection de l’appareil et ne peuvent plus être actionnées que par la fonction de test des composants matériels. Cela signifie par exemple qu'aucune diode ne peut plus être allumée
par une fonction de protection ou l'actionnement de la touche acquittement des LED.
Actualiser l'affichage
Lors de l'ouverture de la boîte de dialogue Menus test du matériel, les modes de fonctionnement actuels des
éléments du matériel sont lus et affichés.
Une mise à jour se produit :
• pour chaque élément si un ordre de changement d’état est exécuté avec succès,
• pour tous les composants matériels en cliquant sur le bouton Actualiser,
• pour tous les composants du matériel par l'actualisation cyclique (la durée d'un cycle étant de 20 secondes)
si l'option Actualisation cyclique est sélectionnée.
Terminer la procédure
Pour clôturer les test des composants matériels, cliquez sur Fermer. La boîte de dialogue se ferme. Tous les
composants matériels sont ainsi remis dans l'état de fonctionnement prescrit pour les conditions d'utilisation
de l'équipement. Le système à microprocesseur est redémarré, suite à quoi l'appareil est à nouveau opérationnel.
3.3.5
Vérification de la consistance des réglages
L’appareil 7UT613/63x contrôle la cohérence des réglages pour les fonctions de protection ainsi que celle des
paramètres de configuration correspondants et signale lorsque les réglages sont contradictoires. La protection
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
différentielle de terre, p. ex., ne peut pas être utilisée si aucune entrée de mesure pour le courant de neutre
entre la terre et le point neutre de l’équipement à protéger n’a été affectée.
Les facteurs d'adaptation entre les courants nominaux des transformateurs de courant et les courants nominaux d'exploitation auxquels se réfère chacune des fonctions de protection sont soumis à un contrôle. En cas
d'écart considérable accompagné d'un réglage sensible, un message signalisant cette circonstance et indiquant l'adresse de réglage éventuellement concernée est généré.
Assurez-vous au moyen des signalisations d’exploitation ou des signalisations spontanées qu’aucune information d’inconsistance de ce type n’est présente.
Tableau 3-24
Message d'incohérence
Signalisation
No
Signification
voir aussi
Section
„Erreur1A/5AFaux“
192
Réglage des courants nominaux secondaires sur carte d'entrée/sortie 2.1.4
incohérente, général
3.1.2 („Cavaliers sur
circuits imprimés“)
„Erreur IN LM1“
jusqu'à
„Erreur IN LM5“
30097
jusqu'à
30101
Réglage des courants nominaux secondaires incohérents pour l'entrée 2.1.4
du courant de mesure indiquée (entrées triphasées)
3.1.2 („Cavaliers sur
circuits imprimés“)
„Erreur IN I1..3“
jusqu'à
„Err IN I10..12“
30102
jusqu'à
30105
Réglage des courants nominaux secondaires incohérents pour l'entrée 2.1.4
du courant de mesure indiquée (pour protection de jeu de barres mo- 3.1.2 („Canophasée)
valiers sur
circuits imprimés“)
„Erreur IN IZ1“
jusqu'à
„Erreur IN IZ4“
30106
jusqu'à
30109
Réglage des courants nominaux secondaires incohérents pour l'entrée 2.1.4
du courant de mesure indiquée (entrées monophasées)
3.1.2 („Cavaliers sur
circuits imprimés“)
„Mque config.“
311
Signalisation collective pour erreur de configuration
„ERR: type coupl“
312
Généralités : Erreur lors du couplage pour la protection du
transformateur
„ERR: att. I ter“
313
Erreur au niveau de l'entrée monophasée pour la protection différentiel- 2.1.4
le de terre
„ERR: LM côtés“
314
Erreur d'affectation de côtés et/ou de points de mesure
„Par tp faible“
30067
Valeur de réglage trop faible à l'adresse indiquée
2.1.4
2.1.4
„Par tp grand“
30068
Valeur de réglage trop grande à l'adresse indiquée
„Erreur param“
30069
Réglage peu vraisemblable à l'adresse indiquée
„Diff fact-TC><“
5620
L'adaption des transformateurs de courant pour la protection du diffé- 2.1.4
rentiel donne un facteur trop important ou trop faible
2.2
„Diff manq param“
5623
Réglages pour la protection différentielle peu vraisemblables
DifT mque Objet
5835
Protection différentielle de terre impossible sur l'équipement à protéger 2.1.4
configuré
DifT fact-TC ><
5836
L'adaption du transformateur de courant pour la protection différentielle 2.1.4
de terre donne un facteur trop important ou trop faible
2.3
DifTerSaCaPN
5830
Aucune entrée de mesure monophasée pour le courant neutre n'est af- 2.1.4
fectée à la protection différentielle de terre
2.2
„DifT err param“
199.2493
Réglages pour la protection différentielle de terre peu vraisemblables
2.1.1
„DiffT2 mnq Obj“
205.2491
Protection différentielle de terre 2 impossible sur l'équipement à
protéger configuré
2.4.1
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2.2
387
Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Signalisation
No
Signification
voir aussi
Section
„DiffT2 Fac-TI><“
205.2494
L'adaption du transformateur de courant pour la protection différentielle 2.4.1
de terre 2 donne un facteur trop important ou trop faible
2.3
„DiffT2 mnq TIPN“
205.2492
Aucune entrée de mesure monophasée pour le courant neutre n'est af- 2.4.1
fectée à la protection différentielle de terre 2
2.2
„DiffT2 mnq Par“
205.2493
Réglages pour la protection différentielle de terre peu vraisemblables
MaxI Ph MqueObj
1860
Protection à maximum de courant pour courants de phase impossible 2.1.4
sur l'équipement à protéger configuré
„MaxI err param“
023.2493
Réglages pour protection à maximum de courant de phase peu vraisemblables
2.1.1
2.4.2
„MAXIph2 MnqObj“ 207.2491
Protection à maximum de courant pour courants de phase 2 impossible 2.1.42.1.6
sur l'équipement à protéger configuré
„MAXIph2 MnqPar“ 207.2493
Réglages pour protection à maximum de courant de phase 2 peu vrai- 2.4.2
semblables
„MAXIph3 MnqObj“ 209.2491
Protection à maximum de courant pour courants de phase 3 impossible 2.1.42.1.6
sur l'équipement à protéger configuré
„MAXIph3 MnqPar“ 209.2493
Réglages pour protection à maximum de courant de phase 3 peu vrai- 2.4.2
semblables
Max 3I0 MqueObj
1861
Protection à maximum de courant pour courant homopolaire impossible 2.1.4
sur l'équipement à protéger configuré
„Max 3I0 err par“
191.2493
Réglages pour protection à maximum de courant homopolaire peu vrai- 2.4.2
semblables
„MAXI3I02mnq obj“ 321.2491
Protection à maximum de courant pour courant homopolaire 2 impossi- 2.1.42.1.6
ble sur l'équipement à protéger configuré
„MAXI3I02mnq par“ 321.2493
Réglages pour protection à maximum de courant homopolaire 2 peu
vraisemblables
„MAXI3I03mnq obj“ 323.2491
Protection à maximum de courant pour courant homopolaire 3 impossi- 2.1.42.1.6
ble sur l'équipement à protéger configuré
„MAXI3I03mnq par“ 323.2493
Réglages pour protection à maximum de courant homopolaire 3 peu
vraisemblables
MaxI T Er Attr.
1862
Aucune affectation possible pour la protection à maximum de courant 2.1.4
pour courant de terre
„Max IT err par“
024.2493
Réglages pour protection à maximum de courant de terre peu vraisem- 2.5
blables
„MAXI T2I mnq af“
325.2492
Aucune affectation possible pour la protection à maximum de courant 2.1.42.1.6
pour courant de terre 2
„MAXI T2 mnqpar“
325.2493
Réglages pour protection à maximum de courant de terre 2 peu vraisemblables
MaxI 1ph ErrAtt
5981
Aucune affectation possible pour protection monophasée à maximum 2.1.4
de courant
„MaxI1ph mnq par“
200.2493
Réglages de la protection de surintensité monophasée peu vraisembla- 2.7
bles
„Déséq mque Obj“
5172
Protection contre les déséquilibres impossible sur l'équipement à pro- 2.1.4
téger configuré
„Dés Fac-TC ><“
5168
L'adaption des transformateurs de courant pour la protection des désé- 2.8
quilibres donne un facteur trop important ou trop faible
2.4.2
2.4.2
2.5
„Déséq mque Para“ 5180
Réglages pour la protection contre les déséquilibres peu vraisemblables
2.8
Surch manque Q
1545
Enregistrement de température manquante pour la protection de surcharge (de la thermobox)
2.1.3
2.9.5
Surch mque obj
1549
Protection de surcharge impossible sur l'équipement à protéger confi- 2.1.4
guré
388
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Signalisation
No
Signification
voir aussi
Section
Surch Fac-TC ><
1546
L'adaption des transformateurs de courant pour la protection de surcharge donne un facteur trop important ou trop faible
2.1.4
2.9
„SURCH2 ErParam“ 204.2493
Réglages pour la protection de surcharge 2 peu vraisemblables
2.9
„SURCH2 pas Θ“
Enregistrement de température manquante pour la protection de surcharge 2 (de la thermobox)
2.9
204.2609
„SURCH2 mnq Obj“ 204.2491
Protection de surcharge 2 impossible sur l'équipement à protéger con- 2.9
figuré
„SURCH2 FacTI><“
204.2494
L'adaption des transformateurs de courant pour la protection de surcharge 2 donne un facteur trop important ou trop faible
2.9
„Surch err param“
044.2493
Réglages pour la protection de surcharge peu vraisemblables
2.9
„Er U/f: Objet“
5377
Protection de surexcitation impossible sur l'équipement à protéger con- 2.1.4
figuré
„Er U/f: mq TT“
5376
Protection de surexcitation impossible hors tension
2.1.4
„Er U/f para“
5378
Réglages pour la protection de surexcitation peu vraisemblables
2.11
„U< mnq obj“
033.2491
Protection à minimum de tension impossible sur l'équipement à proté- 2.14
ger configuré
„U< mnq UTP“
033.2492
Protection à minimum de tension impossible hors tension
„U< mnq par“
033.2493
Réglages pour la protection à minimum de tension peu vraisemblables 2.14
„U> mnq objet“
034.2491
Protection à maximum de tension impossible sur l'équipement à proté- 2.15
ger configuré
2.14
„U> mnq UTP“
034.2492
Protection à maximum de tension impossible hors tension
„U> mnq param“
034.2493
Réglages pour la protection à maximum de tension peu vraisemblables 2.15
2.15
„Fréq manq obj“
5255
Protection fréquencemétrique impossible sur l'équipement à protéger
configuré
„Fréq manq TP“
5254
2.16
Protection fréquencemétrique impossible hors tension
2.16
„Fréq manq param“ 5256
Réglages pour la protection fréquencemétrique peu vraisemblables
2.16
„PRP manq objet“
5101
Protection de retour de puissance impossible sur l'équipement à proté- 2.12
ger configuré
„PRP fact-TC ><“
5099
L'adaption des transformateurs de courant pour la protection de retour 2.12
de puissance donne un facteur trop important ou trop faible
„PRP manque TP“
5100
Protection de retour de puissance impossible hors tension
„PRP err param“
5102
Réglages pour la protection de retour de puissance peu vraisemblables 2.12
„SPA manq objet“
5132
Surveillance de la puissance aval impossible sur l'équipement à proté- 2.13
ger configuré
„SPA Fact TC><“
5130
L'adaption des transformateurs de courant pour la surveillance de la
puissance aval donne un facteur trop important ou trop faible
2.13
„SPA manque TC“
5131
Surveillance de la puissance aval impossible hors tension
2.13
„SPA err param“
5133
Réglages pour la surveillance de la puissance aval peu vraisemblables 2.13
PDD mque objet
1488
Protection contre les défaillances du disjoncteur impossible sur l'équi- 2.1.4
pement à protéger configuré
„PDD err param“
047.2493
Réglages pour la protection contre les défaillances du disjoncteur peu 2.1.4
vraisemblables
„PDD2 Mnq Obj“
206.2491
Protection contre les défaillances du disjoncteur impossible sur l'équi- 2.1.42.1.6
pement à protéger configuré
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2.12
389
Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Signalisation
No
Signification
voir aussi
Section
„PDD2 Mnq param“ 206.2493
Réglages pour la protection contre les défaillances du disjoncteur peu 2.1.4
vraisemblables
„SurCirDéNonAff“
Le nombre d'entrées binaires réglé pour la surveillance du circuit de dé- 3.1
clenchement est incorrect
(„Variantes
de raccordement“)
6864
Assurez-vous également au moyen des signalisations d’exploitation ou des signalisations spontanées,
qu’aucun autre message d’erreur de l’appareil n’est présent.
Les facteurs d'adaptation des entrées de mesure figurent eux-aussi parmi les signalisations d'exploitation. Il
est recommandé de vérifier ces facteurs, même en l'absence d'une des signalisations figurant ci-dessus. Les
facteurs affichés sont :
• D'une manière générale, les rapports des courants nominaux ou des tensions nominales aux courants nominaux ou aux courants nominales des transformateurs de mesure, sur les points de mesure.
• Pour la protection différentielle, le rapport du courant nominal défini pour l'objet aux courants nominaux des
transformateur de courant, sur les points de mesure.
• Pour la protection différentielle de terre, le rapport des courants nominaux du côté affecté de l'équipement
à protéger au courant nominal du transformateur de courant, sur le point neutre.
Aucun des facteurs ne peut être supérieur à 8 ou inférieur à 0,125. Si cette condition n'est pas remplie, il faut
prévoir des tolérances de mesure supérieures. Des facteurs supérieurs à 50 ou inférieurs à 0,02 peuvent
générer des réactions inattendues de l'appareil.
Tableau 3-25
Affichage des facteurs d'adaptation
Signalisation
N°
Signification
voir aussi
Section
„GEN TC LM1:“
jusqu'à
„GEN TC LM5:“
30060
jusqu'à
30064
Généralités : Facteur d'adaptation pour les points de mesure indiqués 2.1.4
„GEN TT-U1“
30065
Généralités : Facteur d'adaptation pour entrée de tension de mesure tri- 2.1.4
phasée
„Diff TC-LM1:“
jusqu'à
„Diff TC-LM5:“
5733
jusqu'à
5737
Protection différentielle : Facteur d'adaptation pour les points de
mesure indiqués (équipement à protéger triphasé)
2.1.4
„Diff TC-I1:“
jusqu'à
„Diff TC-I12:“
5721
jusqu'à
5732
Protection différentielle : Facteur d'adaptation pour les points de
mesure indiqués (protection de jeu de barres monophasée)
2.1.4
„Diff TC-Z1“
jusqu'à
„Diff TC-Z4“
5738
jusqu'à
5741
Protection différentielle : Facteur d'adaptation pour le point de mesure 2.1.4
indiqué supplémentaire monophasé
„DifT TC-PN:“
199.2639
Protection différentielle de terre 1 : Facteur d'adaptation pour le courant 2.1.4
neutre
„DiffT2TI-M1:“
jusqu'à „DiffT2TIM5:“
205.2634
jusqu'à
205.2638
Protection différentielle de terre 2 : Facteur d'adaptation pour les points 2.1.4
de mesure indiqués
„DiffT2TIPN:“
205.2639
Protection différentielle de terre 2 : Facteur d'adaptation pour le courant 2.1.4
neutre
390
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3.3 Mise en service
3.3.6
Contrôles secondaires
Des vérifications de chacune des fonctions de protection concernant les caractéristiques ou les valeurs de
réponse ne sont pas nécessaires, puisqu'elles font partie des programmes du micrologiciel continuellement
surveillé. Les entrées analogiques sont contrôlées lors de la mise en service primaire sur l'équipement à protéger (à partir de la section 3.3 sous „Vérification symétrique du courant sur l'équipement à protéger“). On y
vérifie aussi les raccordements, c'est-à-dire le couplage avec l'installation. Des écarts des valeurs de mesure
entre les différentes fonctions de protection et les phases sont alors pratiquement exclues.
Les vérifications secondaires ne peuvent en aucun cas remplacer les vérifications primaires décrites ci-dessous, puisqu'elles ne peuvent inclure des erreurs de raccordement. Elles peuvent servir de contrôle théorique
des valeurs de mesure. Si vous souhaitez effectuer des vérifications secondaires, tenez compte des indications suivantes.
Lorsque l’on procède à un contrôle en y connectant directement du matériel de test, il faut toujours s'assurer
qu'aucune autre grandeur de mesure n’est connectée et que les circuits de déclenchement et d’enclenchement
provenant des disjoncteurs et des autres appareils de commutation primaires sont déconnectés de l’appareil.
Les contrôles doivent être effectués avec les valeurs de réglage actuelles pour l'appareil. Si celles-ci ne sont
pas (encore) disponibles, il faut effectuer le contrôle avec les valeurs préréglées.
Remarque
La précision de mesure à atteindre dépend des données électriques des sources d'essai utilisées. La précision
des mesures spécifiée dans les Spécifications Techniques ne peut être attendue qu'en se tenant aux conditions de référence selon VDE 0435/Partie 303 ou IEC 60255 et en utilisant des instruments de mesure de précision. Les tolérances indiquées se rapportent aux données préréglées des équipements à protéger. Si le
courant nominal (relatif au courant nominal du transformateur) de l'équipement à protéger diffère considérablement du courant nominal de l'appareil, il faut prévoir des tolérances de réponse plus élevées en conséquence.
Protection différentielle
Pour la protection différentielle, chaque côté peut être contrôlé séparément. Cela correspond à une simulation
d'un défaut alimenté unilatéralement. Si un côté a plusieurs points de mesure, les entrées de mesure non
prises en compte dans le contrôle restent sans courant. La vérification de la valeur de réponse s'effectue en
augmentant lentement le courant d'essai.
ATTENTION
Les contrôles avec des courants 4 fois supérieurs au courant nominal de l'appareil provoquent une surcharge
des circuits d'entrée et ne doivent être effectués que sur une courte durée.
Voir les Spécifications techniques
Le cas échéant, il faudra laisser ensuite une pause suffisante de refroidissement !
Les valeurs de réponse réglées se rapportent au courant triphasé symétrique pour les équipements triphasés.
Pour un transformateur monophasé, les courants sont en opposition de phase. Pour un jeu de barres monophasé, il faut prendre en compte les transformations des transformateurs de mixage. Les courants nominaux
des entrées de mesure du courant jouent également un rôle, en cas de raccordement par un transformateur
de mixage, ils sont en général de 0, 1 A.
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391
Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Pour la vérification en cas de paramètres réglés conformément au service, il faut tenir compte du fait que la
valeur de réglage pour la protection différentielle se rapporte au courant nominal de l'équipement à protéger,
c'est-à-dire au courant primaire qui résulte formellement de
pour un équipement triphasé et
pour un équipement monophasé avec
SN Obj
puissance apparente nominale de l'équipement à protéger
UN Obj
tension nominale de l'équipement à protéger ou de l'enroulement observé.
Pour un enroulement à régulation de tension, la tension calculée selon la section 2.1.5 s'applique.
Pour les transformateurs, les valeurs de réponse effectives pour une vérification à 1 ou 2 phases dépendent
aussi de l’indice de couplage du transformateur, et pour une vérification monophasée aussi du traitement du
point neutre de l'enroulement et du traitement de son courant. L'alimentation par les transformateurs d'adaptation correspond aux commutations conventionnelles.
Pour obtenir la valeur de réponse effective, il faut donc multiplier la valeur de réglage par un facteur d’indice
de couplage KInd. Coupl. selon la formule suivante :
Le tableau suivant montre le facteur KInd. Coupl. selon l’indice de couplage et le type d'erreur pour les transformateurs triphasés.
Tableau 3-26
Facteur de correction KInd. Coupl. selon l’indice de couplage et le type d'erreur
Type de défaut
Enroulement de
référence
(haute-tension)
chiffre l’indice de
couplage pair
(0, 2, 4, 6, 8, 10)
chiffre l’indice de
couplage impair
(1, 3, 5, 7, 9, 11)
triphasée
1
1
1
biphasé
1
1
√3/2 ≈ 0,866
3/2 = 1,5
3/2 = 1,5
√3 ≈ 1,73
1
1
monophasé
avec élimination I0
monophasé
sans élimination I0
Exemple :
392
Transformateur triphasé
SN = 57 MVA
Indice de couplage
Yd5
haute-tension
UN = 110 kV
Transformateur de courant
300 A/1 A
Soustension
UN = 25 kV
Transformateur de courant
1500 A/1 A
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Pour l'enroulement de haute tension, il y a donc :
Ici, pratiquement le courant nominal de l'enroulement = courant nominal du transformateur de courant. La
valeur de réponse correspond donc, pour une vérification triphasée ou biphasée, à la valeur de réglageIDIFF> de l'appareil (KInd. Coupl. = 1 pour l'enroulement de référence), relative au courant nominal de l'appareil.
Pour une vérification monophasée à élimination du courant homopolaire, il faut s'attendre à une valeur de 1,5
fois la valeur de réponse.
Pour l'enroulement de basse tension, il y a donc :
Pour la vérification secondaire de cet enroulement, la valeur de réponse théorique (relative au courant nominal
de l'appareil) est
En raison des chiffres impairs des indices de couplage, s'appliquent les valeurs de réponse (tableau)
triphasée
KInd. Coupl. = 1
biphasé
KInd. Coupl. = √3/2
monophasé
KInd. Coupl. = √3
Fonctions flexibles
Alors que les fonctions de protection, de surveillance et de mesure implémentées dans l'appareil font partie du
micrologiciel de l'appareil et sont donc „reliées de manière fixe“, les fonctions flexibles sont configurées individuellement (voir section 2.1.4 au paragraphe „Fonctions flexibles“). Le contrôle de ces configurations a lieu de
préférence à l'aide d'une vérification secondaire, puisque les dépendances internes doivent ici être contrôlées.
La vérification des raccordements correspondants de l'installation est comprise dans la mise en service primaire ultérieure (à partir de la section 3.3 sous „Vérification pour la protection contre les défaillances du disjoncteur“).
Lors de ces vérifications secondaires, il s'agit en premier lieu de vérifier les affectations correctes des fonctions
flexibles avec les entrées de mesure analogiques et avec les entrées et sorties binaires.
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393
Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Chaque fonction flexible est vérifiée séparément, puisque chacune est configurée individuellement.
Fonctions de courant
Pour les fonctions flexibles à détection de courant, des courants de vérification sont alimentés à l'entrée de
mesure du courant ou l'un après l'autre aux entrées de mesure du courant décisives pour la fonction flexible
vérifiée. Pour les fonctions fonctionnant sur le passage au-dessus d'un courant défini, le courant d'essai (ou
les courants d'essai) est lentement augmenté, jusqu'à ce que la fonction démarre, pour le passage en dessous
d'un courant défini, il est abaissé à partir d'une valeur supérieure à la valeur de réponse. Veuillez tenir compte
du fait qu'une signalisation correspondante ne peut apparaître qu'après une temporisation quand une temporisation d'excitation est réglée.
ATTENTION
Les contrôles avec des courants 4 fois supérieurs au courant nominal de l'appareil provoquent une surcharge
des circuits d'entrée et ne doivent être effectués que sur une courte durée.
Voir les Spécifications techniques
Le cas échéant, il faudra laisser ensuite une pause suffisante de refroidissement !
Lors de la vérification des valeurs de réponse, tenez compte des éléments suivants :
• Si la fonction de courant est affectée à un côté de l'équipement à protéger, les valeurs de réponse se rapportent au courant nominal de ce côté (I/IN S). Les facteurs de montant disparaissent alors. Le courant
nominal du côté peut être mesuré en analogie avec les formules ci-dessus à la rubrique "Protection différentielle". Le courant d'essai doit être converti en valeur secondaire.
• Si la fonction de courant est affectée à un point de mesure et que les valeurs de mesure secondaires sont
réglées, la valeur de réponse correspond immédiatement à la valeur de réglage secondaire.
• Si la fonction de courant est affectée à un point de mesure et que les valeurs de mesure primaires sont réglées, la valeur de réglage doit être convertie en valeur secondaire afin d'obtenir la valeur de réponse pour
le courant d'essai secondaire. Pour la conversion, c'est la transformation du jeu de transformateurs destiné
à cette entrée de mesure de l'appareil qui importe.
• Les vérifications des composantes directes ou inverses des courants sont les plus simples avec une vérification symétrique triphasée. Vous obtenez la composante directe à l'aide de courants d'essai symétriques,
et la composante inverse en inversant deux phases. Les valeurs de réglage I1 et I2 correspondent directement au montant de chaque courant d'essai. Lors d'une vérification monophasée, la composante directe et
la composante inverse représentent chacune 1/3 du courant d'essai.
• Vous pouvez effectuer des vérifications monophasées à une des trois entrées de courant au choix pour vérifier la composante homopolaire. Comme 3 · I0 est réglé pour le courant homopolaire, le courant d'essai
correspond directement à la valeur de réponse de consigne.
Fonctions de tension
Pour les fonctions flexibles à détection de tension, des tensions d'essai sont alimentées à l'entrée de mesure
de tension monophasée ou aux trois entrée de mesure de tension. Cela est également valable pour une fonction de fréquence. Nous recommandons une source de tension triphasée symétrique. Si l'essai a lieu avec une
source de tension monophasée, il faut tenir compte de certaines particularités, dont il sera fait mention plus
tard le cas échéant. Pour les fonctions fonctionnant sur le passage au-dessus d'une tension définie, les tensions d'essai sont lentement augmentées, jusqu'à ce que la fonction démarre, pour le passage en dessous
d'une tension définie, elles sont abaissées à partir d'une valeur supérieure à la valeur de réponse. Veuillez tenir
compte du fait qu'une signalisation correspondante ne peut apparaître qu'après une temporisation quand une
temporisation d'excitation est réglée.
394
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
ATTENTION
Les contrôles avec des tensions supérieures à 170 V au niveau des bornes d'entrée de tension provoquent
une surcharge des circuits d'entrée et ne doivent être effectués que sur une courte durée.
Voir les Spécifications techniques
Le cas échéant, il faudra laisser ensuite une pause suffisante de refroidissement !
Lors de la vérification des valeurs de réponse, tenez compte des éléments suivants :
• Les réglages secondaires sont effectués en volts. C’est valable pour toutes les tensions. Si des valeurs primaires ont été réglées, elles doivent être converties en valeurs secondaires via les données de transformateurs de tension.
• Si la fonction flexible à tester surveille une seule tension, effectuez une vérification monophasée à l'entrée
de mesure de tension correspondante.
• Si les tensions phase-terre sont importantes, effectuez la vérification aux entrées triphasées de mesure de
la tension ; la vérification peut être triphasée ou monophasée (chaque phase l'une après l'autre). Lors de la
vérification de la diminution de tension, les tensions non testées doivent cependant se trouver au-dessus
de la valeur de réponse afin qu'elles ne provoquent pas d'excitation.
• Si les tensions phase-phase sont déterminantes, nous recommandons une vérification triphasée. Sinon,
assurez-vous que la tension d'essai se trouve aux deux entrées de mesure de la tension composée. Lors
de la vérification de la diminution de tension, la phase non testée doit avoir une tension suffisamment élevée
pour que ses tensions composées se trouvent au-dessus de la valeur de réponse.
• Les vérifications des composantes directes ou inverses des tensions sont également les plus simples avec
une vérification symétrique triphasée. Vous obtenez la composante directe à l'aide de tensions d'essai symétriques, et la composante inverse en inversant deux phases. Les valeurs de réglage U1 et U2 correspondent directement au montant de chaque tension d'essai contre le point neutre. Lors d'une vérification monophasée, la composante directe et la composante inverse représentent chacune 1/3 de la tension d'essai.
• Vous pouvez effectuer des vérifications monophasées à une des trois entrées de tension au choix pour vérifier la composante homopolaire. Comme 3 · U0 est réglé pour la tension homopolaire, la tension d'essai
correspond directement à la valeur de réponse de consigne.
• Si une fonction flexible pour la surveillance de fréquence est configurée, la valeur de réponse peut être vérifiée avec une seule source de tension à fréquence variable. Une vérification particulière n'est plus nécessaire, parce que l'appareil mesure toujours la fréquence à partir de la composante directe des trois tensions
de phase. Une affectation erronée des valeurs de mesure pour la détermination de la fréquence est donc
exclue dès le début.
Fonctions de puissance
Pour les fonctions flexibles à détection de puissance, des tensions et des courants d'essai sont nécessaires.
Les tensions sont placées aux trois entrées de mesure de la tension, les courants aux entrées de mesure du
courant auxquelles les tensions sont affectées conformément au chapitre 2.1.4 à la rubrique "Affectation des
entrées de mesure de la tension".
Sont déterminants pour la direction de la tension et donc pour le signe de la tension :
• la polarité des grandeur d'essai elles-mêmes,
• le réglage de la polarité pour le point de mesure / le côté pris en compte dans la vérification conformément
au réglage de la polarité (p.ex. adresse 511 PN TC -> OB LM1 pour le point de mesure 1),
• le réglage du signe de puissance à l'adresse 1107 Convention P,Q dans les données de l'installation 2.
Pour les préréglages, la puissance active pour la vérification triphasée avec des courants et des tensions de
mêmes phases est de √3 · Uessai · Iessai (Uessai composé). En cas de vérification monophasée avec des grandeurs d'essai de mêmes phases, on a 1/9 de la valeur triphasée, puisque les puissances sont calculées à partir
des composantes directes, qui sont chacune de 1/3, pour les courants comme pour les tensions.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
La puissance réactive peut être vérifiée de manière monophasée uniquement si un déphasage est possible
entre le courant et la tension. Avec des grandeurs d'essai triphasées, il est possible de simuler des puissances
réactives en inversant les phases, même si aucun déphasage n'est possible entre le courant et la tension. Le
tableau suivant contient des exemples. Les facteurs pour la puissance active et réactive se rapportent ici à la
puissance résultant de S = √3 · Uessai · Iessai. Les courants sont raccordés conformément aux phases, les tensions sont inversées cycliquement. Une inversion anticyclique (p.ex. L2 ↔ L3) n'est pas autorisée, car les
composantes directes deviendraient alors homopolaires.
Tableau 3-27
Simulation de puissance réactive par inversion de phases
Grandeurs d'essai I Grandeurs d'essai U
Puissance active
Puissance réactive
IL1 à l'entrée IL1
IL2 à l'entrée IL2
IL3 à l'entrée IL3
UL1 à l'entrée UL1
UL2 à l'entrée UL2
UL3 à l'entrée UL3
1
≈0
IL1 à l'entrée IL1
IL2 à l'entrée IL2
IL3 à l'entrée IL3
UL2 à l'entrée UL1
UL3 à l'entrée UL2
UL1 à l'entrée UL3
–0,5
0,866
IL1 à l'entrée IL1
IL2 à l'entrée IL2
IL3 à l'entrée IL3
UL3 à l'entrée UL1
UL1 à l'entrée UL2
UL2 à l'entrée UL3
–0,5
–0,866
Pour terminer
Les alimentations secondaires de courants d'essai sont encore utilisées dans les vérifications suivantes pour
la protection contre les défaillances du disjoncteur. Quand il n'y a plus de protection contre les défaillances du
disjoncteur à vérifier, retirez tous les raccordements d'essai secondaires.
Si vous avez modifié des valeurs de réglage pour les essais secondaires, replacez-les sur les valeurs de consigne souhaitées.
3.3.7
Tests pour la protection contre les défaillances du disjoncteur
Si l'appareil dispose d'une protection contre les défaillances de disjoncteur et que celle-ci est utilisée, il faut en
contrôler le bon fonctionnement dans la pratique sur l'installation.
Vu la diversité des possibilités d'utilisation et des configurations d'installation possibles, une description détaillée des tests nécessaires n'est pas possible. Prendre en compte les particularités locales, les plans de l'installation et les mécanismes de protection.
Avant le début des essais, il est recommandé de d'isoler le disjoncteur de l'objet à protéger aux deux extrémités
de celui-ci. En d'autres termes, les disjoncteurs et les sectionneurs barres doivent être ouverts de manière à
pouvoir manoeuvrer les disjoncteurs en toute sécurité.
ATTENTION
Le déclenchement d'un jeu de barres complet ou d'une partie de celui-ci peut se produire pendant les essais
du disjoncteur local de la travée.
Le non-respect de la mesure de sécurité suivante peut avoir pour conséquence de légères blessures ou dommages matériels.
Désactiver d'abord le déclenchement des disjoncteurs voisins (jeu de barres), par ex. en éteignant les tensions
de commande correspondantes.
396
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
L'orde de déclenchement des autres fonctions de protection rattachées au disjoncteur testé est interrompu afin
que celui-ci ne puisse être déclenché que par la seule protection contre les défaillances du disjoncteur.
La liste suivante n’a aucune prétention d’exhaustivité et peut également contenir des points qui, dans le cas
d’application actuel, doivent être négligés.
Contacts auxiliaires du disjoncteur
Lorsque des contacts auxiliaires du disjoncteur sont raccordés à l’appareil, ils forment une partie importante
de la sécurité de la protection contre les défaillances du disjoncteur. Assurez-vous que l’affectation correcte a
été testée (Section ). En particulier, les points de mesure (transformateur de courant) doivent être affectés pour
la protection contre les défaillances du disjoncteur au même point de mesure voire au même côté de l’équipement à protéger que le disjoncteur à surveiller et ses contacts auxiliaires.
Conditions externes d’activation
Si la protection contre les défaillances disjoncteur peut également être démarrée par des protections externes,
il faut contrôler les conditions externes d'activation.
Pour que la fonction de protection contre la défaillance disjoncteur soit activée, il est nécessaire qu'un courant
circule au moins sur la phase en cours de test. Il peut s’agir d’un courant secondaire injecté.
• Activation par ordre de déclenchement de la protection externe : entrée binaire « Lancer PDD » (No 1431)
dans les signalisations spontanées ou les signalisations de défaut.
• Après le démarrage, le message "PDD Exc. externe " (No 1457) doit apparaître dans les signalisations
spontanées ou de défaut.
• Avec une protection à deux niveaux contre les défaillances du disjoncteur, l'ordre de déclenchement répété
pour le disjoncteur surveillé ainsi que la signalisation « PDD DECL T1 » (No 1492) sont normalement
générés après écoulement de T1 (adresse 7015).
• Avec une protection contre les défaillances du disjoncteur à un ou deux niveaux, l'ordre de déclenchement
de la protection contre les défaillances du disjoncteur pour les disjoncteurs avoisinants ainsi que la signalisation « PDD DECL T2 » (No 1494) apparaissent après écoulement de T2 (adresse 7016).
Interrompre maintenant le courant de test.
Ce qui suit est d'application en cas de lancement sans circulation de courant:
• Fermer le disjoncteur à surveiller lorsque les sectionneurs des deux côtés sont ouverts.
• Démarrage par déclenchement de la protection externe:
entrée binaire « Lancer PDD » (No 1431) dans les signalisations spontanées ou les signalisations de défaut.
• Après le démarrage, le message "PDD Exc. externe " (No 1457) doit apparaître dans les signalisations
spontanées ou de défaut.
• Avec une protection à deux niveaux contre les défaillances du disjoncteur, l'ordre de déclenchement répété
pour le disjoncteur surveillé ainsi que la signalisation « PDD DECL T1 » (No 1492) sont normalement
générés après écoulement de T1 (adresse 7015).
• Avec une protection contre les défaillances du disjoncteur à un ou deux niveaux, l'ordre de déclenchement
de la protection contre les défaillances du disjoncteur pour les disjoncteurs avoisinants ainsi que la signalisation « PDD DECL T2 » (No 1494) apparaissent après écoulement de T2 (adresse 7016).
Ouvrir de nouveau le disjoncteur.
Déclenchement par jeux de barres
Le contrôle le plus important a effectuer consiste à vérifier la distribution correcte des ordres de déclenchement
vers les autres disjoncteurs du jeu de barres (disjoncteurs adjacents) en cas de refus du disjoncteur local.
Les disjoncteurs environnants sont tous les disjoncteurs qui doivent être déclenchés en cas de défaillance du
disjoncteur de travée afin que le courant de court-circuit soit éliminé. Ce sont donc les disjoncteurs de toutes
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
les travées pouvant alimenter le jeu de barres ou la section de jeu de barres sur lequel la travée en court-circuit
est connectée. Dans le cas d’un transformateur, le disjoncteur basse tension ou un disjoncteur situé sur un
autre côté peut également être pris en compte lorsque le disjoncteur haute tension doit être surveillé et inversement.
L'identification des départs adjacents dépend largement de la topologie du jeu de barres et de ses possibilités
d'états. C'est la raison pour laquelle il est généralement impossible de définir une procédure universelle de test
de cette fonction.
En particulier, lorsque plusieurs jeu de barres sont concernés, la logique de distribution des ordres de déclenchement vers les autres disjoncteurs doit être contrôlée. Pour chaque tronçon de jeu de barres, il faut vérifier
que tous les disjoncteurs raccordés au même tronçon sont déclenchés en cas de défaillance du disjoncteur
considéré. Les autres disjoncteurs, eux, ne doivent pas réagir.
Fin des essais
Annuler toutes les mesures provisoires ayant été prises pour le contrôle. S'assurer donc que tous les organes
de manœuvre sont en état correct dans l'installation, que les liaisons de déclenchement interrompues sont rétablies et que les tensions d'activation sont activées. Corriger les valeurs de réglage ayant éventuellement été
modifiées pour les contrôles et amener les fonctions de protection ayant été commutées sur l'état de commutation voulu (marche ou arrêt).
3.3.8
Test de courant symétrique primaire sur l’équipement à protéger
Si des équipements de test secondaire sont raccordés à l’appareil, ceux-ci doivent être enlevés ou le commutateur d’essais éventuellement présent doit être mis en position de fonctionnement.
Remarque
Tenir compte du fait que des erreurs de raccordement entraînent le déclenchement.
Vous pouvez également vérifier toutes les valeurs de mesure des tests suivants au moyen d’un ordinateur personnel doté d’un moniteur Web. Celui-ci permet une lecture confortable de toutes les grandeurs de mesure
avec visualisation des diagrammes de vecteurs.
Si vous choisissez de travailler avec le moniteur web, référez-vous également aux fichiers d’aide fournis avec
l’outil. L'adresse IP nécessaire pour le navigateur dépend de l'interface à laquelle le PC est raccordé :
• Raccordement à l’interface utilisateur avant : adresse IP 141.141.255.160
• Raccordement à l’interface de service arrière : adresse IP 141.143.255.160
La vitesse de transmission est 115 Baud.
Les descriptions suivantes se rapportent à la lecture des grandeurs de mesure au moyen de DIGSI. Toutes les
valeurs de mesure peuvent également être lues au niveau de l'appareil.
Préparation des essais de courant
Les essais de courant doivent être réalisés lors de la première mise en service, en principe avant la première
mise sous tension, de sorte que, à la toute première sollicitation de tension de l’équipement à protéger, la protection différentielle soit active en tant que protection de court-circuit. Si les essais de courant ne sont possibles
que lorsque l’équipement à protéger est enclenché (par exemple dans le cas de transformateurs de puissance,
lorsque aucune source d’essai basse tension est disponible), une protection de secours externe (par ex. une
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
protection à maximum de courant) doit être mise en service du moins du côté alimentant, qui agisse sur le disjoncteur de ce même côté. Les circuits de déclenchements d’autres dispositifs de sécurité (protection Buchholz, par exemple) doivent également rester actifs.
Sur les équipements à protéger comportant plus de 2 points de mesure, réitérer les essais de courant jusqu'à
ce que tous les côtés de l'équipement à protéger ait été soumis au moins une fois à l'essai de courant. Il n'est
pas nécessaire de vérifier chaque passage de courant possible. Il est recommandé de commencer par le point
de mesure M1 de l'équipement principal à protéger et de le vérifier en le comparant à chacun des autres. Si un
côté comporte plus d'un point de mesure, chaque point doit être soumis à l'essai au moins une fois. Les autres
points de mesure restent hors tension.
En présence d'autres équipements triphasés à protéger, ceux-ci seront testés séparément en fonction de leur
topologie.
Le montage de test varie en fonction du cas d’application.
DANGER
Les interventions au primaire ne peuvent être réalisées que sur les parties de l’installation mises hors
tension et à la terre ! Les parties de l’installation hors tension peuvent encore présenter un danger
mortel par effet capacitif avec d’autres parties de l’installation !
Pour les transformateurs de puissance et les machines asynchrones, il convient de réaliser de préférence un
essai basse tension, pour lequel l’équipement à protéger entièrement isolé du réseau est alimenté en courant
par une source d’essai basse tension. Le courant de test est généré par la source de test symétrique via un
court-circuit pouvant tenir le courant de test ou le point neutre du moteur, monté à l’extérieur de la zone de
protection. La source de courant de test est normalement raccordée au côté haute tension dans le cas d’un
transformateur, le court-circuit au côté basse tension.
Figure 3-25
Montage de test avec source à basse tension — exemple pour transformateur et moteur
Pour les blocs transformateurs et les machines synchrones, les essais sont réalisés pendant la circulation des
courants avec la machine servant elle-même de source de courant de test. Le courant de test est généré par
le court-circuit monté en dehors de la zone de protection et alimenté temporairement par un courant nominal
du générateur.
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399
Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-26
Montage d’essai pour une centrale avec le générateur comme source de tension — exemple
Pour les jeux de barres et les lignes courtes, une source d’essai basse tension peut être utilisée ou contrôlée
avec un courant d’exploitation. Dans ce dernier cas, les consignes relatives à la protection de secours doivent
être impérativement respectées!
Dans le cas d’une protection différentielle monophasée pour jeux de barres dotés de plus de 2 travées, aucun
essai de courant symétrique n’est nécessaire (mais bien sûr autorisé). Un essai est possible avec un courant
monophasé. Cependant, l’essai de courant doit être réalisé pour chaque passage de courant possible (par
exemple : entre travée 1 et travée 2, entre travée 1 et travée 3, etc.). Lisez tout d’abord les instructions à la
section „Essais de courant pour la protection d'un jeu de barres“.
Réalisation des essais de courant
Avant de commencer les premiers essais de courant, à l'aide de l'adresse 511 PN TC -> OB LM1, contrôlez
que le réglage de la polarité pour le point de mesure 1 est correct et comparez-le aux bornes réelles. Pour plus
de détails, voir aussi le chapitre 2.1.4 à la section „Données de transformateur de courant sur les points de
mesure triphasés“. Cet essai est particulièrement important sur les appareils comportant des entrées de
tension parce qu'en cas de non-concordance, il se peut que toutes les autres polarités erronées ne soient pas
identifiées, étant donné que les fonctions de protection fonctionnent correctement même lorsque toutes les polarités sont erronées. Ce n'est qu'à l'essai de puissance sous tension que les erreurs seraient détectées.
Pour les essais de mise en service, un courant de passage de 2 % min. du courant nominal de l’appareil est
nécessaire pour chaque phase.
Ces vérifications ne remplacent pas le contrôle visuel des connexions correctes des transformateurs de courant. On part donc du principe que les contrôles des connexions à l'installation ont été réalisés.
Avec les valeurs de mesure d’exploitation mises à disposition par l’appareil 7UT613/63x, une mise en service
rapide est possible sans nécessiter d’instruments externes. L’indexation des valeurs mesurées et affichées se
déroule comme suit :
Le symbole de la valeur mesurée (I, ϕ) est suivi du repère du conducteur L1, puis de l’indice du côté (donc par
ex. enroulement de transformateur), par exemple:
IL1 C1 Courant de la phase L1 sur le côté C1,
IL1 M1 Courant de la phase L1 sur le point de mesure M1.
400
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
La manière de procéder suivante est définie pour les objets à protéger triphasés, à savoir pour le point de
mesure M1 par rapport au point de mesure M2. Il est supposé pour les transformateurs que le côté 1 est le
côté haute tension du transformateur. Les autres circuits de courant possibles sont vérifiés de manière similaire.
• Enclencher le courant d’essai ou régler le générateur sur la vitesse de rotation nominale et exciter avec le
courant d’essai. Aucune surveillance de valeur de mesure dans l’unité 7UT613/63x ne peut démarrer. Si
une signalisation de défaut apparaît malgré tout, il convient de vérifier dans les signalisations de fonctionnement ou dans les signalisations spontanées les causes pouvant entrer en ligne de compte (voir également description du système SIPROTEC /1/ ).
– En cas de signalisation provenant des surveillances de symétrie, la présence d'assymétries de l'installation primaire est effectivement possible. Si celles-ci sont le fonctionnement normal, la fonction de surveillance correspondante est insensibilisée (voir chapitre 2.19.1 sous „Surveillance des valeurs de mesure“).
– Le champ tournant tourne généralement vers la droite. Si le réseau comporte un champ tournant gauche,
ceci doit avoir été pris en compte lors du paramétrage des données du poste (adresse 271 SUCCESS.
PHASES, voir section 2.1.4 au paragraphe „Ordre des phases“. En cas de mauvais sens de rotation, le
message „Déf. chmpTrnt I“ (n° 175) apparaît également). Sera du reste générée une signalisation
faisant état du point de mesure sur lequel la succession des phases est erronée. Le cas échéant, l'affectation des phases des grandeurs de mesure doit être vérifiée et corrigée après mise hors tension du point
de mesure concerné. La mesure doit ensuite être répétée.
• Mesure de valeur avec courant de test enclenché:
Comparer les courants affichés par l’appareil au point Valeurs de mesure → Secondaire → Valeurs de
mesure de service secondaires aux courants de passage réels :
Ceci concerne tous les points de mesure appartenant au passage de courant testé.
Remarque: Le Moniteur web permet la lecture aisée de toutes les grandeurs de mesure avec visualisation
par diagramme de vecteurs (figure ).
Si des écarts apparaissent qui ne peuvent s’expliquer par les tolérances de mesure, il y a une erreur de connexion ou une erreur dans le montage de test :
– Couper la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre,
– Contrôler l'affectation du point de mesure actuellement testé (paragraphe 2.1.4 à la section „Affectation
des points de mesure triphasés“).
– Contrôler les paramètres pour l'adaptation des amplitudes (Paragraphe 2.1.4 à la section „Données du
transformateur de courant sur les points de mesure triphasés“).
– Contrôler et corriger les connexions et le montage de test.
Lorsqu’un important courant de terre 3I0 apparaît, il y a une inversion de polarité sur le point de mesure
considéré :
3I0 ≈ courant de phase → un ou deux courants de phase sont manquants ;
3I0 ≈ double courant de phase → un ou deux courants de phase sont inversés.
– Répéter la mesure et contrôler de nouveau les valeurs.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-27
Diagramme vectoriel des valeurs de mesure secondaire – Exemple
• Mesure de l’angle pour le point de mesure M1 en présence d’un courant de test :
Contrôler les angles affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secondaires → Positions de
phase pour le côté 1. Tous les angles se rapportent à IL1M1. Pour un champ tournant droit, les résultats suivants approximatifs doivent apparaître:
ϕ L1 M1 ≈ 0°
ϕ L2 M1 ≈ 240°
ϕ L3 M1 ≈ 120°
Si les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité pour un ou plusieurs courants du point de
mesure M1.
– Couper la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre,
– Contrôler et corriger les connexions et le montage de test,
– Répéter la mesure et contrôler à nouveau l’angle.
• Mesure de l’angle pour le point de mesure M2 en présence d’un courant de test :
Contrôler les angles affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secondaires → Positions de
phase pour le point de mesure M2. Tous les angles se rapportent à IL1M1.
Considérez ensuite que les courants entrant dans l’équipement à protéger sont toujours définis comme positifs : pour le courant de test circulant, pour une même phase, les courants du point de mesure M2 sont
déphasés de 180° par rapport au point de mesure M1.
Exception : La protection différentielle transversale ; pour laquelle les courants du conducteur correspondant doivent être de même phase.
Pour un champ tournant droit, les résultats suivants approximatifs doivent apparaître:
ϕ L1 M2 ≈ 180°
ϕ L2 M2 ≈ 60°
ϕ L3 M2 ≈ 300°
En fonction du couplage, on obtient les résultats approximatifs mesurés par un transformateur selon le
tableau 3-28.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Tableau 3-28
Equipement à
protéger →
Affichage de l'angle en fonction de l'équipement à protégér (triphasé)
Générateur/Moteur/
Jeu de barres/ligne
Déphasage ↓
Transformateur avec indice de couplage 1)
0
1
2
3
4
5
6
7
60°
30°
0°
330° 300° 270° 240° 210°
ϕ L1M2
180°
180° 150° 120° 90°
ϕ L2M2
60°
60°
ϕ L3M2
300°
300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90°
1)
30°
0°
8
9
10
11
330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120° 90°
60°
30°
0°
330°
Les angles sont valables si le côté haute tension est défini comme côté 1. Sinon, la valeur valable est 360° moins l'angle
donné
Lorsque les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité ou inversion de phases dans les raccordements du point de mesure M2 ou de l'autre côté à tester sur le point de mesure.
• Lorsque des écarts sont présents dans des phases individuelles, il y a une erreur de polarité dans le raccordement de ces courants de phase ou une inversion de phases acyclique.
• Lorsque tous les angles présentent un écart de même valeur, il y a une inversion cyclique des trois phases
ou un mauvais réglage de l’indice de couplage au niveau des transformateurs. Dans ce dernier cas, contrôlez l'adaptation du couplage magnétique (paragraphe 2.1.4 à la section „Données d'objets pour transformateurs“) aux adresses 314 pour le côté 1, 324 et 325 pour le côté 2, 334 et 335 pour le côté 3, etc. Respectez
aussi l'affectation des points de mesure aux côtés et l'affectation des côtés à l'équipement à protéger.
• Lorsque tous les angles diffèrent de 180°, la polarité d’un jeu de transformateurs est incorrecte pour le point
de mesure 2. Cette erreur peut être supprimée en vérifiant et éventuellement corrigeant les paramètres
d’installation correspondants (comparer avec la section 2.1.4 au paragraphe „Données pour transformateur
de courant pour les points de mesure triphasés“) :
Adresse 511 PN TC -> OB LM1 pour le point de mesur 1,
Adresse 521 PN TC -> OB LM2 pour le point de mesur 2, etc.
Pour la protection monophasée de jeux de barres, voir section 2.1.4 au paragraphe „Données pour transformateur de courant pour protection de jeu de barres monophasée“
En cas d’erreur de connexion supposée:
• Couper la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre.
• Contrôler et corriger les connexions et le montage de test. Vérifiez aussi les réglages pour les données correspondantes du transformateur de courant.
• Répéter la mesure et contrôler à nouveau l’angle.
Répéter tous les tests décrits ci-dessus jusqu'à ce que tous les points de mesure pour l'équipement principal
à protéger ait été soumis à un test au moins une fois.
Mesure des courants différentiels et de stabilisation
Pour clôturer les tests symétriques, les valeurs de mesure différentielle et de stabilisation sont vérifiées. Même
si la majeure partie des erreurs de connexion a dû apparaître lors des tests symétriques effectués jusqu’à présent, des erreurs de conversion et de définition des couplages magnétiques ne sont néanmoins pas à exclure.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Les courants différentiels et de stabilisation se rapportent au courant nominal de l’équipement à protéger. Ceci
doit être pris en compte lorsqu’ils sont comparés aux courants de test. En présence de plus de 2 côtés, le
courant nominal de l'équipement à protéger équivaut au courant nominal le plus élevé de tous les côtés de
l'équipement à protéger.
• Lisez les courants différentiels et de stabilisation sous Valeurs de mesure → Pourcentage → Valeurs de
mesure I-Diff; I-Stab.
Dans „Moniteur web“, les courants différentiels et de stabilisation sont présentés de manière graphique dans
un diagramme de caractéristiques (figure ).
– Les courants différentiels „IDiffL1:“, „IDiffL2:“, „IDiffL3:“ doivent être de faible amplitude, au
moins un facteur d’échelle inférieur aux courants de phase circulant dans la ligne.
– Les courants de stabilisation „IStabL1:“, „IStabL2:“, „IStabL3:“ équivalent au double des courants de test traversant.
– Lorsque des courants différentiels de l’ordre de grandeur des courants de stabilisation (environ le double
des courants de passage) sont présents, il y a une inversion de polarité du ou des transformateur(s) de
courant sur un côté. Vérifiez de nouveau la polarité et corrigez-la après mise en court-circuit des six transformateurs de courant. Si vous avez entrepris des modifications aux transformateurs de courant, procédez une nouvelle fois à la vérification de l’angle.
– Lorsque des courants différentiels significatifs apparaissent, qui sont sensiblement égaux pour l’ensemble des phases, il y a probablement un déséquilibre des valeurs de mesure. Une mauvaise adaptation
des couplages au niveau des transformateurs peut être exclue, car elle aurait déjà dû être détectée lors
des vérifications d’angle. Contrôlez les réglages de la protection significatifs pour la conversion des courants. Il s’agit en particulier des données de l’équipement à protéger (Données du poste 1, section 2.1.4) :
Pour tous types de transformateurs, adresses 311, 312, pour le côté 1 à la section „Données d'objet pour
transformateurs“ et les réglages correspondants pour l'/les autre(s) côté(s) soumis au test ainsi qu'adresses 512 et 513, pour le point de mesure 1 à la section „Données de transformateur de courant sur les
points de mesure triphasés“ et les réglages correspondants pour l'/les autre(s) point(s) de mesure
compris dans le test.
Pour générateurs, moteurs, bobines adresses 361 et 362 à la section „Données d'objet pour générateurs, moteurs ou bobines“ ainsi qu'adresses 512 et 513 pour le point de mesure 1 à la section „Données
de transformateur de courant pour points de mesure triphasés“ et les réglages correspondants pour l'/les
autre(s) point(s) de mesure compris dans le test.
Pour les mini-jeux de barres (triphasés) adresse 372 à la section „Données d'objet pour les mini-jeux de
barres ou les lignes courtes (triphasées)“ pour la travée 1 et les réglages correspondants pour les autres
travées comprises dans le test, ainsi qu'adresses 512 et 513 pour le point de mesure 1 à la section „Données du transformateur de courant pour les points de mesure triphasés“ et les réglages correspondants
pour l'/les autre(s) point(s) de mesure compris dans le test.
Pour la protection monophasée de jeu de barres adresses 381 à la section „Données d'objet pour jeux
de barres, raccordement monophasé comportant jusqu'à 6, 9 voire 12 travées“ ainsi qu'adresses 562 et
563 à la section „Données de transformateur de courant pour protection de jeux de barres monophasée“
pour la travée 1 et les réglages correspondants pour l'/les autre(s) travée(s) comprise(s) dans le test. Lors
de l’utilisation d'un transformateur de mixage, des erreurs de conversion peuvent être également créées
par des erreurs de raccordement au transformateur de mixage.
• Pour finir, couper de nouveau la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur).
• Si des paramètres ont été modifiés pour pouvoir procéder aux tests, les remettre aux valeurs d’exploitation.
Rappelons une fois de plus que les test suivants doivent être effectués pour chaque passage de courant.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-28
3.3.9
Courants différentiels et de stabilisation – Exemple de grandeurs de mesure plausibles
Test de courant de neutre au niveau de l’équipement à protéger
Les tests de courant de neutre décrits ci-dessous ne sont nécessaires que lorsque le point neutre d’un enroulement ou d’un côté est mis à la terre pour les équipements triphasés à protéger. Si plusieurs points neutres
sont mis à la terre, les tests de courant de neutre doivent être effectués pour chacune des bobines mis à la
terre.
Lorsque le courant neutre est disponible et qu'il est amené à l'appareil par une entrée de mesure de courant
monophasé supplémentaire, la polarité du raccordement du courant de terre est essentielle pour la prise en
compte du courant neutre pour la protection différentielle et pour la protection différentielle de terre. Si le
courant neutre n'est pas disponible, les tests de courant de neutre servent à vérifier le régime correct des courants neutres dans la protection différentielle.
Remarque
Tenir compte du fait que des erreurs de raccordement entraînent le déclenchement.
Préparation des tests de courant de neutre
Les mesures de courant homopolaire sont toujours réalisées depuis le côté ou le point de mesure triphasé dont
le point neutre est mis à la terre, pour les autotransformateurs du côté haute tension. Pour les transformateurs,
un enroulement en triangle doit être présent (enroulement équipotentiel). Les enroulements ne faisant pas
partie du test restent ouverts, étant donné que l’enroulement en triangle assure une fermeture à basse impédance du circuit de courant neutre.
Le montage de test varie en fonction du cas d’application. Les figures 3-29 à 3-36 exposent un exemple schématique du montage de test sur un transformateur en étoile triangle mis à la terre. Le courant neutre est intégré
à la mesure. S'il n'est pas accessible, il n'est pas pris en compte (comparer la figure 3-29 et la figure 3-30).
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
DANGER
Les interventions au primaire ne peuvent être réalisées que sur les parties de l’installation mises hors
tension et à la terre ! Les parties de l’installation hors tension peuvent encore présenter un danger
mortel par effet capacitif avec d’autres parties de l’installation !
406
Figure 3-29
Mesure du courant de neutre sur un transformateur en étoile-triangle – sans mesure du courant
neutre
Figure 3-30
Mesure du courant de neutre sur un transformateur en étoile-triangle
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-31
Mesure du courant de neutre sur un transformateur étoile-étoile avec enroulement
équipotentiel
Figure 3-32
Mesure du courant de neutre sur un autotransformateur avec enroulement équipotentiel
Figure 3-33
Mesure du courant de neutre sur un enroulement en zigzag
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
408
Figure 3-34
Mesure de courant de neutre sur un enroulement en triangle avec création de point neutre dans
la zone de protection
Figure 3-35
Mesure du courant de neutre sur une réactance de l'axe direct mise à la terre
(bobine, générateur, moteur)
Figure 3-36
Mesure de courant de neutre sur un transformateur monophasé raccordé à la terre d’un côté
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Réalisation des tests de courant de neutre
Pour les essais de mise en service, un courant homopolaire d’une valeur égale à 2 % au moins du courant
nominal de l’appareil est nécessaire pour chaque phase, c.-à-d. un courant de test de 6 % au moins.
Ces vérifications ne remplacent pas le contrôle visuel des connexions correctes des transformateurs de courant. On part donc du principe que les contrôles ont été réalisés.
• Enclencher le courant de test.
• Mesure de valeur avec courant de test enclenché:
Comparer les courants affichés par l’appareil au point Valeurs de mesure → Secondaire → Valeurs de
mesure de service secondaires aux courants de passage réels :
– Tous les courants de phase du point de mesure testé correspondent à environ 1/3 du courant de test (1/2
pour les transformateurs monophasés),
– 3I0 du point de mesure testé correspond au courant de test,
– Les courants de phase et le courant homopolaire sur le point de mesure non testé sont plus ou moins
égaux à 0 sur les transformateurs,
– Le courant de l'entrée de mesure supplémentaire monophasée — dans la mesure où il est intégré à la
mesure — correspond au courant de test.
Les écarts (éventuellement mesurés) ne sont en fait possibles que sur l'entrée de mesure supplémentaire
monophasée, étant donné que les erreurs de raccordement des courants de phase auraient déjà dû être
détectées lors des tests symétriques. En présence d'écarts :
– Couper la source de test et l’équipement à protéger (ou arrêter le générateur) et mettre à la terre,
– Contrôler l'affectation de l'entrée de mesure supplémentaire actuellement testée (paragraphe 2.1.4 à la
section „Affectation des entrées de mesure supplémentaires monophasées“).
– Contrôler les paramètres pour l'adaptation des amplitudes (Paragraphe 2.1.4 à la section „Données du
transformateur de courant sur les entrées supplémentaires monophasées“).
– Contrôler et corriger les connexions et le montage de test.
– Répéter la mesure et contrôler de nouveau les valeurs.
Mesure des courants différentiels et de stabilisation
Les courants différentiels et de stabilisation se rapportent au courant nominal du côté testé sur l'équipement à
protéger, courant qui est affecté à l'entrée de mesure monophasée testée. Si l'entrée de mesure monophasée
testée n'est pas affectée à un côté de l'équipement principal à protéger mais à un autre point de mesure triphasé (par ex. à une bobine d'inductance mise à la terre ou à une bobine de mise à la terre reliée à la terre), le
courant nominal correspondra au point de mesure triphasé qui est affecté à l'entrée de mesure monophasée
et sur lequel le test de courant de neutre est effectué. Ceci doit être pris en compte lorsqu’ils sont comparés
aux courants de test.
• Enclencher le courant de test.
• Uniquement si le courant neutre est disponible:
Lisez les courants différentiels et de stabilisation I-Diff; I-Stab sous Valeurs de mesure → Pourcentage
→ Valeurs de mesure I-Diff, I-Stab.
– Le courant différentiel de la protection différentielle de terre IDiff EDS doit être limité, c.-à-d. être au moins
inférieur au courant de test.
– Le courant de stabilisation IStab EDS correspond au double du courant de test.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
– Lorsqu’un courant différentiel de l’ordre de grandeur du double du courant de test apparaît, il y a une inversion de polarité du transformateur de courant de point neutre à l’entrée de mesure monophasée supplémentaire correspondante. Contrôlez la polarité une fois de plus et comparez-la au réglage de l'entrée
supplémentaire actuellement affectée, par ex. adresse 711 RAC. TERRE IZ1 pour entrée supplémentaire IZ1 etc. (voir aussi section 2.1.4 au paragraphe „Donnés de transformateur de courant pour entrées
supplémentaires monophasées“).
– Lorsqu’un courant différentiel significatif apparaît, qui n’atteint pas le double du courant de test, il y a probablement une mauvaise conversion du courant à l’entrée supplémentaire actuellement affectée. Contrôlez les réglages de la protection significatifs pour la conversion des courants. Il s’agit en particulier des
données concernant l’équipement à protéger (voir section 2.1.4) et de ses points de mesure :
– pour les transformateurs, adresses 313,323, etc. (en fonction de l'enroulement testé), à la section
„Données d'objet pour transformateurs“ ainsi que
– dans tous les cas de figure, adresses 712, 713 ou 722, 723, etc. (en fonction de l'entrée de mesure monophasée utilisée), à la section „Données du transformateur de courant pour entrées supplémentaires
monophasées“.
• Dans tous les cas de figure (que le courant neutre soit disponible ou non):
Contrôlez également les courants différentiels IDiff L1, IDiff L2, IDiff L3..
– Les courants différentiels doivent être limités, c.-à-d. être au moins inférieurs au courant de test. Lorsque
des courants différentiels significatifs apparaissent, vérifiez les réglages pour les points neutres :
– le traitement des points neutres du transformateur : adresses 313 POINT NEUTRE C1, 323 POINT
NEUTRE C2, etc. (en fonction de l'enroulement testé) (section 2.1.4, paragraphe „Données d'objet pour
transformateurs “), ainsi que
– L’attribution du transformateur de point neutre à l’entrée de mesure de courant monophasée testée :
Adresse 251, 252, etc. en fonction de l'entrée testée, (section 2.1.4, paragraphe „Affectation des entrées
de mesure supplémentaires monophasées)“.
– A titre de contrôle : les courants de stabilisation de la protection différentielle IStabL1, IStab L2, IStab L3 sont
également peu importants. Un tel résultat devrait être garanti si tous les essais réalisés jusqu’ici étaient
couronnés de succès.
• Pour conclure, couper de nouveau la source de test et l’équipement à protéger.
• Si des paramètres ont été modifiés pour pouvoir procéder aux tests, les remettre aux valeurs d’exploitation.
Rappelons une fois de plus que les test suivants doivent être effectués pour chaque côté mis à la terre.
3.3.10
Tests de courant de la protection de jeux de barres
Généralités
Dans le cas de l’utilisation en tant que protection monophasée de jeux de barres avec une protection par phase
ou avec des transformateurs de mixage, les tests décrits au paragraphe Contrôle symétrique du courant sur
l'objet à protéger sont applicables. Quatre remarques majeures sont à formuler:
• Les essais sont souvent réalisés avec des courants d’exploitation ou des dispositifs d’essai primaires. Par
conséquent, les consignes de sécurité formulées à la section précédente et la nécessité d’une protection
de secours sur la partie alimentante sont tout particulièrement d’application.
• Les tests doivent être réalisés pour chaque passage de courant possible, en partant de la travée d’alimentation.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
• Lorsqu’un appareil par phase est utilisé, les tests doivent être réalisés pour chaque phase. Quelques indications complémentaires sont encore applicables pour les transformateurs de mixage.
• Chaque test se limite toutefois à une paire de courants, c.-à-d. à un courant de test entrant et sortant. Les
données relatives à l’ajustement des couplages magnétiques et à l’angle (sauf la comparaison des angles
du courant traversant = 180° sur les côtés testés) etc. ne sont pas d’application.
Connexion de transformateur de mixage
Il y a plusieurs possibilités de connexion pour des transformateurs de mixage. Dans ce qui suit, il est présupposé que le raccorderment normal est L1-L3-T. Cette variante de raccordement ainsi que le raccordement L1L2-L3 sont représentés aux figures suivantes.
Les tests primaires monophasés sont préconisés, car ils génèrent des différences plus importantes au niveau
des courants de mesure et permettent de détecter des erreurs de connexion dans le trajet de courant de terre.
Le courant de mesure à lire dans les valeurs de mesure d’exploitation correspond au courant de test uniquement en cas de test symétrique triphasé. Dans tous les autres cas, des écarts apparaissent et sont repris sous
forme de tableau dans les figures en tant que facteur du courant de test.
Figure 3-37
Raccordement au transformateur de mixage L1-L3-T
Figure 3-38
Raccordement au transformateur de mixage L1-L2-L3
Des écarts inexplicables par les tolérances de mesure peuvent être également causés par des erreurs de raccordement du transformateur de mixage ou par des erreurs de conversion sur les transformateurs de mixage :
• Couper la source de test et l’équipement à protéger et mettre à la terre,
• Contrôler et corriger les connexions et le montage de test.
• Répéter la mesure et contrôler de nouveau les valeurs.
Les angles doivent dans tous les cas être égaux à 180°.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Les courants différentiels et de stabilisation doivent être vérifiés pour chacune des phases.
Lorsque les tests primaires monophasés sont impossibles et que les tests peuvent être réalisés uniquement
avec les courants d’exploitation symétriques, les inversions de polarité ou erreurs de connexion dans le trajet
du courant de terre pour les connexions de transformateurs mixtes L1-L3-T ne sont pas détectés pour les
essais précédents. Dans ce cas, une asymétrie doit être obtenue par une manipulation au secondaire.
Pour ce faire, le transformateur de courant de la phase L2 est court-circuité au secondaire, comme le montre
la figure 3-39.
DANGER
Les interventions opérées sur les transformateurs de mesures imposent les mesures de sécurité les
plus strictes!
Le non-respect des mesures suivantes entraîne la mort, des blessures graves ou des dégâts matériels considérables.
Court-circuiter le transformateur de courant, avant toute interruption des raccordements de courant à l’appareil
!
Figure 3-39
Test asymétrique pour connexion de transformateur de mixage L1-L3-T
Le courant de mesure atteint maintenant 2,65 fois la valeur de courant lors du test symétrique.
Ces tests doivent être réalisés pour chaque transformateur de mixage.
3.3.11
Test pour entrées de courant monophasées non affectées
Dans la mesure ou les entrées de mesure de courant monophasé sont affectées à de tels points de mesure
monophasés de l'installation qui font partie de l'équipement principal à protéger, qui sont donc affectés à un
côté de l'équipement principal à protéger, elles auront été vérifiées au cours des tests de courant de neutre.
Même si elles ne sont pas affectées à l'équipement principal à protéger mais au point de mesure triphasé d'un
autre équipement principal à protéger (par. ex. une protection différentielle de terre pour une bobine de terre
séparée), suivre la procédure décrite pour le test de courant de neutre. Si ceci n'a pas déjà été effectué, procédez dans ce cas aux tests de courant de neutre.
Les entrées de courant de mesure monophasé peuvent également être utilisées pour n'importe quelles fonctions de protection monophasées Si c'est le cas et qu'une telle entrée n'a pas été testée simultanément en tant
que courant neutre pour l'équipement à protéger au cours du test de courant de neutre, une vérification supplémentaire de ces entrées de mesure est nécessaire.
Ces tests dépendent fortement de l’application visée de cette entrée de mesure.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Dans tous les cas, il convient de contrôler les facteurs de conversion pour la valeur (adresse 712, 713, etc.
selon l'entrée de mesure, voir également la section 2.1.4, paragraphe „Données de transformateur de courant
pour entrées supplémentaires monophasées“). Il convient aussi d'observer si l'entrée à contrôler est une entrée
monophasée sensible (adresse 255 pour IZ3 ou 256 pour IZ4 voir aussi la section2.1.4 au paragraphe „Entrées
de mesure supplémentaires monophasées haute sensibilité“). Pour la mesure de valeur, tenez compte des facteurs d'adaptation s'il en existe (adresses 734 ou 744).
Un test de polarité n’est pas indispensable, car seules des valeurs de courant sont saisies ici.
Lorsque l’entrée de mesure est utilisée comme protection à haute impédance, le courant à l’entrée de mesure
monophasé correspond au courant de fuite dans l’équipement à protéger. Ce qui importe ici, c’est le respect
des polarités de tous les transformateurs de courant, qui alimentent la résistance dont le courant est mesuré
sur cette entrée de mesure. Comme lors des tests de protection différentielle, des courants traversants sont
utilisés à cet effet. Chaque convertisseur de courant doit être repris pour une mesure. Ce courant ne devra en
aucun cas dépasser la moitié du seuil de démarrage de la protection à maximum de courant.
3.3.12
Vérification des raccords de tension et de la direction
Contrôle de la tension et du champ tournant
Tant que l'appareil est raccordé à un transformateur de tension, ces raccords sont contrôlés avec des grandeurs primaires. Le reste de ce paragraphe ne concerne pas les appareils non raccordés à un transformateur
de tension.
Les raccords du transformateur de tension sont contrôlés pour le point de mesure ou le côté auquel ils sont
affectés (adresse 261, voir aussi la section 2.1.4 au paragraphe „Affectation des entrées de mesure de tension“).
• Une fois le jeu de transformateur de tension activé, il faut qu'aucune des surveillances de valeur de mesure
ne réponde dans l'appareil.
– Si une signalisation de défaut apparaît malgré tout, il convient de vérifier dans les signalisations de fonctionnement ou dans les signalisations spontanées les causes pouvant entrer en ligne de compte.
– En présence d'une erreur de tensions cumulée, contrôler l'affectation du raccord de tension monophasé
et les facteurs d'adaptation (paragraphe 2.1.4 à la section „Affectation des entrées de mesure de tension“).
– En cas de signalisation provenant de la surveillance de symétrie, la présence d'assymétries de l'installation primaire est effectivement possible. Si celles-ci sont le fonctionnement normal, la fonction de surveillance correspondante est insensibilisée (voir chapitre 2.19.1.4 sous „Symétrie de la tension“).
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Les tensions peuvent être lues sur le champ d'affichage de la face avant ou sur l'interface de commande ou
de service à l'aide d'un ordinateur personnel et être comparées aux grandeurs de taille réelles, en tant que
grandeurs primaires et secondaires. En plus des valeurs des tensions ligne-terre et des tensions composées,
sont également affichées les différences de phase des tensions entre elles, qui signale si la succession des
phases est correcte et indique une inversion de polarité des transformateurs individuels. Il est également possible de lire les tensions avec le „Moniteur web“ (voir la figure ).
• Les tensions doivent être sensiblement égales. Les angles entre eux doivent être de 120° approximativement dans un système triphasé.
– Si les grandeurs de mesure ne sont pas plausibles, les raccordements doivent être contrôlés et rectifiés
après avoir coupé le point de mesure. Un angle de déphasage de 60° entre deux tensions au lieu de 120°
est typique d’une inversion de phase sur une des tensions (inversion de la polarité). Ceci vaut également
dans le cas de tensions composées sensiblement égales aux tensions de phase au lieu de √3 fois cette
valeur. Une fois les raccordements corrigés, réitérer les mesures.
– Le champ tournant tourne généralement vers la droite. Si le réseau comporte un champ tournant gauche,
ceci doit avoir été pris en compte lors du paramétrage des données du poste (adresse 271 SUCCESS.
PHASES, voir section 2.1.4 au paragraphe „Ordre des phases“). En cas de mauvais sens de rotation, le
message „Déf. chmpTrnt U“ (n° 176) apparaît également. Le cas échéant, l'affectation des phases
des grandeurs de mesure doit être vérifiée et corrigée après mise hors tension du point de mesure concerné. La mesure doit ensuite être répétée.
Figure 3-40
414
Diagramme vectoriel des valeurs de mesure primaires – Exemple
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
• Coupez le disjoncteur de protection des circuits des transformateurs de tension du circuit secondaire de tension. Dans le menu de mesure, les valeurs de tension devraient être proches de 0 (des valeurs de tension
minimes sont insignifiantes).
– Dans le carnet de bord des évènements ou dans les signalisations spontanées, vérifiez que la coupure
du disjoncteur a été correctement détectée (signalisation „ >U-Transf.-Aut VEN “, FNo 361). La condition
préalable est, bien entendu, que la position du disjoncteur du transformateur de tension ait été signalée
à l'appareil via l'entrée binaire.
• Remettre le disjoncteur en marche : La signalisation indiquée ci-dessus apparaît à nouveau dans le carnet
de bord des évènements avec la mention PART, signifiant sa disparition : „ >U-Transf.-Aut PART“).
– Si l’une de ces signalisations n’apparaît pas, vérifiez les raccordements de l’information entre le disjoncteur et l’appareil de protection ainsi que la configuration des entrées binaires de ce dernier.
– Si les mentions „VEN“ et „PART“ sont inversées, contrôler les types de contacts (H-activé ou L-activé) et
les corriger.
• L'équipement à protéger ou le point de mesure de tension est à nouveau coupé.
Contrôle d'affectation et de direction
Les tensions servent aussi au calcul des puissances et des compteurs d'énergie. Il convient donc de vérifier
que les tensions raccordées sont rattachées aux courants corrects qui sert de base de calcul des puissances.
En cas d'utilisation des fonctions de protection de puissance (protection à retour de puissance, surveillance de
puissance "aval"), l'affectation et la polarité correcte sont même une condition préalable essentielle au fonctionnement correct de ces fonctions de protection.
Il est préférable de procéder à un contrôle primaire, étant donné qu'un contrôle secondaire ne prévoit pas de
contrôle de la polarité de transformateur.
Un courant de charge équivalant à 5 % minimum du courant nominal d'exploitation est encore nécessaire. La
direction n'a pas d'importance mais doit être connue.
• A l'aide de l'affectation du transformateur de tension, contrôlez tout d'abord que la mesure de puissance soit
effectuée sur le point de mesure souhaité. Les puissances sont toujours calculées à partir des tensions triphasées raccordées et des courants du point de mesure auquel l'entrée de tension est affectée. Les entrées
de tension peuvent aussi être affectées à un côté de l'équipement à protéger ; la somme des courants affluant vers l'équipement à protéger est alors valable.
L'adresse 261 TP UL1,2,3 ASS est déterminante. Pour plus de détails, voir aussi le chapitre 2.1.4 à la
section „Affectation des entrées de mesure de tension“.
• Si les disjoncteurs sont en service, les puissances peuvent être lues sur le champ d'affichage de la face
avant ou sur l'interface de commande ou de service à l'aide d'un ordinateur personnel, en tant que grandeurs primaires et secondaires.
Le „Moniteur web“ s'avère ici aussi être d'une aide précieuse, étant donné que les diagrammes de vecteur
indiquent aussi l'affectation entre les courants et les tensions. Les transpositions de phase cycliques et acycliques sont détectables sans problème (voir fig. ).
• Sur l'appareil-même ou dans DIGSI, les valeurs de mesure de la puissance permettent de s'assurer que
celles-ci correspondent à la direction de la puissance :
P
positive, lorsqu'une puissance réelle entre dans l'équipement à protéger,
P
négative, lorsqu'une puissance réelle sort de l'équipement à protéger,
Q
positive, lorsqu'une puissance réactive inductive entre dans l'équipement à protéger,
Q
négative, lorsqu'une puissance réactive inductive sort de l'équipement à protéger,
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Figure 3-41
Puissance apparente
Si tous les signes précédant les puissances sont inversés, ceci peut être intentionnel. A l'aide de l'adresse
1107 Convention P,Q dans les données du poste 2 (voir aussi le paragraphe 2.1.6.1 à la section „Signe de
la puissance“), contrôlez si la polarité a été inversée. Si c'est le cas, le signe inverse est valable pour la puissance effective et la puissance réactive.
Dans le cas contraire, il y a probablement transposition de polarité au niveau des raccords de tension. Si ce
n'est pas le cas et que les signes sont toujours incorrects, la polarité de tous les transformateurs de courant
doit être inversée !
Si les entrées de tension sont affectées à un côté comportant plusieurs points de mesure, il est possible que
les points de mesure soient traversés par des courants qui ne traversent pas le côté de l'équipement à protéger
mais qui s'annulent mutuellement. Une mesure de la puissance est alors impossible. Assurez-vous donc que
les courants utilisés pour la mesure de la puissance traversent réellement l'équipement à protéger. Le mieux
est de n'utiliser qu'un seul point de mesure pour le test.
Pour finir, éteignez l'installation.
Correction d'erreur angulaire
Pour les calculs de puissance, des erreurs de mesure provoquées par les erreurs d'angle des transformateurs
de courant et de tension peuvent survenir. Dans la plupart des cas, ces erreurs ne sont pas d'une grande importance, comme p.ex. quand il s'agit en premier lieu de la direction de la puissance dans des applications
réseau, comme pour les découplages réseau ou les conditions de délestage de charge.
Ces erreurs de mesure ne sont pas négligeables quand il s'agit de déterminer très précisément la puissance
active et réactive ou le travail électrique actif et réactif. Il est particulièrement important, lorsque la protection à
retour de puissance est utilisée avec une très haute précision de la puissance active, de corriger les erreurs
angulaires des transformateurs de courant/tension, puisqu'il résulte une puissance active minime d'une grande
puissance apparente (pour les cos ϕ petits). Les erreurs angulaires sont corrigées dans les chemins de tension
pour le relais 7UT613/63x.
Pour les générateurs, la mesure exacte des erreurs angulaires est effectuée lors de la mise en service primaire
avec la machine, en mesurant la puissance d'inertie. C'est pourquoi si possible, il faudrait déterminer les différences avec trois points de mesure et à partir de cela déterminer la grandeur de la correction ϕcorr. Il importe
peu de savoir dans quelles dimensions les valeurs de mesure suivantes sont lues, comme valeurs relatives ou
absolues, primaires ou secondaires. Il faut bien entendu que toutes les valeurs de mesure soient évaluées
dans la même dimension. Les erreurs angulaires à cause des transformateurs internes d'entrée de l'appareil
de protection sont déjà compensés à partir de l'usine.
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
• Démarrer le générateur et le synchroniser avec le réseau. En cas de cycle exactement synchrone, la puissance active et la puissance réactive sont théoriquement nulles.
• Porter la puissance d'excitation en fermant la soupape de régularisation à 0. Le générateur obtient sa puissance de fonctionnement du réseau.
ATTENTION
L'enregistrement de la puissance de retour est autorisé seulement pour une courte durée pour un jeu de turbine, car le fonctionnement de la turbine sans un certain débit de vapeur minimum (effet de refroidissement) peut
mener à une surchauffe des aubes de la turbine !
• Modifier l'excitation jusqu'à la puissance réactive soit Q = 0. Lire et noter la puissance active P0 et la puissance réactive Q0 en respectant le signe mathématique, comme mesure de contrôle (voir tableau ci-dessous).
• Augmenter lentement l'excitation jusqu'à environ 30% de la puissance apparente nominale du générateur
(surexcité).
– Lire et noter la puissance d'inertie P1 avec le signe (négatif) dans les valeurs de mesure (voir tableau à
la figure ci-dessous).
– Lire et noter la puissance réactive Q1 avec le signe (positif) (voir tableau à la figure ci-dessous).
• Réduire lentement l'excitation jusqu'à environ 30% de la puissance apparente nominale du générateur
(sous-excité).
ATTENTION
En cas de sous-excitation du générateur, danger de perte de synchronisme !
• Lire et noter la puissance d'inertie P2 avec le signe (négatif) dans les valeurs de mesure (voir tableau ***
'Puissance d'inertie et réactive pour la correction d'angle des erreurs de transformateurs' on page 418 ***).
– Lire et noter la puissance réactive Q2 avec le signe (négatif) dans les valeurs de mesure (voir tableau ***
'Puissance d'inertie et réactive pour la correction d'angle des erreurs de transformateurs' on page 418
***).
• Remettre le générateur en excitation à vide. L'arrêter le cas échéant (si l'essai décrit au paragraphe suivant
ne doit pas être effectué).
Figure 3-42
Détermination de l'angle de correction ϕcorr
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
Tableau 3-29
Puissance d'inertie et réactive pour la correction d'angle des erreurs de transformateurs
Etat
Puissance
d'inertie
Puissance réactive
1
P0
Q0
2
P1
Q1
3
P2
Q2
Avec les valeurs de mesure lues P1 et P2 s'effectue la correction d'angles de l'erreur du transformateur de la
manière suivante : A partir des paires de valeurs mesurées, un angle de correction est calculé selon la formule :
Les puissances doivent absolument correspondre aux signes lus ! Sinon résultats erronés !
Cet angle ϕcorr sera réglé avec un signe contraire comme un nouvel angle de correction sur l'adresse 803 CORR
ANGL U :
valeur de réglage CORR ANGL U = – ϕcorr
Réglage protection à retour de puissance pour générateur
Lorsque la protection à retour de puissance précise est utilisée sur un générateur, vous pouvez mesurer la
valeur de mesure optimale. Dans un générateur connecté avec le réseau, la puissance réactive se produit par
• la fermeture des soupapes de régularisation
• En fermant la fermeture rapide
Pour le premier cas, la puissance d'inertie est déjà mesurée lors des mesures décrites précédemment. Comme
la valeur de réponse de la protection à retour de puissance doit correspondre environ à la moitié de la puissance d'inertie, réglez pour la valeur de réponse de la protection à retour de puissance RETOUR PUISS> à
l'adresse 5011 (en Watt) ou 5012 (relatif au courant nominal du générateur) un quart de la somme des valeurs
de mesure lues P1 et P2 – également avec signe négatif.
A cause de possibles fuites des valves, les tests de retour de puissance doivent être faits avec fermeture
rapide.
• Démarrer le générateur et le synchroniser avec le réseau, si ce n'est pas déjà fait.
• Fermer les valves de fermeture instantanée
• La puissance de remorque mesurée avec la protection est à lire à partir de la valeur de mesure pour la puissance active.
• Au cas où cette valeur serait inférieure à la puissance de retour avec les soupapes de régularisation fermées
du test précédent, alors utiliser 50% de cette valeur comme valeur de réglage pour la protection de retour
de puissance.
• Ouvrir de nouveau la fermeture rapide.
• Arrêter le générateur.
3.3.13
Contrôle des fonctions définies par l'utilisateur
Vu que l'appareil dispose de fonctions définies par l'utilisateur, tout particulièrement de plans CFC, il est indispensable de contrôler également les fonctions et connexions créées.
Il est naturellement impossible de donner une procédure générale. Il convient plutôt de connaître et de tester
la programmation de ces fonctions ainsi que les résultats attendus. Tenir particulièrement compte d'éventuelles
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
conditions de verrouillage des organes de manœuvre (disjoncteurs, sectionneurs, sectionneurs de terre), les
tester auparavant.
3.3.14
Test de la stabilité et établissement d’un enregistrement oscillographique
Au terme des essais de mise en service, il est conseillé de réaliser un essai de stabilité des protections face
aux enclenchements de l’installation dans ses conditions de charge normales. Un enregistrement oscillographique de la manoeuvre est l’outil idéal pour obtenir un maximum d’information concernant le comportement
de la protection.
Conditions préalables
Outre les possibilités d’enregistrement de données de perturbographie pendant un défaut, la protection
7UT613/63x dispose également de la possibilité d’enregistrer les mêmes informations sur la base d’un ordre
en provenance de DIGSI, d’une interface série ou d’une entrée binaire. Dans ce dernier cas, la signalisation
„>Dém. perturbo.“ doit être routée sur une entrée binaire. L’activation de l'enregistrement de perturbographie se produit par ex. via l'entrée binaire avec la mise en service de l'élément à protéger.
Un tel enregistrement de perturbographie activé par un moyen externe (cad sans démarrage et sans déclenchement d’un élément de protection interne) est traité par l'appareil comme un enregistrement de perturbation
normal dont les données sont répertoriées sous un numéro propre pour assurer l'attribution exacte. Par contre,
ces enregistrements ne sont pas listés sur l'écran dans le carnet de bord des événements déclencheurs, car
ils ne représentent pas une perturbation du réseau.
Lancer l’enregistrement perturbographique d’essai
Pour lancer un enregistrement perturbographique d’essai à partir de DIGSI, cliquez sur Test dans la partie
gauche de la fenêtre. Double-cliquez dans la liste sur l’option Démar. enregistrement perturbo.
(voir fig. 3-43).
Figure 3-43
Lancement de la fenêtre de lancement de l’enregistrement oscillographique dans
DIGSI – Exemple
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Montage et mise en service
3.3 Mise en service
L'enregistrement est lancé immédiatement. Un rapport est donné dans la région in