1 2 3 4 A

Préface
i
Table des matières
v
Introduction
SIPROTEC
Protection différentielle
7UT612
V4.0
Fonctions
Montage et mise en service
Spécifications techniques
Annexe
Manuel
Index
C53000–G1177–C148–1
1
2
3
4
A
Déclaration de responsabilité
Copyright
Nous avons vérifié la conformité du texte de ce manuel
avec le matériel et le logiciel décrits. Les oublis et divergences ne peuvent être exclus ; nous n’assumons aucune responsabilité en cas d’absence de conformité totale.
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.
Sous réserve de modifications techniques, même sans
avis préalable.
4.00.04
Copyright © Siemens AG 2002. Tous droits réservés.
Siemens Aktiengesellschaft N° C53000–G1177–C148–1
Toute 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.
Marques déposées
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.
Préface
But de ce manuel
Ce manuel décrit les applications, les fonctions ainsi que les instructions utiles à l’installation et à la mise en service de l’appareil. On y trouvera, en particulier, les éléments suivants :
• Description des fonctions de l’appareil et des possibilités de réglage → Chapitre 2 ;
• Instructions de montage et de mise en service → Chapitre 3 ;
• Compilation de spécifications techniques → Chapitre 4 ;
• Un résumé des données les plus importantes à destination des utilisateurs expérimentés → Annexe.
On trouvera des informations générales sur l’utilisation et la mise en projet d’appareils
SIPROTEC® 4 dans le manuel système SIPROTEC® 4 (n° de commande E50417–
H1100–C151).
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 du contrôle des installations, personnel de
postes et de centrales électriques.
Applicabilité du
manuel
Ce manuel s’applique aux appareils de protection différentielle SIPROTEC® 7UT612.
Version 4.0.
Déclaration de conformité
Ce produit est conforme aux dispositions de la Directive du Conseil des Communautés européennes sur l’alignement des lois des États membres concernant la compatibilité électromagnétique (directive CEM 89/336/CEE) et relative au matériel électrique utilisé dans certaines limites de tension (Directive de basse tension 73/23/CEE).
Cette conformité est prouvée par des tests conduits par Siemens AG conformément
à l’article 10 de la Directive du Conseil en accord avec les standards génériques
EN 50081 et EN 50082 pour la directive CEM, et avec le standard EN 60255–6 pour
la directive de basse tension.
Ce produit est conçu et fabriqué pour être utilisé dans un environnement industriel
conformément à la norme CEM.
Ce produit est conforme aux normes internationales de la série IEC 60255 et aux
normes allemandes DIN 57435/Partie 303 (correspond à VDE 0435/Partie 303).
Autres normes
ANSI C37.90.*
Support complémentaire
Pour toute question concernant l’appareil SIPROTEC® 4, veuillez contacter votre
représentant Siemens local.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
i
Préface
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 avertissements suivants seront utilisés dans ce manuel pour votre
sécurité et pour garantir la durée de vie de l’appareil.
Les signalisations et les définitions standard suivantes seront utilisées :
DANGER
signifie que des situations dangereuses entraînant la mort, des blessures corporelles
graves ou des dégâts matériels considérables surviendront si les consignes de sécurité ne sont pas respectées.
Avertissement
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 légères ou des dégâts matériels ne peuvent être écartés si
les consignes de sécurité correspondantes sont négligées. Ceci s’applique particulièrement aux dégâts au niveau de l’appareil et aux dégâts qui pourraient en découler.
Remarque
indique une information importante concernant le produit ou une partie du manuel qui
mérite une attention particulière.
Avertissement !
Pendant le fonctionnement de l’installation électrique, certaines parties des appareils
sont placés sous haute tension. Pour cette raison, un comportement inadéquat pourrait entraîner des blessures corporelles graves ou des dégats matériels
considérables.
Seul le personnel qualifié est habilité à travailler sur l’installation ou dans les environs
des appareils. Ces spécialistes doivent être familiarisés avec toutes les consignes et
procédures opératoires décrites dans ce manuel aussi bien qu’avec les consignes de
sécurité.
Les conditions préalables à l’utilisation correcte et sécurisée de l’appareil incluent : un
transport adéquat, un entreposage adéquat ainsi qu’un montage, une utilisation et un
entretien adaptés au produit et respectant les avertissements et remarques de ce
manuel.
En particulier, les consignes et règlements généraux de sécurité relatifs au travail
avec du matériel haute tension (p. ex. DIN, VDE, EN, IEC ou d’autres règlements nationaux ou internationaux) doivent être respectées. Leur non-respect peut entraîner la
mort, des blessures graves ou des dégâts matériels considérables.
PERSONNEL QUALIFIÉ
En référence aux consignes de sécurité reprises dans ce manuel et figurant sur le produit lui-même, on entend par personnel qualifié toute personne qui est compétente
pour installer, monter, mettre en service et opérer ce type d’appareil et qui possède
les qualifications appropriées suivantes :
• Formations et instructions (ou autres qualifications) relatives aux procédures de la
coupure, de mise à la terre et d’identification des appareils et des systèmes.
ii
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Préface
• Formations ou instructions conformes aux normes de sécurité relative à la manipulation et à l’utilisation d’équipemets de sécurité appropriés
• Formation aux secours d’urgence.
Conventions typographiques et
graphiques
Les polices suivantes sont utilisées pour identifier les concepts porteurs d’informations relatives à l’appareil :
Noms de paramètres, ou identificateurs des paramètres de configuration et des
paramètres fonctionnels visualisables sur l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC
(avec DIGSI® 4) sont indiqués en texte gras normal (caractères de même largeur).
Cette convention s’applique également aux en-têtes (titres) des menus de sélection.
États de paramètres, ou réglages possibles de paramètres visualisables sur
l’écran de l’appareil ou sur l’écran du PC (avec DIGSI® 4) sont indiqués en italique.
Cette convention s’applique également aux options des menus de sélection.
Les „signalisations“ ou identificateurs d’informations produites par l’appareil ou
requises par d’autres appareils ou organes de manoeuvre sont indiquées par du texte
normal (caractères de même largeur) placé entre guillements.
Pour les diagrammes dans lesquels la nature de l’information apparaît clairement, les
conventions de texte peuvent différer des conventions mentionnées ci-dessus.
Les symboles suivants sont utilisés dans les diagrammes :
Défaut de terre
Défaut de terre
UL1–L2
Signal d’entrée logique interne à l’appareil
Signal de sortie logique interne à l’appareil
Signal interne entrant d’une grandeur analogique
FNr
>Libération
FNo.
Décl. App.
Signal d’entrée binaire externe avec numéro de fonction F No.
(entrée binaire, signalisation d’entrée)
Signal de sortie externe binaire avec numéro de fonction F No.
(signalisation sortant de l’appareil)
Adresse du paramètre
Nom du paramètre
1234 FONCTION
En
Exemple d’un paramètre commutable FONCTION avec l’adresse 1234
et les deux états possibles En et Hors
Hors
Etats de paramètre
Les symboles graphiques sont également largement utilisés conformément aux
normes IEC 60617–12 et IEC 60617–13 ou aux normes dérivées. Les symboles utilisés le plus fréquemment sont les suivants :
Grandeur d’entrée analogique
≥1
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Combinaison logique de grandeurs d’entrée de type OU
iii
Préface
&
Combinaison logique de grandeurs d’entrée de type ET
Inversion du signal
OU exclusif (disjonction) : sortie active lorsqu’une seule des entrées
est active
=1
=
Coïncidence : sortie active lorsque les deux entrées sont
simultanément actives ou inactives
≥1
Signaux d’entrée dynamiques (activation 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
2610 Iph>>
Niveau de seuil avec adresse et nom de paramètre
Iph>
2611 T Iph>>
T
0
0
T
Relais temporisé (temporisation à l’enclenchement T, réglable)
avec adresse et nom de paramètre
Relais temporisé (temporisation à la retombée T, non réglable)
Relais à impulsion de temps T activé par passage de flanc
T
S
Q
R
Q
Bistable (RS–Flipflop) avec entrée d’activation ou set (S),
Entrée de reset (R), sortie (Q) et sortie inversée (Q)
„
iv
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Table des matières
Préface................................................................................................................................................... i
Table des matières .............................................................................................................................. v
1
2
Introduction.......................................................................................................................................... 1
1.1
Généralités ............................................................................................................................. 2
1.2
Domaines d’application .......................................................................................................... 5
1.3
Caractéristiques ..................................................................................................................... 7
Fonctions............................................................................................................................................ 13
2.1
Généralités ........................................................................................................................... 14
2.1.1
Configuration des fonctions .................................................................................................. 14
2.1.2
2.1.2.1
2.1.2.2
Données générales de l’installation (Données du poste 1) .................................................. 20
Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 29
Liste d’information ................................................................................................................ 31
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
Groupes de réglage.............................................................................................................. 32
Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 32
Liste d’information ................................................................................................................ 33
2.1.4
2.1.4.1
Données de protection générales (données du poste 2)...................................................... 33
Liste d’information ................................................................................................................ 33
2.2
Protection différentielle ......................................................................................................... 35
2.2.1
Description fonctionnelle de la protection différentielle ........................................................ 35
2.2.2
Protection différentielle pour transformateurs....................................................................... 45
2.2.3
Protection différentielle pour générateurs, moteurs et réactances
additionnelles ....................................................................................................................... 51
2.2.4
Protection différentielle pour bobines d’inductance .............................................................. 52
2.2.5
Protection différentielle pour mini-jeux de barres et lignes courtes ...................................... 54
2.2.6
Protection différentielle monophasée pour jeux de barres ................................................... 55
2.2.7
Réglage des paramètres ...................................................................................................... 60
2.2.8
Vue d’ensemble des paramètres.......................................................................................... 65
2.2.9
Liste d’information ................................................................................................................ 67
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
v
Table des matières
vi
2.3
Protection différentielle de terre............................................................................................ 69
2.3.1
Description de la fonction ..................................................................................................... 71
2.3.2
Réglage des paramètres ...................................................................................................... 77
2.3.3
Vue d’ensemble des paramètres .......................................................................................... 78
2.3.4
Liste d’information................................................................................................................. 78
2.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires............................................ 79
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
Description de la fonction ..................................................................................................... 79
Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ) ................................................ 79
Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) ............................................. 82
Enclenchement manuel ........................................................................................................ 86
Commutation dynamique de valeurs de seuil....................................................................... 86
Stabilisation à l’enclenchement ............................................................................................ 87
Protection jeux de barres accélérée par verrouillage arrière ................................................ 88
2.4.2
2.4.2.1
2.4.2.2
Réglage des paramètres ...................................................................................................... 89
Seuils de courant de phase .................................................................................................. 90
Seuils de courant homopolaire ............................................................................................. 97
2.4.3
Listes des paramètres ........................................................................................................ 100
2.4.4
Liste d’information............................................................................................................... 103
2.5
Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre) ..................................... 106
2.5.1
2.5.1.1
2.5.1.2
2.5.1.3
2.5.1.4
2.5.1.5
Description de la fonction ................................................................................................... 107
Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ) .............................................. 107
Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) ........................................... 109
Enclenchement manuel ...................................................................................................... 111
Commutation dynamique de valeurs de seuil..................................................................... 111
Stabilisation à l’enclenchement .......................................................................................... 112
2.5.2
Réglage des paramètres .................................................................................................... 112
2.5.3
Vue d’ensemble des paramètres ........................................................................................ 116
2.5.4
Liste d’information............................................................................................................... 117
2.6
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant .... 119
2.6.1
Description de la fonction ................................................................................................... 119
2.6.2
Réglage des paramètres .................................................................................................... 122
2.6.3
Vue d’ensemble des paramètres ........................................................................................ 122
2.6.4
Liste d’information............................................................................................................... 123
2.7
Protection à maximum de courant monophasée ................................................................ 124
2.7.1
Description de la fonction ................................................................................................... 124
2.7.2
Protection différentielle à haute impédance........................................................................ 127
2.7.3
Protection de cuve .............................................................................................................. 129
2.7.4
Réglage des paramètres .................................................................................................... 130
2.7.5
Vue d’ensemble des paramètres ........................................................................................ 134
2.7.6
Liste d’information............................................................................................................... 135
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Table des matières
2.8
Protection contre les déséquilibres..................................................................................... 136
2.8.1
2.8.1.1
2.8.1.2
Description de la fonction ................................................................................................... 136
Caractéristique à temps constant (UMZ)............................................................................ 137
Caractéristique à temps dépendant (AMZ)......................................................................... 137
2.8.2
Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 139
2.8.3
Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 142
2.8.4
Liste d’information .............................................................................................................. 143
2.9
Protection de surcharge thermique .................................................................................... 144
2.9.1
Protection de surcharge avec image thermique ................................................................. 144
2.9.2
Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif .................................... 147
2.9.3
Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 150
2.9.4
Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 155
2.9.5
Liste d’information .............................................................................................................. 156
2.10
Thermobox pour protection de surcharge .......................................................................... 157
2.10.1
Description de la fonction ................................................................................................... 157
2.10.2
Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 157
2.10.3
Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 159
2.10.4
Liste d’information .............................................................................................................. 163
2.11
Protection contre les défaillances du disjoncteur ............................................................... 165
2.11.1
Description de la fonction ................................................................................................... 165
2.11.2
Réglage des paramètres de la fonction.............................................................................. 168
2.11.3
Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 169
2.11.4
Liste d’information .............................................................................................................. 169
2.12
Associations externes......................................................................................................... 170
2.12.1
Description de la fonction ................................................................................................... 170
2.12.2
Réglage des paramètres .................................................................................................... 171
2.12.3
Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 171
2.12.4
Liste d’information .............................................................................................................. 172
2.13
Fonctions de surveillance ................................................................................................... 173
2.13.1
2.13.1.1
2.13.1.2
2.13.1.3
2.13.1.4
2.13.1.5
2.13.1.6
2.13.1.7
Description des fonctions ................................................................................................... 173
Surveillances du matériel ................................................................................................... 173
Surveillances du logiciel ..................................................................................................... 174
Surveillances des grandeurs de mesure ............................................................................ 174
Surveillance du circuit de déclenchement .......................................................................... 176
Types de réaction en cas de défaillances .......................................................................... 179
Signalisations groupées ..................................................................................................... 180
Erreurs de paramétrage ..................................................................................................... 181
2.13.2
Réglage des paramètres des fonctions .............................................................................. 181
2.13.3
Vue d’ensemble des paramètres........................................................................................ 182
2.13.4
Liste d’information .............................................................................................................. 182
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
vii
Table des matières
2.14
Gestion des fonctions ......................................................................................................... 184
2.14.1
Logique de démarrage général de l’appareil ...................................................................... 184
2.14.2
Logique de déclenchement général de l’appareil ............................................................... 185
2.14.3
Réglage des paramètres .................................................................................................... 186
2.14.4
Vue d’ensemble des paramètres ........................................................................................ 187
2.14.5
Liste d’information............................................................................................................... 187
2.15
Fonctions complémentaires................................................................................................ 189
2.15.1
2.15.1.1
2.15.1.2
2.15.1.3
2.15.1.4
2.15.1.5
2.15.1.6
Traitement des signalisations ............................................................................................. 189
Généralités ......................................................................................................................... 189
Signalisations d’exploitation................................................................................................ 191
Signalisations de défauts.................................................................................................... 191
Signalisations spontanées .................................................................................................. 192
Demande de rafraîchissement générale............................................................................. 192
Statistique de déclenchement............................................................................................. 193
2.15.2
Mesures d’exploitation ........................................................................................................ 193
2.15.3
Perturbographie .................................................................................................................. 198
2.15.4
Réglage des paramètres des fonctions .............................................................................. 199
2.15.5
Vue d’ensemble des paramètres ........................................................................................ 200
2.15.6
Liste d’information............................................................................................................... 200
2.16
Gestion des commandes .................................................................................................... 204
2.16.1
Types de commandes ........................................................................................................ 204
2.16.2
Séquence de commande.................................................................................................... 205
2.16.3 Protection contre les fausses manœuvres ......................................................................... 206
2.16.3.1 Commande verrouillée/déverrouillée .................................................................................. 207
3
viii
2.16.4
Enregistrement/acquittement de commande ...................................................................... 210
2.16.5
Liste d’information............................................................................................................... 211
Montage et mise en service ............................................................................................................ 213
3.1
Montage et connexion ........................................................................................................ 214
3.1.1
Montage.............................................................................................................................. 214
3.1.2
Variantes de connexion ...................................................................................................... 217
3.1.3
3.1.3.1
3.1.3.2
3.1.3.3
3.1.3.4
3.1.3.5
Adaptation du matériel........................................................................................................ 221
Généralités ......................................................................................................................... 221
Démontage de l’appareil..................................................................................................... 223
Cavaliers sur circuits imprimés ........................................................................................... 225
Modules d’interface............................................................................................................. 229
Assemblage de l’appareil.................................................................................................... 233
3.2
Contrôle des connexions .................................................................................................... 234
3.2.1
Contrôle des connexions des interfaces série .................................................................... 234
3.2.2
Contrôle des connexions à l’installation.............................................................................. 237
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Table des matières
4
3.3
Mise en service................................................................................................................... 239
3.3.1
Mode de test et activation/désactivation du blocage de transmission................................ 240
3.3.2
Test de l’interface système................................................................................................. 240
3.3.3
Vérifier les états des entrées/sorties binaires..................................................................... 242
3.3.4
Vérification de la consistance des réglages ....................................................................... 244
3.3.5
Tests pour la protection contre les défaillances du disjoncteur .......................................... 245
3.3.6
Test de courant symétrique sur l’équipement à protéger ................................................... 248
3.3.7
Test de courant de neutre au niveau de l’équipement à protéger ...................................... 255
3.3.8
Tests de la protection de jeux de barres ............................................................................ 260
3.3.9
Test de l’entrée de mesure I8 ............................................................................................. 262
3.3.10
Fonctions à définir par l’utilisateur ...................................................................................... 262
3.3.11
Test de la stabilité et établissement d’un enregistrement oscillographique........................ 263
3.4
Préparation finale de l’appareil ........................................................................................... 265
Spécifications techniques .............................................................................................................. 267
4.1
Données générales de l’appareil ........................................................................................ 268
4.1.1
Entrées analogiques........................................................................................................... 268
4.1.2
Tension auxiliaire................................................................................................................ 268
4.1.3
Entrées et sorties binaires .................................................................................................. 269
4.1.4
Interfaces de communication.............................................................................................. 270
4.1.5
Essais électriques............................................................................................................... 274
4.1.6
Essais de sollicitation mécanique....................................................................................... 276
4.1.7
Essais de sollicitation climatique ........................................................................................ 276
4.1.8
Conditions d’exploitation..................................................................................................... 277
4.1.9
Exécutions .......................................................................................................................... 277
4.2
Protection différentielle ....................................................................................................... 279
4.2.1
Généralités ......................................................................................................................... 279
4.2.2
Transformateurs ................................................................................................................. 280
4.2.3
Générateurs, moteurs, bobines .......................................................................................... 282
4.2.4
Jeux de barres, noeuds, lignes courtes.............................................................................. 283
4.3
Protection différentielle pour défauts de terre..................................................................... 284
4.4
Protection à maximum de courant pour courants de phase et
homopolaires ...................................................................................................................... 285
4.5
Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre) ................................ 292
4.6
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant .... 293
4.7
Protection à maximum de courant monophasé .................................................................. 294
4.8
Protection contre les déséquilibres..................................................................................... 295
4.9
Protection de surcharge thermique .................................................................................... 296
4.9.1
Protection de surcharge avec image thermique ................................................................. 296
4.9.2
Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif .................................... 298
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
ix
Table des matières
A
4.10
Thermobox pour protection de surcharge........................................................................... 298
4.11
Protection contre les défaillances du disjoncteur................................................................ 299
4.12
Associations externes......................................................................................................... 299
4.13
Fonctions de surveillance ................................................................................................... 300
4.14
Fonctions complémentaires................................................................................................ 301
4.15
Dimensions ......................................................................................................................... 303
Annexe .............................................................................................................................................. 305
A.1
Versions commandables et accessoires ........................................................................... 306
A.1.1
Accessoires ........................................................................................................................ 308
A.2
Schémas généraux............................................................................................................. 311
A.2.1
Boîtier pour montage encastré et montage en armoire ...................................................... 311
A.2.2
Boîtier pour montage en saillie ........................................................................................... 312
A.3
Exemples de raccordement ................................................................................................ 313
A.4
Affectation des fonctions de protection aux équipements à protéger ................................. 324
A.5
Réglages par défaut ........................................................................................................... 325
A.6
Fonctions dépendantes du protocole ................................................................................. 327
A.7
Vue d’ensemble des paramètres ........................................................................................ 328
A.8
Listes d’information............................................................................................................. 347
A.9
Liste des valeurs de mesure............................................................................................... 364
Index.................................................................................................................................................. 369
„
x
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
1
Introduction
L’appareil SIPROTEC® 7UT612 vous est présenté dans ce chapitre, où vous trouverez une vue d’ensemble des domaines d’application, des caractéristiques et des différentes fonctions de la 7UT612.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
1.1
Généralités
2
1.2
Domaines d’application
5
1.3
Caractéristiques
7
1
1 Introduction
1.1
Généralités
La protection différentielle numérique SIPROTEC® 7UT612 est équipée d’un 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. La structure de base de l’appareil est représentée à la figure 1-1.
Entrées
analogiques
Les entrées de mesure EM transforment les courants issus des transformateurs de
courant et les convertissent conformément au niveau interne de traitement de l’appareil. Celui-ci dispose au total de 8 entrées de courant. Trois entrées de courant sont
prévues pour l’entrée des courants de phase aux extrémités de la zone à protéger,
une quatrième (I7) peut être utilisée pour n’importe quel autre courant, par exemple
pour le courant de terre dans le raccordement à la terre du point neutre d’un enroulement de transformateur. L’entrée I8 est conçue pour offrir une sensibilité particulièrement élevée. Ceci permet, p. ex., la détection de faibles courants de cuve pour les
EM
AE
AD
µC
∩
IL1S1
AV
Dérangement
Fonctionnement
IL2S1
Relais
de sortie
(programmable)
IL3S1
IL1S2
LED sur
panneau
frontal,
(programmable)
IL2S2
IL3S2
µC
I7
#
I8
Panneau de
com. local
ESC
ENTER
7
4
1
.
8
5
2
0
9
6
3
+/-
Entrées binaires (program.)
ALIM
UH
Tension auxiliaire
Affichage sur
panneau avant
Interface
utilisateur
vers le PC
Interface
service
PC/Modem/
Interface
sonde
Interface
système
Contrôlecommande
Synchronisation
temporelle
p. ex.
DCF77
IRIG B
Figure 1-1 Structure matérielle de la protection différentielle numérique 7UT612 — Exemple pour un
transformateur à deux enroulements avec les côtés S1 et S2
2
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
1.1 Généralités
transformateurs ou (avec résistance externe en série) la détection d’une tension
(p. ex. pour les procédés basés sur les mesures à haute impédance).
Les grandeurs analogiques sont transmises au module d’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.
Le module de conversion analogique-numérique AD est constitué d’un multiplexeur,
d’un convertisseur analogique/numérique et d’éléments mémoire pour la transmission
des données au microprocesseur.
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,
− Analyse de fréquence des courants de phase et grandeurs de mesure différentielles,
− Calcul des valeurs efficaces des courants pour la détection de surcharge et le suivi
de la surtempérature de l’équipement à protéger,
− Interrogation des seuils critiques et des temporisations,
− Contrôle de signaux pour les fonctions logiques,
− Décision relative aux commandes de déclenchement,
− Mise en mémoire des signalisations, des données et des valeurs perturbographiques pour l’analyse des défauts,
− 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.
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
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.
Conjointement avec l’écran LCD, des touches numériques et de contrôle intégrées
permettent la communication locale avec l’appareil. Toutes les informations de l’appa-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3
1 Introduction
reil peuvent y être consultées : les paramètres de configuration et de réglage, les messages de fonctionnement et de défaut, les valeurs de mesure (voir aussi Manuel
système SIPROTEC® 4, n° réf. E50417–H1100–C151). Les paramètres de réglage
peuvent aussi être modifiés (voir aussi Chapitre 2).
Le réglage de l’installation est également possible à partir du panneau frontal pour un
appareil avec fonctions de commande.
Interfaces série
La communication est assurée via l’interface utilisateur série sur le panneau frontal au
moyen d’un ordinateur personnel et du logiciel DIGSI® 4. Une manipulation aisée de
toutes les fonctions de l’appareil est ainsi possible.
L’interface de service série permet aussi de communiquer avec l’appareil au moyen
d’un ordinateur personnel et du logiciel DIGSI® 4. Cela convient particulièrement bien
pour une connexion fixe des appareils à l’ordinateur ou pour la commande via un modem.
Toutes les données de l’appareil peuvent être transmises via l’interface système série
vers un système de surveillance et de contrôle centralisé. Différents protocoles et
couches physiques de communication sont disponibles pour cette interface afin de
répondre aux besoins de l’application.
Une autre interface est prévue pour la synchronisation de l’horloge interne via des
sources externes de synchronisation.
D’autres protocoles de communication sont réalisables via des modules d’interface
supplémentaires.
L’interface de service peut être également utilisée pour la connexion d’un Thermobox
(interface sonde) servant à l’acquisition de températures externes (pour la protection
de surcharge).
Alimentation
4
Les unités fonctionnelles décrites sont pourvues d’une alimentation SV 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-circuits dans le système d’alimentation en tension auxiliaire de l’installation, sont en général comblées par un condensateur (voir aussi Caractéristiques techniques, chapitre 4.1.2).
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1.2 Domaines d’application
1.2
Domaines d’application
La protection différentielle numérique SIPROTEC® 7UT612 est une protection sélective contre les courts-circuits 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 à deux travées.
En tant qu’appareil monophasé, il peut être également utilisé pour les petits jeux de
barres dotés de 7 travées max. 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 162/3 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’elle est utilisée pour protéger un transformateur, la 7UT612 est en règle
générale raccordée aux jeux de transformateurs du transformateur de puissance sur
les côtés basse et haute tension. 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.
Utilisé pour protéger un générateur ou un moteur, la 7UT612 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 deux travées. 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 7 entrées de courant standard, l’appareil peut être utilisé comme protection
monophasée d’un jeu de barres pour un maximum de 7 travées. Ainsi, une 7UT612
est utilisée par phase. Il est également possible de réaliser avec un seul appareil
7UT612 la protection d’un jeu de barres pour 7 travées max. en intercalant des
transformateurs de mixage externes.
Une entrée de courant de mesure supplémentaire sensible I8 peut, 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.
Pour les transformateurs (également pour les autotransfos), les générateurs ou les
bobines d’inductance dotés d’un point neutre mis à la terre, 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 l’entrée de courant de mesure
sensible I8 de l’appareil 7UT612.
Pour tous les types d’équipements à protéger, l’appareil dispose de fonctions de protection à maximum de courant de secours, susceptibles d’agir du côté souhaité.
Manuel 7UT612
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5
1 Introduction
Pour tous les types de machines, une protection de surcharge avec image thermique
peut être mise en place sur le côté souhaité. 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 générateurs et transformateurs de courant de traction, un modèle biphasé
162/3 Hz 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, protection de surcharge).
Une protection contre les défaillances du disjoncteur surveille la réaction d’un disjoncteur après un ordre de déclenchement. Cette protection peut être attribuée à l’un des
côtés de l’équipement à protéger.
6
Manuel 7UT612
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1.3 Caractéristiques
1.3
Caractéristiques
• 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 de
déclenchement pour les disjoncteurs ;
• 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, nœuds ou mini-jeux de
barres ;
• Utilisation aisée grâce à un panneau de commande 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) avec 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 ;
• Indépendant 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 à courant continu et saturation du transformateur de
courant ;
• Haute stabilité même en cas de saturation variable du transformateur de courant ;
• Indépendant du régime du point neutre.
Protection différentielle de nœuds ou
de lignes
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• Caractéristique de déclenchement stabilisée en courant ;
• Court temps d’exécution de commande ;
• Insensible aux composantes à courant continu et saturation du transformateur de
courant ;
7
1 Introduction
• Haute stabilité même en cas de saturation différente des transformateurs de
courant ;
• Surveillance des valeurs de mesure avec courant d’exploitation.
Protection de jeux
de barres
• Protection différentielle monophasée pour un jeu de barres avec 7 travées max. ;
• 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 à courant continu et saturation du 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.
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 à courant continu et saturation du transformateur de
courant ;
• Stabilité extrême si réglage optimal ;
• Convient pour la détection des défauts à la terre pour les générateurs, bobines à
inductance et transformateurs mis à la terre, autotransformateurs en particulier ;
• 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).
Protection à maximum de courant
pour les courants
de phase et homopolaire
8
• Deux niveaux indépendants courant/temps (UMZ) 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 ;
• Un niveau supplémentaire courant/temps dépendant du courant (AMZ) pour
chaque courant de phase et pour le courant homopolaire triple ;
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1.3 Caractéristiques
• Pour la protection AMZ, 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.
Protection à maximum de courant
pour le courant
de terre
• Deux niveaux indépendants courant/temps (UMZ) pour le courant de terre (entrée
de courant I7), p.ex. entre le point neutre et la mise à la terre ;
• Niveaux supplémentaires courant/temps dépendant du courant (AMZ) pour le courant de terre ;
• Pour le niveau AMZ, 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, par exemple pour le verrouillage arrière avec seuil réglable ;
• Déclenchement instantané en cas de fermeture 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.
Protection à maximum de courant
monophasée
• Deux niveaux indépendants temporisables (UMZ), qui peuvent être combinés au
choix ;
• Pour n’importe quelle détection à maximum de courant monophasée ;
• Possibilité de raccordement au choix à l’entrée du courant de terre (entrée de courant I7) ou à l’entrée de courant haute sensibilité (entrée de courant I8) ;
• Convient à la mesure des courants les plus faibles (par exemple pour la protection
à haute impédance ou la protection de cuve, voir ci-dessus) ;
• 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, cf. plus haut) ;
• Possibilité de blocage pour chaque seuil.
Protection contre
les déséquilibres
• Evaluation du système inverse des courants de phase sur un côté au choix de
l’équipement à protéger ;
• Deux niveaux indépendants (UMZ) et une autre caractéristique inverse (dépendant
du courant inverse, AMZ) ;
• Pour le niveau AMZ, choix de plusieurs caractéristiques selon différentes normes
ou possibilité de caractéristique définissable par l’utilisateur ;
• Les seuils peuvent être combinés au choix ;
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9
1 Introduction
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 ;
• Calcul au choix du point chaud avec détection de la réserve de charge et taux de
vieillissement selon IEC 60354 (avec sondes de température externes et Thermobox).
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
sont raccordés) ;
• Lancement de commandes de déclenchement pour chaque fonction de protection
intégrée ;
• Possibilité de lancement de fonctions de déclenchement externes.
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.
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 définissables 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 ;
• Temporisations et détecteur de dépassement de seuil.
Mise en service ;
exploitation
• 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.
10
Manuel 7UT612
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1.3 Caractéristiques
Fonctions de surveillance
• Surveillance des circuits de mesure internes, de l’alimentation en tension auxiliaire
ainsi que du matériel et du logiciel, d’où fiabilité accrue ;
• Surveillance des circuits secondaires du transformateur de courant par contrôle de
symétrie ;
• 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.
Autres fonctions
• Heure sauvegardée par pile, possibilité de synchronisation au moyen d’un signal
(DCF77, 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 ;
• Enregistrement des défaillances et transmission des données pour la perturbographie 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.
„
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11
1 Introduction
12
Manuel 7UT612
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2
Fonctions
Les différentes fonctions de l’appareil SIPROTEC® 7UT612 sont expliquées dans ce
chapitre. Les possibilités de réglage sont affichées pour chaque fonction disponible.
De même, les valeurs des différents paramètres ainsi que les formules - si nécessaire
- sont indiquées.
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2.1
Généralités
14
2.2
Protection différentielle
35
2.3
Protection différentielle de terre
69
2.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
79
2.5
Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
2.6
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum
de courant
119
2.7
Protection à maximum de courant monophasée
124
2.8
Protection contre les déséquilibres
136
2.9
Protection de surcharge thermique
144
2.10
Thermobox pour protection de surcharge
157
2.11
Protection contre les défaillances du disjoncteur
165
2.12
Associations externes
170
2.13
Fonctions de surveillance
173
2.14
Gestion des fonctions
184
2.15
Fonctions complémentaires
189
2.16
Gestion des commandes
204
106
13
2 Fonctions
2.1
Généralités
L'image de base apparaît sur l'écran quelques secondes après la mise sous tension
de l'appareil. Les valeurs de mesure sont visualisées dans la 7UT612.
Pour la configuration (chapitre 2.1.1), utilisez un ordinateur personnel équipé de
DIGSI® 4. La procédure est expliquée en détail dans le manuel du système
SIPROTEC® 4, numéro de référence E50417–H1100–C151. Toute modification impose de saisir le mot de passe n° 7 (pour un jeu de paramètres). Sans mot de passe,
vous pouvez consulter les réglages, mais vous ne pouvez ni les modifier ni les transmettre à l'appareil.
Les paramètres fonctionnels, c'est-à-dire les options de fonctionnement, les valeurs
limites, etc., peuvent être modifiés au panneau de commande à l'avant de l'appareil
ou via l'interface utilisateur ou de service d'un ordinateur personnel équipé de
DIGSI® 4. Vous avez besoin du mot de passe n° 5 (pour des paramètres individuels).
2.1.1
Configuration des fonctions
Généralités
L’appareil 7UT612 dispose 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 fonctions individuelles, voire de modifier l'interaction des fonctions. Les fonctions inutilisées dans la
7UT612 peuvent ainsi être masquées.
Exemple de configuration des fonctions :
Les appareils 7UT612 s'utilisent sur des jeux de barres et des transformateurs. La
fonction de protection de surcharge ne doit s'employer que sur des transformateurs.
Dans le cas de jeux de barres, cette fonction doit dès lors être " désactivée " alors
qu'elle doit être " activée " pour les transformateurs.
Les fonctions de protection ainsi que les fonctions supplémentaires disponibles peuvent être configurées en tant que Disponible ou Non disponible. Pour certaines
fonctions, il est possible de choisir également entre plusieurs alternatives qui sont expliquées plus bas.
Les fonctions configurées en tant que Non disponible ne sont pas traitées dans la
protection 7UT612 : aucune signalisation, ni aucun réglage afférent (fonctions, valeurs
limites) ne seront affichés ni pris en compte.
Remarque :
Les fonctions et préréglages disponibles dépendent du type d'appareil (pour de plus
amples détails, voir l'annexe A.1).
Paramétrage des
fonctions
14
Les paramètres de configuration peuvent être saisis avec un ordinateur personnel
équipé du programme de commande DIGSI® 4, via l'interface utilisateur située sur le
panneau frontal de l'appareil ou l'interface de service sur la face arrière. La procédure
de conduite est décrite dans le manuel du système SIPROTEC® 4 (numéro de
référence E50417–H1100–C151, chapitre 5.3).
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.1 Généralités
Toute modification des paramètres de configuration dans l'appareil impose de saisir le
mot de passe n° 7 (pour un jeu de paramètres). Sans mot de passe, vous pouvez consulter les réglages, mais vous ne pouvez ni les modifier ni les transmettre à l'appareil.
Particularités
De nombreux paramètres ne nécessitent aucune explication. Les particularités sont
expliquées dans la suite du texte. L’Annexe A.4 récapitule les fonctions de protection
adaptées aux différents équipements à protéger.
Choisissez d'abord les côtés de l'équipement à protéger qui seront désignés comme
côté 1 et côté 2. La définition est arbitraire. Avec plusieurs 7UT612, il importe néanmoins d'opter pour une définition logique qui facilitera aussi les affectations ultérieures. Voici un exemple qui peut être recommandé pour le côté 1 :
− sur des transformateurs, le côté HT mais, si le côté BT est un enroulement en étoile
mis à la terre, il doit être choisi comme côté 1 (côté de référence) ;
− sur des générateurs, le côté des bornes ;
− sur des moteurs et des bobines d'inductance, le côté de l'alimentation électrique ;
− sur des réactances additionnelles, des lignes et des jeux de barres : libre choix du
côté.
La détermination du côté doit être respectée pour certains des réglages de configuration suivants.
Pour utiliser la permutation du jeu 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. Si le
réglage Non disponible est défini, vous ne pouvez paramétrer et utiliser qu'un seul
jeu de paramètres fonctionnels.
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 :
− des transformateurs normaux à enroulements isolés sont définis comme des
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 (voir la figure 2-18, page 48).
− dans le cas des autotransformateurs, il convient de définir Autotransfo. 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 (voir la figure 225 à droite, page 53).
− avec un Transfo mono., la phase centrale L2 reste libre. Ce réglage est idéal
pour des transformateurs monophasés de 162/3 Hz.
− procédez de même pour des générateurs et des moteurs. Le réglage Générat./
Moteur vaut aussi pour des réactances additionnelles et des bobine d’inductance,
si un jeu de transformateurs de courant complet est installé des deux côtés.
− pour une utilisation sur des mini-jeux de barres ou des nœuds à 2 extrémités, il convient de régler JdB 3Ph.. Ce réglage vaut aussi pour protéger de courtes lignes
délimitées par des jeux de transformateurs de courant. À cet égard, " court " signifie
que les connexions entre les transformateurs de courant aux extrémités de la ligne
et l'appareil n'imposent pas une charge inadmissible aux transformateurs de courant.
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15
2 Fonctions
− si l'appareil est employé comme protection différentielle pour jeu de barres à 7
travées maximum, comme appareil monophasé ou comme appareil triphasé via un
transformateur de mixage, il convient de choisir le réglage JdB 1Ph.. Dans ce cas,
il faut aussi indiquer à l'appareil, sous l'adresse 107 NBRE BRANCHES, le nombre
de travées du jeu de barres. 7 travées maximum sont admissibles.
L’entrée de mesure de courant I7 permet en général de saisir un courant de neutre.
Pour cela, il faut indiquer à l'appareil, sous l'adresse 108 ENTREE I7, le côté de
l'équipement à protéger auquel ce courant est affecté. Dans le cas de transformateurs, il faut choisir le côté dont le point neutre est mis à la terre et dont le courant neutre doit être mesuré. Sur des générateurs et des moteurs mis à la terre, il s'agit du côté
orienté vers le point neutre mis à la terre. Pour des autotransformateurs, vous pouvez
choisir n'importe quel côté puisqu'il n'y a qu'un seul courant neutre pour les deux
côtés. Si le courant neutre n'est pas utilisé pour la protection différentielle ou la protection différentielle de terre, réglez non affecté (réglage par défaut).
Si la protection différentielle de terre est employée, elle doit aussi être affectée à un
côté mis à la terre sous l'adresse 113 DIFF. TERRE, sinon Non disponible est
réglé. Dans le cas d'autotransformateurs, le choix du côté est de nouveau sans importance.
Les différentes fonctions de protection à maximum de courant doivent aussi être affectées à un côté de l’équipement à protéger :
− Dans le cas d'une protection à maximum de courant phase, le côté visé par cette
protection peut être choisi sous l'adresse 120 MAX DE I PHASE. En règle
générale, il faut choisir le côté du point neutre pour des générateurs et le côté des
bornes pour des moteurs. Sinon, il est utile de prendre le côté source dans le cas
d'une alimentation à source unique. Toutefois, une protection à maximum de courant séparée est fréquemment utilisée pour le côté source. La protection à maximum de courant interne à la 7UT612 devrait alors agir du côté départ. Elle sert alors
de protection de secours pour les défauts côté départ.
− L’adresse 121 CARACT PHASE permet de régler le groupe de caractéristiques
selon lequel la protection à maximum de courant de phase devrait fonctionner. Si
elle doit exclusivement faire office de protection à maximum de courant à temps
constant (UMZ), 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.
− Vous pouvez également affecter, sous l'adresse 122, la protection à maximum de
courant homopolaire MAX DE 3I0 à un côté quelconque de l’équipement à protéger.
Celui-ci ne doit pas forcément être le même que celui de la protection à maximum
de courant phase (adresse 120 ci-dessus). Pour les caractéristiques possibles,
l'adresse 123 CARACT 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.
16
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2.1 Généralités
− Une autre protection à maximum de courant 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
de l'entrée de mesure de courant I7. 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). Il n'est pas nécessaire de l'affecter à un côté déterminé puisque cette protection détecte en continu le courant I7,
d’où qu’il vienne. Pour cette protection, vous pouvez aussi choisir, sous l'adresse
125 CARACT TERRE, 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.
Une protection à maximum de courant monophasée à temps constant MAX DE I
1PHASE peut être utilisée sous l'adresse 127. Celle-ci peut détecter le courant de
mesure au choix à l'entrée I7 (I7 norm. sensib) ou à l’entrée I8 (I8 sensible).
Ce dernier cas de figure est particulièrement intéressant puisque l'entrée I8 est déjà
capable de détecter de très faibles courants (à partir de 3 mA à l'entrée). Cette protection convient notamment comme protection de cuve très sensible (voir aussi le
chapitre 2.7.3) ou comme protection différentielle à haute impédance (voir aussi le
chapitre 2.7.2). Elle n'est donc pas spécifique à un côté ou à une application déterminés.
La protection contre les déséquilibres peut être posée d'un côté de l'équipement à protéger sous l'adresse 140 DESEQUILIBRE I2, cela signifie qu'elle vérifie le déséquilibre des courants qui circulent à cet endroit. Les caractéristiques temporelles de déclenchement peuvent être de nouveau indépendantes comme à l'adresse 141 CARACT DESEQUIL (Max I tps cst) mais elles peuvent aussi reposer sur une caractéristique CEI (Max I inv. CEI) ou ANSI (Max I inv. ANSI).
Dans le cas d'une protection de surcharge, l'adresse 142 PROT. SURCHARGE permet
aussi de choisir le côté dont les courants doivent être déterminants pour la détection
des surcharges. 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.
− Sur des transformateurs à régulation de tension, la protection de surcharge est appliquée 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). Cependant, le seuil d'alarme de surcourant peut ici déclencher pour signaler une menace
de surcharge.
En outre, l'adresse 143 CARACT SURCH. permet de choisir une des deux méthodes
de détection des surcharges :
− protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255–8 (classique),
− protection de surcharge avec calcul du point chaud et détermination du taux de vieillissement selon CEI 60354 (selon CEI 354).
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17
2 Fonctions
La première se distingue par une manipulation simple et un nombre restreint de
valeurs de réglage ; la seconde requiert une connaissance précise de l’équipement
protégé, de son environnement et de son refroidissement, et se justifie pour des transformateurs à sondes de température intégrées. Pour de plus amples informations, voir
aussi le chapitre 2.9.
Si vous optez pour une protection de surcharge à calcul du point chaud selon CEI
60354 (adresse 143 CARACT SURCH. = selon CEI 354), au moins un Thermobox
(interface sonde) 7XV566 doit être raccordée à l'interface de service afin de communiquer la température du liquide de refroidissement à l'appareil. Cette interface est
réglée sous l'adresse 190 Interface sonde. Sur la 7UT612, il s’agit du Port C
(interface de service). Le nombre et le mode de transmission des points de mesure
(RTD = Resistance Temperature Detector ou thermorésistance) peuvent être réglés
sous l'adresse 191 RACC. INT SONDE : 6 RTD Simplex ou 6 RTD DemiDplx
(avec un Thermobox) ou 12 RTD DemiDplx (avec deux Thermobox). Ce réglage doit
correspondre au paramétrage du Thermobox.
Remarque : Le point de mesure de température décisif pour le calcul du point chaud
doit toujours être guidé par le premier Thermobox !
Dans le cas de la protection contre les défaillances du disjoncteur, le côté à surveiller
peut être choisi sous l'adresse 170 DEFAILL. DISJ.. Il doit s'agir d'un côté source
en cas de défaillance.
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.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
103
PERMUT.JEUPARAM
Non disponible
Disponible
Non disponible
Permutation jeu de paramètres
105
OBJET PROTEGE
Transformateur triphasé
Transformateur monophasé
Autotransformateur
Générateur/Moteur
Jeu de barres triphasé
Jeu de barres monophasé
Transformateur
triphasé
Objet protégé
106
NBRE COTES
2
2
Nombre de côtés - objet prot.
polyphasé
107
NBRE BRANCHES
3
4
5
6
7
7
Nbre de branches prot. de
barres mono.
108
ENTREE I7
non affecté
Côté 1
Côté 2
non affecté
Entrée de mes. de courant
I7,raccordée à
112
PROT. DIFF.
Non disponible
Disponible
Disponible
Protection différentielle
113
DIFF. TERRE
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection différentielle de terre
18
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2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
117
PERMUT.DYN.PAR.
Non disponible
Disponible
Non disponible
Permutation dynamique de paramètres
120
MAX DE I PHASE
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection à maximum de courant phase
121
CARACT PHASE
Maximum I temps constant
Maximum I temps
Max. I inverse: caractérisconstant
tiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Caractérist. spécifiée par
l'utilisateur
Caract. retombée définie par
utilisat.
Caractéristique max. de I phase
122
MAX DE 3I0
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Protection à maximum de 3I0
123
CARACT 3I0
Maximum I temps constant
Maximum I temps
Max. I inverse: caractérisconstant
tiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Caractérist. spécifiée par
l'utilisateur
Caract. retombée définie par
utilisat.
Caractéristique max. de 3I0
124
MAX DE I TERRE
Non disponible
Non disponible
Entrée de mes. de sensibilité
normale I7
Protection à maximum de courant terre
125
CARACT TERRE
Maximum I temps constant
Maximum I temps
Max. I inverse: caractérisconstant
tiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Caractérist. spécifiée par
l'utilisateur
Caract. retombée définie par
utilisat.
Caractéristique max. de I terre
127
MAX DE I 1PHASE
Non disponible
Non disponible
Entrée de mes. de sensibilité
normale I7
Entrée de mes. de sensibilité
accrue I8
Prot. à max de I temps constant
sur 1ph.
140
DESEQUILIBRE I2
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection contre déséquilibres
(I2)
141
CARACT DESEQUIL
Maximum I temps constant
Max. I inverse: caractéristiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Maximum I temps
constant
Caractérist. prot. contre
déséquilibres
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Non disponible
19
2 Fonctions
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
142
PROT. SURCHARGE
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection de surcharge
143
CARACT SURCH.
classique
selon CEI 354
classique
Caractérist. prot. contre les surcharges
170
DEFAILL. DISJ.
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Prot. contre défaillances de disjoncteur
181
SURV MESURES
Non disponible
Disponible
Disponible
Surveillance des mesures
182
SURV.CIRC.DECL.
Non disponible
Avec 2 entrées binaires
Avec 1 entrée binaire
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
Interface sonde (thermobox)
191
RACC. INT SONDE 6 RTD Simplex
6 RTD Demi Duplex
12 RTD Demi Duplex
6 RTD Simplex
Mode de raccordement interface
sondes
2.1.2
Non disponible
Port C
Données générales de l’installation (Données du poste 1)
Généralités
L'appareil requiert un certain nombre de données du réseau et de l’installation pour
pouvoir adapter ses fonctions à ces paramètres. 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® 4 et sont décrites
dans le présent chapitre.
Fréquence
nominale
La fréquence nominale du réseau peut être définie sous l'adresse 270 FREQUENCE
NOM.. La valeur de ce paramètre, qui est réglée en usine en fonction du type d'appareil commandé, ne doit être adaptée que si l'appareil commandé ne correspond pas à
la fréquence du réseau dans lequel il est placé.
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). Ce réglage est sans intérêt pour des applications monophasées de 162/
3–Hz.
20
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2.1 Généralités
L1
L3
L1
L2
L2
Champ tournant droit L1 L2 L3
Figure 2-1
L3
Champ tournant gauche L1 L3 L2
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 si l'appareil est utilisé comme protection
différentielle pour transformateurs, c'est-à-dire quand Transfo triph. ou Autotransfo ou Transfo mono. a été réglé sous OBJET PROTEGE (adresse 105)
lors de la configuration des fonctions de protection (Chapitre 2.1.1 sous la section
„ Particularités “) Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas accessibles.
Lors de la définition de l'enroulement 1, respectez les côtés déterminés (voir ci-dessus, chapitre 2.1.1 sous la section „ Particularités “). 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.
L'appareil a besoin des indications suivantes :
• La tension nominale UN en kV (composée) à l’adresse 240 UN ENROUL. C1.
• Le régime du point neutre ) à l’adresse 241 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 mode de couplage à l’adresse 242 MODE COUPL. C1. C'est normalement la
lettre capitale de l’indice de couplage.
Si un enroulement du transformateur est régulé, il faut utiliser comme UN de l'enroulement la tension correspondant au courant moyen de la plage de régulation et non la
tension nominale effective.
U max ⋅ U min
2
U N = 2 ⋅ -------------------------------- = -------------------------------1
1
U max + U min
------------- + -----------U max U min
Umax, Umin étant les limites de la plage de réglage.
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21
2 Fonctions
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 240)
2
2
UN ENROUL. S1 = -------------------------------- = ----------------------------------------- = 105,6 kV
1
1
1
1
------------- + ----------------------------- + --------------U max U min
132 kV 88 kV
La tension nominale UN ENROUL. C2 (adresse 243), le régime du point neutre
POINT NEUTRE C2 (adresse 244) et le mode de couplage MODE COUPL. C2
(adresse 245) sont régis par les mêmes règles que l'enroulement 1.
En outre, l’indice de couplage, qui reflète le déphasage des courants de cet enroulement par rapport à l'enroulement de référence, doit être défini sous l'adresse 246 IND
COUPLAGE C2. Selon CEI, la valeur définie 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 le chiffre dans l’indice de couplage, p. ex. 5 pour l’indice de couplage
Yd5 ou Dy5. 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).
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 2-2).
Sur des transformateurs, la puissance nominale apparente primaire est directement
réglée comme SN TRANSFO (adresse 249). La puissance doit toujours être saisie
sous forme de valeur primaire même si l'appareil est habituellement paramétré en
valeurs secondaires. À partir de la puissance de référence, l'appareil détermine le
courant nominal primaire de l'équipement à protéger. C'est la base de toutes les
valeurs relatives.
Enroulement 1
Enroulement 2
L1
L1
L2
L3
L2
uL2N
L3
UL1N
uL3N
uL1N
UL3N
N
UL2N
N
Yd5
Dy7
UL1N
uL23
UL31
uL31
uL12
UL23
uL1N
Enroulement 2
UL12
Enroulement 1
Figure 2-2 Inversion de l’indice de couplage avec un enroulement basse tension comme côté de référence - Exemple
22
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2.1 Généralités
À partir des données nominales du transformateur à protéger, 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. 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 la protection 7UT612 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 chapitre 2.1.1, 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 (composée) de la machine est définie à l’adresse 251 UN GEN/
MOTEUR.
La puissance apparente nominale primaire est réglée à l’adresse 252 SN GEN/MOTEUR. La puissance doit toujours être saisie sous forme de valeur primaire même si
l'appareil est en général paramétré en valeurs secondaires. À partir de cette puissance et de la tension nominale, l'appareil détermine le courant nominal primaire de
l'équipement à protéger proprement dit. C'est la base de toutes les valeurs relatives.
Données d’objet
pour mini-jeux de
barres, nœuds,
lignes courtes
Ces données sont requises si l'appareil est utilisé comme protection différentielle de
mini-jeux de barres, de nœuds ou de tronçons courts à deux extrémités. Lors de la
configuration des fonctions de protection (voir chapitre 2.1.1, adresse 105), il faut
définir OBJET PROTEGE = JdB 3Ph.. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas
accessibles.
La tension nominale (composée) 261 UN J. DE BARRES est requise pour le calcul
de mesures d'exploitation ; elle n'influence pas les fonctions de protection proprement
dites.
Comme les deux côtés ou travées peuvent être équipés de transformateurs de courant présentant des courants primaires différents, le courant nominal défini pour l'objet
est un courant nominal d’exploitation uniforme In PRIM.EXPLOI. (adresse 265), qui
sert de référence pour tous les courants. Les courants sont convertis afin que les
réglages de la protection se rapportent constamment à ce courant nominal d’exploitation. Dans le cas de transformateurs de courant différents, on choisit le plus souvent
le courant nominal primaire le plus élevé comme courant nominal d’exploitation.
Données d’objet
pour jeux de barres
avec un maximum
de 7 travées
Les données du jeu de barres sont requises si l'appareil est utilisé comme protection
différentielle monophasée du jeu de barres pour un maximum de 7 travées. Lors de la
configuration des fonctions de protection (voir le chapitre 2.1.1, adresse 105), il faut
définir OBJET PROTEGE = JdB 1Ph.. Dans les autres cas, ces réglages ne sont pas
accessibles.
La tension nominale (composée) 261 UN J. DE BARRES est requise pour le calcul
de mesures d'exploitation ; elle n'influence pas les fonctions de protection proprement
dites.
Comme les travées d'un jeu de barres peuvent être équipées de transformateurs de
courant présentant des courants primaires différents, le courant nominal défini pour
les jeux de barres est un courant nominal d’exploitation uniforme In PRIM.EXPLOI.
(adresse 265), qui sert de référence pour tous les courants. Les courants de travée
sont convertis afin que les réglages de la protection se rapportent constamment à ce
courant nominal d’exploitation. En général, aucun adaptateur externe n'est requis.
Manuel 7UT612
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23
2 Fonctions
Dans le cas de transformateurs de courant différents, on choisit le plus souvent le courant nominal primaire le plus élevé des travées comme courant nominal d’exploitation.
Lors d'une connexion à des transformateurs de mixage, ceux-ci doivent toutefois être
reliés entre les transformateurs de courant de chaque travée et les entrées de l'appareil. Dans ce cas, les transformateurs de mixage peuvent aussi procéder à l'adaptation
des courants. Ici aussi, il convient de choisir le courant nominal primaire le plus élevé
des travées comme courant nominal d’exploitation. Les différents courants nominaux
de chaque travée sont adaptés après coup.
Si un appareil 7UT612 est utilisé par phase, les mêmes courants et tensions sont
réglés pour les trois appareils. 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 266 CHOIX
PHASE.
Données de
transformateur
de courant
pour 2 extrémités
Les courants nominaux primaires d’exploitation ressortent clairement des données
d'objet examinées précédemment pour l’équipement protégé. Toutefois, les jeux de
transformateurs de courant placés aux extrémités de l’équipement protégé s'écartent
en général de ces valeurs et peuvent même être différents aux deux extrémités. En
outre, le respect de la polarité des courants est essentielle pour garantir un fonctionnement correct de la protection différentielle.
L'appareil doit dès lors être informé des données des transformateurs de courant.
Pour 2 extrémités (c'est-à-dire toutes les applications à l'exception de la protection différentielle monophasée pour jeux de barres jusqu'à 7 travées), il faut introduire les
courants nominaux des jeux de transformateurs de courant et le point de raccordement du point neutre au secondaire.
Introduisez le courant nominal primaire du jeu de transformateurs de courant du côté
1 de l'équipement à protéger à l’adresse 202 IN-PRIM TC C1, et le courant nominal
secondaire à l’adresse 203 IN-SEC TC C1. Veillez à respecter la définition des côtés
(voir le chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 15). Assurez-vous que les courants
secondaires des transformateurs de courant correspondent aux courants nominaux
réglés sur l'appareil pour ce côté (voir aussi le chapitre 3.1.3.3 sous la section „ Carte
d’entrée/sortie A–I/O–3 “). Sinon, l'appareil calcule non seulement des données primaires erronées, mais peut aussi provoquer un dysfonctionnement de la protection
différentielle.
La polarité des transformateurs de courant est déterminée par l'indication de la position du point neutre des jeux de transformateurs de courant. Pour le côté 1 de l'objet,
déterminez à l’adresse 201 PN TC ->OBJ C1 si le point neutre doit être orienté côté
équipement ou non. Voir la figure 2-3 pour des exemples de ce réglage.
24
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.1 Généralités
Côté 2
Côté 1
L1
L1
L2
L2
L3
L3
206 PN TC ->OBJ C2
= Non
201 PN TC ->OBJ C1
= Oui
Côté 2
Côté 1
L1
G
L2
L3
206 PN TC ->OBJ C2
= Oui
201 PN TC ->OBJ C1
= Non
Côté 2
Côté 1
L1
M
L2
L3
206 PN TC ->OBJ C2
= Oui
Figure 2-3
201 PN TC ->OBJ C1
= Oui
Position des points neutres des transformateurs de courant — Exemples
Procédez par analogie pour le 2e côté de l'équipement à protéger. Ici aussi, il convient
d’introduire le courant nominal primaire IN-PRIM TC C2 (adresse 207), le courant
nominal secondaire IN-SEC TC C2 (adresse 208) et la position du point neutre du
transformateur de courant PN TC ->OBJ C2 (adresse 206). Les considérations sont
les mêmes que pour le côté 1.
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 " doit être définie pour un jeu de transformateurs de courant. Les
phases partielles des enroulements de la machine correspondent ici aux " côtés ".
Voir la figure 2-4 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 " côté 2 " : PN TC ->OBJ C2 = Non.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
25
2 Fonctions
„Côté 2“
„Côté 1“
L1
L2
L3
206 PN TC ->OBJ C2
= Non
Figure 2-4
Données de transformateur de courant avec une protection
monophasée pour
jeu
de barres
201 PN TC ->OBJ C1
= Oui
Points neutres du transformateur de courant en cas de protection différentielle
transversale — Exemple
Les jeux de transformateurs de courant installés dans les travées d'un jeu de barres
peuvent présenter des courants nominaux différents. C'est pourquoi un courant nominal d’exploitation uniforme a déjà été défini ci-dessus, sous „ Données d’objet pour
jeux de barres avec un maximum de 7 travées “. Les courants des diverses travées
doivent être adaptés à ce courant nominal d’exploitation.
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 du chapitre 2.1.1 (adresse 107 NBRE
BRANCHES).
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.
Les paramètres relatifs aux courants nominaux primaires sont :
adresse 212 IN-PRI TC I1 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 1,
adresse 215 IN-PRI TC I2 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 2,
adresse 218 IN-PRI TC I3 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 3,
adresse 222 IN-PRI TC I4 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 4,
adresse 225 IN-PRI TC I5 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 5,
adresse 228 IN-PRI TC I6 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 6,
adresse 232 IN-PRI TC I7 = courant nominal primaire du transformateur
de courant pour la travée 7.
Pour les courants nominaux secondaires, assurez-vous que les courants nominaux
secondaires des transformateurs de courant coïncident avec les courants nominaux
de l'entrée de courant correspondante de l'appareil. Pour adapter les courants nominaux secondaires de l'appareil, consultez le chapitre 3.1.3.3 (sous la section „ Carte
d’entrée/sortie A–I/O–3 “).
26
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.1 Généralités
Si vous avez utilisé des transformateurs de mixage, leur courant nominal côté sortie
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.
Les paramètres relatifs aux courants nominaux secondaires sont :
adresse 213 IN-SEC TC I1 = courant nominal secondaire pour la travée 1,
adresse 216 IN-SEC TC I2 = courant nominal secondaire pour la travée 2,
adresse 219 IN-SEC TC I3 = courant nominal secondaire pour la travée 3,
adresse 223 IN-SEC TC I4 = courant nominal secondaire pour la travée 4,
adresse 226 IN-SEC TC I5 = courant nominal secondaire pour la travée 5,
adresse 229 IN-SEC TC I6 = courant nominal secondaire pour la travée 6,
adresse 233 IN-SEC TC I7 = courant nominal secondaire pour la travée 7.
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 2-5
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.
Travée 1
Travée 2
Travée 3
L1
L2
L3
I3
I2
211 PN TC (I1)->JdB
= Oui
214 PN TC (I2)->JdB
= Non
217 PN TC (I3)->JdB
= Oui
I1
7UT612
pour L1
Figure 2-5 Position des points neutres des transformateurs de courant — Exemples pour la phase L1 d’un jeu de barres
à 3 travées
Les paramètres relatifs à la polarité sont :
adresse 211 PN TC (I1)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 1,
adresse 214 PN TC (I2)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 2,
adresse 217 PN TC (I3)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 3,
adresse 221 PN TC (I4)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 4,
adresse 224 PN TC (I5)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 5,
adresse 227 PN TC (I6)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 6,
adresse 231 PN TC (I7)->JdB = point neutre du transformateur côté jeu de
barres pour la travée 7.
Manuel 7UT612
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27
2 Fonctions
Données de transformateur de courant pour l’entrée
de courant I7
L'entrée de mesure de courant I7 est normalement utilisée pour la détection du courant de point neutre d'un enroulement à la terre d'un transformateur, d'une bobine d'inductance, d'un générateur ou d'un moteur. Seulement dans le cas d’une protection
pour jeux de barres monophasée ceci n’est pas possible, car I7 est alors réservée à
un courant de travée.
I7 peut servir à compenser le courant homopolaire dans le cas d'une protection différentielle de transformateurs et/ou d'une protection différentielle de terre. Elle peut
être traitée en remplacement ou en complément de la protection à maximum de courant de terre.
Pour adapter la valeur de courant, il faut régler à l’adresse 232 IN-PRI TC I7 le
courant nominal primaire du transformateur de courant qui alimente cette entrée de
mesure. Le courant nominal secondaire de ce transformateur de courant défini à
l’adresse 233 IN-SEC TC I7 doit coïncider avec le courant nominal de l'appareil
pour cette entrée de mesure.
L’adresse 230 CTE TERRE TC I7 est déterminante pour la polarité de ce courant.
C'est ici que vous déterminez la borne de l'appareil à laquelle le côté du transformateur de courant affecté à la prise de terre du point neutre d'enroulement concerné (par
conséquent, pas au point neutre de l'enroulement proprement dit) est raccordé. La figure 2-6 montre les alternatives possibles dans l’exemple d’un enroulement de transformateur raccordé à la terre.
IL1
IL2
IL3
K
k
Q8
I7
L
l
IL1
L2
IL2
L3
IL3
K
k
L
l
7UT612
Q7
230 CTE TERRE TC I7
= borne Q7
Figure 2-6
L1
L1
L2
L3
Q7
7UT612
I7
Q8
230 CTE TERRE TC I7
= borne Q8
Réglage de polarité pour l’entrée de courant I7
Remarque :
Sur des appareils installés dans un boîtier pour montage en saillie
Borne Q7 → Borne 12 du boîtier
Borne Q8 → Borne 27 du boîtier
Données de transformateur de courant pour l’entrée
de courant I8
28
L'entrée de mesure de courant I8 est une entrée particulièrement sensible qui permet
de détecter également de faibles courants (à partir de 3 mA au niveau de l'entrée).
Le facteur de conversion INprim/INsek du transformateur de courant connecté est réglé
à l’adresse 235 FACTEUR I8 afin de pouvoir aussi indiquer des valeurs primaires
pour cette entrée de mesure (p. ex. pour un réglage en courant primaire, pour une sortie de valeurs de mesure primaire).
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2.1 Généralités
Durée des ordres
de déclenchement
et d'enclenchement
La durée minimale de l'ordre de déclenchement T DECL. MIN est déterminée à
l’adresse 280A. Elle s'applique à toutes les fonctions de protection associées à un déclenchement. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres
paramètres “.
Etat des
disjoncteurs
Pour fonctionner optimalement, plusieurs fonctions de protection et fonctions complémentaires requièrent des informations sur la position des disjoncteurs.
Pour le disjoncteur du côté 1 de l'équipement à protéger, réglez à l’adresse 283 un
seuil de courant DJ Côté 1 I> qui sera dépassé avec sécurité quand le disjoncteur
est ouvert. 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 l'équipement à protéger
est déclenché. Dans le cas contraire, la valeur doit être augmentée en conséquence.
Le niveau préréglé est habituellement suffisant.
Pour le disjoncteur du côté 2 de l’équipement à protéger, la valeur doit être définie à
l’adresse 284 DJ Côté 2 I>.
2.1.2.1
Vue d’ensemble des paramètres
La liste ci-dessous reprend, pour les adresses 283 à 285, les plages de réglage ainsi
que les valeurs de réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A.
Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN
= 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte de la conversion des transformateurs de courant.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
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
Degré Fahrenheit
Degré Celsius
Unité de température
240
UN ENROUL. C1
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Tension nominale côté 1
241
POINT NEUTRE C1 mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 1 est
242
MODE COUPL. C1
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 1
243
UN ENROUL. C2
0.4..800.0 kV
11.0 kV
Tension nominale côté 2
244
POINT NEUTRE C2 mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 2 est
245
MODE COUPL. C2
Y
Mode de couplage côté 2
246
IND COUPLAGE C2 0..11
0
L'indice de couplage côté 2 est
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Y
D
Z
29
2 Fonctions
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
249
SN TRANSFO
0.20..5000.00 MVA
38.10 MVA
Puissance apparente nominale
251
UN GEN/MOTEUR
0.4..800.0 kV
21.0 kV
Tension nominale
252
SN GEN/MOTEUR
0.20..5000.00 MVA
70.00 MVA
Puissance apparente nominale
261
UN J. DE BARRES
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Tension nominale
265
In PRIM.EXPLOI.
1..100000 A
200 A
Courant nominal d'exploit. côté
primaire
266
CHOIX PHASE
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Phase 1
Choix de phase
201
PN TC ->OBJ C1
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC côté 1 vers objet
prot.
202
IN-PRIM TC C1
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire (HT)
TC côté 1
203
IN-SEC TC C1
1A
5A
1A
Courant nomin. secondaire (BT)
TC côté 1
206
PN TC ->OBJ C2
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC côté 2 vers objet
prot.
207
IN-PRIM TC C2
1..100000 A
2000 A
Courant nominal primaire (HT)
TC côté 2
208
IN-SEC TC C2
1A
5A
1A
Courant nomin. secondaire (BT)
TC côté 2
211
PN TC (I1)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I1 vers jeu de
barres
212
IN-PRI TC I1
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I1
213
IN-SEC TC I1
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I1
214
PN TC (I2)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I2 vers jeu de
barres
215
IN-PRI TC I2
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I2
216
IN-SEC TC I2
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I2
217
PN TC (I3)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I3 vers jeu de
barres
218
IN-PRI TC I3
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I3
219
IN-SEC TC I3
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I3
221
PN TC (I4)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I4 vers jeu de
barres
222
IN-PRI TC I4
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I4
30
Manuel 7UT612
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2.1 Généralités
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
223
IN-SEC TC I4
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I4
224
PN TC (I5)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I5 vers jeu de
barres
225
IN-PRI TC I5
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I5
226
IN-SEC TC I5
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I5
227
PN TC (I6)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I6 vers jeu de
barres
228
IN-PRI TC I6
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I6
229
IN-SEC TC I6
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I6
230
CTE TERRE TC I7
borne Q7
borne Q8
borne Q7
Raccordement terre sec. TC I7
sur:
231
PN TC (I7)->JdB
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I7 vers jeu de
barres
232
IN-PRI TC I7
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire TC I7
233
IN-SEC TC I7
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC
I7
235
FACTEUR I8
1.0..300.0
60.0
Facteur de transformation Prim/
sec I8
280A
T DECL. MIN
0.01..32.00 s
0.15 s
Durée min. de commande de
déclenchement
283
DJ Côté 1 I>
0.04..1.00 A
0.04 A
Seuil de courant "Disj côté 1
enclenché"
284
DJ Côté 2 I>
0.04..1.00 A
0.04 A
Seuil de courant "Disj côté 2
enclenché"
285
DJ I7>
0.04..1.00 A
0.04 A
Seuil de courant I7 "Disj.
enclenché"
2.1.2.2
FNo.
Liste d’information
Signalisation
Explication
05145 >Commut.ChmpTrn
>Commutation champ tournant
05147 ChmpTrn L1L2L3
Champ tournant L1 L2 L3
05148 ChmpTrn L1L3L2
Champ tournant L1 L3 L2
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31
2 Fonctions
2.1.3
Groupes de réglage
Objectif des
groupes de réglage
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.
Un groupe de réglage comporte les valeurs de paramètres de toutes les fonctions
pour lesquelles le réglage Disponible ou une autre option active a été sélectionné
lors de la configuration (Chapitre 2.1.1). L’appareil 7UT612 supporte 4 groupes de
réglage autonomes (groupes A à D). Ils couvrent un nombre de fonctions identique,
mais peuvent contenir des valeurs de réglage différentes.
Les groupes de réglage servent à mémoriser et à appeler rapidement, le cas échéant,
les réglages fonctionnels pour différents cas d'application. Tous les groupes de
réglage sont stockés dans l'appareil. Toutefois, un seul groupe de réglage à la fois
peut être actif.
Si vous n'avez pas besoin de la fonction de commutation, vous ne définissez que le
groupe de réglage A proposé par défaut.
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 A à D. Pour copier ou réinitialiser
des jeux de paramètres ou pour commuter en service entre les jeux de paramètres,
veuillez consulter le manuel système DIGSI® 4, n° de référence E50417–H1100–
C151.
La manière de permuter entre les deux jeux de paramètres par activation externe via
entrées binaires vous est expliquée au chapitre 3.1.2 sous „ Commutation des jeux de
paramètres “.
2.1.3.1
Adr.
302
32
Vue d’ensemble des paramètres
Paramètre
ACTIVATION
Option D´Utilisation
Jeu de paramètres A
Jeu de paramètres B
Jeu de paramètres C
Jeu de paramètres D
Par entrée binaire
Par protocole
Réglage par
Défault
Jeu de paramètres A
Explication
Activation
Manuel 7UT612
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2.1 Généralités
2.1.3.2
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
00007 >Sél. Jeu Par-1
>Sél. du jeu de paramètres (Bit 1)
00008 >Sél. Jeu Par-2
>Sél. du jeu de paramètres (Bit 2)
2.1.4
JeuParam A
Jeu de paramètres A
JeuParam B
Jeu de paramètres B
JeuParam C
Jeu de paramètres C
JeuParam D
Jeu de paramètres D
Données de protection générales (données du poste 2)
Les données de protection générales (DONNEES POSTE 2) ne nécessitent aucun
réglage. Le tableau ci-dessous reprend la liste d’information. Selon l'exécution et
l'équipement à protéger qui est sélectionné, toutes les informations ne sont pas disponibles.
2.1.4.1
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
00311 Mque config.
Manque configuration protection
00356 >Encl. manuel
>Encl. manuel bouton "tourner+pousser"
00561 Encl. manu.
Disjoncteur enclenché en manuel
00410 >CA DJ1 3p FERM
>Cont.aux. DJ1 fermé triphasé
00411 >CA DJ1 3p OUV
>Cont.aux. DJ1 ouvert triphasé
00413 >CA DJ2 3p FERM
>Cont.aux. DJ2 fermé triphasé
00414 >CA DJ2 3p OUV
>Cont.aux. DJ2 ouvert triphasé
00501 Démarrage gén.
Protection : démarrage (excit.) général
00511 Décl. général
Déclenchement (général)
>ACQ DECL
>Acquit du déclenchement protection
DEC et acq
Déclenchement nécessitant un acquit
00126 Eq.EN/HORS
Protection EN/HORS (CEI60870-5-103)
00576 IL1C1:
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 1
Manuel 7UT612
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33
2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
00577 IL2C1:
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 1
00578 IL3C1:
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 1
00579 IL1C2:
Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 2
00580 IL2C2:
Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 2
00581 IL3C2:
Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 2
00582 I1:
Courant coupé (primaire/HT) I1
00583 I2:
Courant coupé (primaire/HT) I2
00584 I3:
Courant coupé (primaire/HT) I3
00585 I4:
Courant coupé (primaire/HT) I4
00586 I5:
Courant coupé (primaire/HT) I5
00587 I6:
Courant coupé (primaire/HT) I6
00588 I7:
Courant coupé (primaire/HT) I7
34
Manuel 7UT612
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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. L’appareil 7UT612 convient
pour des transformateurs, des générateurs, des moteurs, des bobines, des lignes
courtes et (en fonction des entrées de courant possibles) des nœuds (petits postes
munis d’un jeu de barres). Une protection groupée pour un bloc générateur/transformateur est également possible.
La 7UT612 peut aussi s'utiliser comme appareil monophasé. Il est alors possible de
connecter jusqu'à 7 extrémités d'un ensemble à protéger comme, p. ex., des jeux de
barres comptant jusqu'à 7 travées.
La zone à protéger est limitée sélectivement à ses extrémités par les transformateurs
de courant.
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
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
La protection différentielle repose sur une comparaison des courants destinée à garantir qu'un équipement à protéger (figure 2-7) conduit toujours, en service normal, le
même courant i (ligne pointillée) 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.
35
2 Fonctions
i
W1
i1
i2
équipement à
protéger
I
I1
i
I
W2
I2
i1 + i2
M
I1 + I2
Figure 2-7
Principe de base de la protection différentielle entre deux extrémités (représentation monophasée)
En cas de défaut dans la zone limitée par les transformateurs, l’élément de mesure
détecte un courant I1 + I2 proportionnel à la somme i1 + i2 des courants de défaut entrant aux deux extrémités. Le montage simple de la figure 2-7 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.
Principe de base
avec plus de deux
extrémités
Dans le cas de jeux de barres ou pour des éléments à protéger à trois extrémités 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 (voir la figure 2-8 comme exemple pour 4 extrémités).
élément à protéger
W2
W1
I1
i1
Figure 2-8
Stabilisation des
courants
W3
I2
i2
W4
I3
i3
I4
M
I1 + I2
+ I 3 + I4
i4
Principe de base d’une protection différentielle pour 4 extrémités (représentation
monophasée)
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 pouvant provoquer un déclenchement (figure 2-7). 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
36
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
des raisons d'uniformité, elle est aussi utilisée dans l'appareil 7UT612. Sont donc
définis :
un courant de déclenchement ou courant différentiel
Idiff = |I1 + I2|
et un courant de stabilisation
Istab = |I1| + |I2|
Idiff est calculé à partir de la fondamentale des courants et agit dans le sens du déclenchement, Istab agissant dans le sens inverse.
Pour clarifier le fonctionnement, examinons trois cas de fonctionnement importants
avec des grandeurs de mesure idéales et adaptées (figure 2-9) :
i2
i1
W1
I1
équipement à
protéger
W2
I2
M
I1 + I2
Figure 2-9
Définitions des courants
a) Courant traversant en situation saine ou avec un défaut externe :
I2 change de sens, ce qui implique un changement de signe : 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 de circulation.
b) Court-circuit interne, alimentation à partir des deux extrémités, p. ex. avec des courants de même grandeur :
dans ce cas, I2 = I1 ; en outre |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.
c) 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 d'un seul côté.
Manuel 7UT612
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37
2 Fonctions
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°
(voir la figure 2-10, ligne pointillée).
I
diff
--------------10
NObj
Caractéristique de défaut
9
8
Déclenchement
7
D
6
5
C
Blocage
4
3
2
Stabilisation additionnelle
aa 1
B Apparition de la saturation
A 1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
I
stab--------------I
NObj
Figure 2-10
Stabilisation additionnelle en
présence de défauts externes
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle avec
caractéristique de défaut
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 de stabilisation. La caractéristique de défaut de la figure 2-10 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 de la figure 2-10).
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 (figure 2-10), provoquerait un déclenchement intempestif dans le
cas où aucune action particulière n’est prise.
L’appareil 7UT612 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 2-10 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
38
Manuel 7UT612
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2.2 Protection différentielle
(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. 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.
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 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 courtcircuit. Si le pourcentage de deuxième harmonique dépasse dès lors un seuil réglable
dans le courant différentiel, le déclenchement n'a pas lieu.
Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique stabilisatrice peut également
être activée dans la 7UT612 (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.
De 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. Cependant, il est aussi possible
de régler la protection pour qu'un dépassement du seuil d'harmoniques admissible
Manuel 7UT612
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39
2 Fonctions
dans le courant d'une seule phase non seulement stabilise la phase avec le courant
magnétisant, mais bloque également toutes les autres phases restantes du seuil 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 internes à la zone protégée 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 objets 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 de cir1
- ⋅ I NTfo .
culation. Pour un transformateur, il s'agit, p. ex., de la valeur (primaire) ----------------u k Tfo
La protection différentielle de l’appareil 7UT612 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.
Elévation du seuil
d’excitation 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 endessous 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 ; la non-atteinte de 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 (voir la figure
2-11).
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.
40
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
I diff10
------------I NObj9
Courbe de démarrage
231 8
I DIFF>>
7
Déclenchement
6
5
Elévation du seuil d’excitation
Courbe stationnaire
4
3
Blocage
2
1
221
I DIFF>
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
I stab
------------INObj
Figure 2-11
Caractéristique de
déclenchement
Elévation du seuil d’activation au démarrage
La figure 2-12 montre la caractéristique de déclenchement complète de l'appareil
7UT612. 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.
Manuel 7UT612
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41
2 Fonctions
I
diff --------------10
I
NObj
Caractéristique de défaut
9
1231 8
I–DIFF>>
d
7
6
Déclenchement
5
c
4
1243
PENTE 2
1241
PENTE 1
3
2
1
1221
I–DIFF>
1
1242
ORIGINE 1
Figure 2-12
Stabilisation additionnelle
b
a
2
3
Blocage
4
1244
ORIGINE 2
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
I
stab--------------I
NObj
1256
EXF–STAB
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 réglage I-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 ci-avant, section „ Stabilisation additionnelle en présence de défauts externes “).
La protection différentielle positionne les grandeurs Idiff et Istab sur la caractéristique
de déclenchement de la figure 2-12. Si ces grandeurs donnent un point à l'intérieur de
la zone de déclenchement, un déclenchement se produit.
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®, la 7UT612 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 70 % de la valeur de démarrage ou le moment où le courant de stabilisation
excède 70 % dans la zone de stabilisation additionnelle (figure 2-13). De même, le dépassement du seuil de déclenchement instantané pour les courts-circuits à forte intensité produit un signal d'excitation.
42
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
I
diff --------------I
NObj
Excitation
courbe
stationnaire
I–DIFF>
0,7 · I–DIFF>
début de la stab.
additionnelle
0,7
Figure 2-13
EXF–STAB
I
stab
---------------INObj
Excitation 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 (zone de déclenchement de la figure 2-12).
Pour des cas particuliers, l'ordre de déclenchement peut être temporisé.
La figure 2-14 présente un diagramme simplifié de la logique de déclenchement.
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 le chapitre 2.1.2 sous la section „ Durée des ordres de déclenchement et
d'enclenchement “, page 29).
Manuel 7UT612
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43
2 Fonctions
N° fonction 05631
MRoute
N° fonction 05681...05683
&
Courbe
1)
Stabilisation
de saturation
(défaut ext.)
Diff 2.Harm L1
Diff 2.Harm L2
Diff 2.Harm L3
N° fonct. 05644...05646
≥1
≥1
≥1
≥1
1)
≥1
Diff n.Harm L1
Diff n.Harm L2
Diff n.Harm L3
stabilisation
harmonique
(3e ou 5e)
T
N° fonct. 05647...05649
)
)
Diff Déf Ext L1
Diff Déf Ext L2
Diff Déf Ext L3
1
1226 T I-DIFF>
1
N° fonction 05651...05653
Stabilisation
enclench.(2e
harmon.)
Déclench.rapide
N°f05662...05664
2)
≥1
L1
VerSurvIL1
VerSurvIL2
VerSurvIL3
2)
L2
T
2)
≥1
N° fonction 05672
DéclL1PrDi
N° fonction 05673
DéclL2PrDi
N° fonction 05674
DéclL3PrDi
N° fonction 05692
Diff>> décl
libération mesure
libération mesure
L3
libération mesure
≥1
N° fonction 05671
DéclPrDif
1)
slt pour transformateur
slt pour câble/
jeu de barres
2)
)
N° fonction 05603
N° fonction 05616
ProtDifVer
>VerProtDiff
&
1201PROT. DIFF.
En
“1”
Diff> décl
Diff>>L1
Diff>>L2
Diff>>L3
1236 T I-DIFF>
N° fonction 05670 2
Diff libérat. I
N° fonction 05691
N° fonction 05684...05686
&
Surveillance
courant diff.
Diff>L1
Diff>L2
Diff>L3
≥1
N° fonction 05617
ProtDifAct
&
Bloc. relais
Hors
N° fonction 05615
PrDifDésact
Figure 2-14 Logique de déclenchement de la protection différentielle
44
Manuel 7UT612
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2.2 Protection différentielle
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 est calculée dans le cas de l'appareil 7UT612. 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, doivent être introduites dans l'appareil de protection.
Une fois l’indice de couplage introduit, l'appareil 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 d’un
transformateur
non mis à la terre
La figure 2-15 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 et les équations matricielles figurent dans le bas. La formule générale se présente comme suit :
( Im ) = k ⋅ ( K ) ⋅ ( In )
où
(Im)
k
(K)
(In)
–
–
–
–
matrice des courants adaptés IA, IB, IC,
constante,
matrice de coefficients, dépendante de l’indice de couplage,
matrice des courants de phase IL1, IL2, IL3.
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).
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45
2 Fonctions
Enroulement 2
Enroulement 1
L1
L1
L2
L2
L3
L3
IL1
IL3
IA
IL2
IA
IL1
IL3
 I 

 A
 –1 0 1
1 
 I  = ------ ⋅ 1 –1 0
 B
3 
 I 
 C
 0 1 –1
Figure 2-15
Point neutre d’un
transformateur
mis à la terre






 I
 L1
⋅  I L2

 I
 L3






IL2
 I 

 
 A
 1 0 0   I L1
 I  = 1⋅ 0 1 0  ⋅ I
 B

  L2
 I 
 0 0 1   I
 C

  L3






Adaptation de l’indice de couplage à l'aide de l'exemple Yd5 (sans prise
en compte de l’adaptation des amplitudes)
La figure 2-16 présente un exemple pour l’indice de couplage YNd5 avec mise à la
terre du point neutre du côté raccordé en étoile.
Dans ce cas, les courants homopolaires sont éliminés. Du côté gauche de la figure 216, 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. Du côté
droit, l'élimination du courant homopolaire résulte de l'équation matricielle, p. ex.
1/ · (2 I – 1 I – 1 I ) = 1/ · (3 I – I – I – I ) = 1/ · (3 I – 3 I ) = (I – I ).
3
L1
L2
L3
3
L1
L1
L2
L3
3
L1
0
L1
0
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 2-17, 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 donnerait donc un résultat incorrect
(courant différentiel malgré un défaut externe).
46
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2.2 Protection différentielle
Enroulement 2
Enroulement 1
L1
L1
L2
L2
L3
L3
IL1
IL3
IA
IL2
IA
IL1
IL3
 I 

 A
 –1 0 1
1 
 I  = ------ ⋅ 1 –1 0
 B
3 
 I 
 C
 0 1 –1
Figure 2-16






 I
 L1
⋅  I L2

 I
 L3






 I 

 
 A
 2 –1 – 1   I L1
 I  = 1
--- ⋅  – 1 2 –1  ⋅  I
 B
  L2
3 
 I 
 –1 –1 2   I
 C

  L3






Adaptation de l’indice de couplage à l’aide de l’exemple YNd5 (sans prise en
compte de l’adaptation des amplitudes)
L1
L1
L2
L2
L3
L3
Figure 2-17
IL2
Exemple de défaut de terre extérieur au transformateur, avec répartition des
courants
La figure 2-18 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).
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 2-15 ci-dessus).
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47
2 Fonctions
L1
L1
L2
L2
L3
L3
Figure 2-18
Augmentation de
la sensibilité aux
défauts de terre
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
La sensibilité d'un enroulement mis à la terre peut être accrue si le courant dans le
point neutre de l'enroulement est disponible, c'est-à-dire si un transformateur de courant est installé entre le point neutre et la terre et que ce courant est raccordé à l'appareil de protection (entrée de mesure de courant I7).
La figure 2-19 présente un exemple de transformateur mis à la terre du côté en étoile.
Dans ce cas-ci, le courant homopolaire n'est pas éliminé dans la matrice de couplage.
Au contraire,1/3 du courant neutre ISt est ajouté pour chaque phase.
L1
L1
L2
L2
L3
L3
ISt
Figure 2-19
IL3
Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur, avec répartition des
courants
L'équation matricielle est la suivante pour le côté mis à la terre :
 I 

 
 A
 1 0 0   I L1
 I  = 1⋅ 0 1 0  ⋅ I
 B

  L2
 I 
 0 0 1   I
 C

  L3

 I

 St
 +1
--- ⋅  I
 3  St

 I

 St






ISt correspond à –3I0 en présence d'un courant traversant, mais est mesuré dans le
point neutre de l'enroulement et pas aux bornes du transformateur. 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 = –1/3 ISt), alors qu'il tombe en
présence d'un défaut de terre à l'extérieur de la zone, car le courant homopolaire
mesuré aux bornes 3·I0 = (IL1 + IL2 + IL3) annule le courant dans le point 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.
48
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
La sensibilité aux défauts de terre dans la zone protégée peut encore être améliorée
avec la protection différentielle de terre. Voir le chapitre 2.3.
Particularités des
autotransformateurs
Dans le cas des autotransformateurs, il n'y a que le couplage Y(N)y0 (figure 2-20).
Une mise à la terre du point neutre agit sur les deux 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. La distribution des
courants homopolaires n'est pas directement détectable et ne ressort pas clairement
des données relatives au transformateur. Le fait que le transformateur soit doté ou non
d’un enroulement de compensation a également une influence sur l’amplitude et la répartition des courants homopolaires.
L1
L1
L2
L2
L3
Figure 2-20
L3
Autotransformateur avec point neutre mis à la terre
Le courant homopolaire doit être éliminé pour la protection différentielle. Cela signifie
que la matrice doit être pourvue de l'élimination du courant homopolaire des deux
côtés.
Dans ce cas-ci, la perte de sensibilité aux défauts de terre résultant de l'élimination
des courants homopolaires ne peut pas être compensée par l'ajout du courant dans
le point neutre. Le courant mesuré entre le point neutre et la terre ne peut être affecté
ni à une phase précise ni à un enroulement particulier.
La Protection différentielle de terre ou la Protection différentielle à haute impédance
peut être utilisée pour améliorer la sensibilité aux défauts de terre dans la zone à protéger à l’aide du courant dans le point neutre. Pour de plus amples explications, voir
les chapitres 2.3 et 2.7.2.
Particularités des
transformateurs
monophasés
Il est possible d'exécuter des transformateurs monophasés avec une phase ou deux
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 und IL3 et sont dès lors désignés IL1 und 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 2-21
présente un exemple de transformateur monophasé à deux phases permettant aussi
de définir les sens du courant.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
49
2 Fonctions
L1
L1
L3
L3
Figure 2-21
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 ) ⋅ ( I n )
où
(Im)
k
(K)
(In)
–
–
–
–
matrice des courants adaptés IA, IC,
constante,
matrice des coefficients,
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 2-21), les courants de phase sont directement exploitables.
Si, en revanche, un „ point neutre “ a été raccordé à la terre (à droite dans la figure 221), le courant homopolaire doit être éliminé par la différence des courants. Cela 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 2-21
 I 

 
 A  = 1 ⋅  1 0  ⋅  I L1
 I 
 0 1   I
 C

  L3




 I 
 1 –1
 A = 1
--- ⋅ 
 I 
2  –1 1
 C





 I
⋅  L1
 I
 L3




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 2-22).
L1
L1
L3
L3
ISt
Figure 2-22
50
Exemple de défaut de terre à l’extérieur du transformateur monophasé, avec répartition des courants
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
Les équations matricielles se présentent alors comme suit :
 I 

 
 A  = 1 ⋅  1 0  ⋅  I L1
 I 
 0 1   I
 C

  L3




 I 

 
 A  = 1 ⋅  1 0  ⋅  I L1
 I 
 0 1   I
 C

  L3

 I 
 +1
--- ⋅  St
 2  I

 St 
où 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 2·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
en présence de défauts de terre externes.
2.2.3
Protection différentielle pour générateurs, moteurs et réactances
additionnelles
Adaptation des
valeurs 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 (figure 2-23).
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 2-23.
L1
L2
L3
Figure 2-23
Définition du sens du courant pour une protection différentielle longitudinale
La protection différentielle de l’appareil 7UT612 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.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
51
2 Fonctions
Il existe une particularité pour l'application en tant que protection différentielle transversale. Pour ce cas, la figure 2-24 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.
L1
L2
L3
Figure 2-24
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 (voir la description du
chapitre 2.1.2 sous „ Données de transformateur de courant pour 2 extrémités “, page
24).
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 ohmique) 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 ou à la
Protection différentielle à haute impédance, une sensibilité aux défauts de terre particulièrement élevée dans la zone protégée. Pour de plus amples explications, voir les
chapitres 2.3 et 2.7.2.
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 (chapitre 2.2.3).
La plupart du temps, les transformateurs de courant ne sont présents que du côté de
la ligne et au point neutre (figure 2-25 à gauche). Il est alors intéressant de comparer
les courants homopolaires. La Protection différentielle de terre décrite au chapitre 2.3
convient pour cette tâche.
52
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
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 (voir la
figure 2-25 à droite), 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.
L1
L1
L1
L1
L2
L2
L2
L2
L3
L3
L3
L3
ISt
Figure 2-25
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
ISt
Définition du sens du courant pour une bobine d’inductance
53
2 Fonctions
2.2.5
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, y compris s'il ne s'agit pas à
proprement parler d'un nœud. Ces nœuds peuvent être de courtes dérivations ou des
mini-jeux de barres (figure 2-26). 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 (voir
chapitre 2.2.2). Elle ne peut pas non plus être employée pour d'autres inductances,
comme les réactances additionnelles et les bobines d'inductance, en raison de sa
sensibilité insuffisante.
Ce mode de fonctionnement est également intéressant pour des lignes courtes. À cet
égard, " court " signifie que les connexions entre les transformateurs de courant aux
extrémités de ligne et l'appareil n'imposent pas une charge inadmissible aux transformateurs 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 2-26 et 2-27.
L1
Jeu de
L2 barres
L3
Figure 2-26
Définition du sens du courant pour un " nœud " (jeu de barres à 2 travées)
L1
L2
L3
Figure 2-27
Définition du sens du courant pour des lignes courtes
La protection différentielle de l’appareil 7UT612 compare tous les courants au courant
nominal de l’élément à protéger. À cette fin, le courant nominal de l'équipement à protéger 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. Si les jeux de transformateurs de courant
présentent des courants nominaux primaires différents aux extrémités du nœud, des
adaptateurs externes ne sont habituellement pas nécessaires.
54
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
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
2.2.6
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 côté de
l'équipement à protéger est surveillé. Le déclenchement n'intervient que si au moins
un des courants dépasse cette valeur.
Protection différentielle monophasée pour jeux de barres
La 7UT612 possède, en plus de l'entrée de mesure de courant sensible I8, 7 entrées
de courant équivalentes. Il est ainsi possible de réaliser une protection différentielle
monophasée pour jeux de barres comportant jusqu'à 7 travées.
Il existe deux possibilités :
1. Une 7UT612 est utilisée pour chaque phase (figure 2-28). Pour toutes les travées
du jeu de barres, le courant de chaque phase est relié à un appareil 7UT612 propre.
2. Les trois courants de phase de chaque travée sont convertis en un courant équivalent par un transformateur de mixage externe (figure 2-29). 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 7UT612 est nécessaire pour chaque
phase. La sensibilité est identique pour tous les types de défauts.
La protection différentielle de l’appareil 7UT612 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. Ce courant nominal uniforme et les courants nominaux primaires
des transformateurs de courant de toutes les travées sont introduits dans l'appareil.
L'adaptation des valeurs de mesure dans l'appareil se limite donc aux facteurs concernant les amplitudes de courant. Si les transformateurs de courant des travées
présentent des courants nominaux primaires différents, des adaptateurs externes ne
sont habituellement pas nécessaires.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
55
2 Fonctions
Travée 1
Travée 2
Travée 7
L1
L2
L3
I1
I2
7UT612
pour L1
I7
Figure 2-28 Protection monophasée pour jeux de barres, représentée pour L1
Connexion via
transformateur
de mixage
Dans le cas d'une connexion par transformateur de mixage, une seule 7UT612 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 (figure 2-29). La sensibilité aux différents types de défauts varie suite au
mélange asymétrique des courants de phase.
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 100 mA avec un courant nominal symétrique. INObj = 100 mA est employé comme courant nominal de l’équipement à protéger.
Travée 1
Travée 2
Travée 7
L1
L2
L3
L1 L2 L3
TM
E
L1 L2 L3
E
L1 L2 L3
TM
E
TM
I1
7UT612
I7
I2
Figure 2-29 Protection pour jeu de barres avec connexion par transformateur de mixage
56
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
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.
Le schéma de raccordement illustré à la figure 2-30 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.
IL1
TM
2
IM
IL3
1
IE
3
L1 L2 L3
Figure 2-30
Raccordement au transformateur de mixage L1–L3–E
La figure 2-31 donne la pondération W = √3 pour un défaut 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 × 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.
IL3
IL1
60°
90°
IM
IL3
Figure 2-31
IL2
2 · IL1
30°
IM = 2 IL1 + IL3
= √3 · |I|
Addition des courants dans le transformateur de mixage avec une connexion
L1–L3–E
Lors d'une connexion selon la figure 2-30 nous obtenons, pour les différents types de
défauts, les pondérations d'enroulement W et un rapport au défaut symétrique
triphasé comme au tableau 2-1. 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.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
57
2 Fonctions
Tableau 2-1 Types de défauts et pondération des enroulements pour une connexion L1–L3–
E
Défaut
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
W
W/√3
I1 pour IM = 100 mA
√3
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
2
1
1
5
3
4
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 IE (voir la figure 2-30) possède le
nombre de spires le plus élevé et que, par conséquent, le courant de terre entre 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 2-32. 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 2-2 pour les sept courts-circuits possibles dans le réseau mis à la terre.
IL1
TM
2
IM
IL2
1
IL3
3
L1 L2 L3
Figure 2-32
58
Raccordement par transformateur de mixage L1–L2–L3 avec sensibilité réduite
aux courants de terre
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.2 Protection différentielle
IL1
60°
IL2
2 · IL1
IM = 2 IL1 + IL2 + 3 IL3
= √3 · |I|
3 · IL3
IL3
IM
IL2
Figure 2-33
Addition des courants dans le transformateur de mixage avec une connexion
L1–L2–L3
Tableau 2-2 Types de défauts et pondération des enroulements pour une connexion
L1–L2–L3
Défaut
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
W
W/√3
I1 pour IM = 100 mA
√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
1
2
1
2
1
3
Une comparaison avec le tableau 2-1 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.
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 2-34 présente 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
7UT612) est égal à IN = 0,1 A si la conversion est correcte.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
59
2 Fonctions
A B
3
C D
6
E F
9
G H
18
J
K
24
L M
36
N O
90
4AM5120–3DA00–0AN2
IN = 1 A
500
Y
Z
A B
1
C D
2
E F
3
G H
4
J
6
K
L M
8
N O
12
4AM5120–4DA00–0AN2
500
Y
Figure 2-34
Surveillance du
courant différentiel
IN = 5 A
Z
Schéma des enroulements des transformateurs de mixage et d’adaptation
4AM5120
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
2.2.7
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.
Réglage des paramètres
Généralités
La protection différentielle ne peut seulement fonctionner et être sélectionnée que si,
lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1, adresse 112), la
fonction PROT. DIFF. = Disponible a été réglée. 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, voir le chapitre
2.1.1). L'appareil ne propose que les paramètres pertinents pour l’équipement à protéger réglé ; tous les autres sont masqués.
La protection différentielle peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse
1201 PROT. DIFF.. En outre, l'ordre de déclenchement peut être bloqué avec la
fonction de protection active (Bloc. relais).
60
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2.2 Protection différentielle
Remarque :
La protection différentielle est désactivée (Hors) 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 courant 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 peut être pris en compte dans les calculs de la protection différentielle
(voir aussi le chapitre 2.2.2 sous „ Augmentation de la sensibilité aux défauts de
terre “, page 48). La sensibilité aux défauts de terre est ainsi accrue.
Sous les adresses 1211A DIFF mes. IT C1 pour le côté 1 ou 1212A DIFF mes.
IT C2 pour le côté 2, vous indiquez à l'appareil si le courant de terre du point neutre
raccordé à la terre doit être pris en compte. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de
DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.
Si vous choisissez Oui le courant de terre correspondant est pris en compte par la
protection différentielle. Ce réglage ne vaut que pour des transformateurs dotés de
deux enroulements distincts et ne se justifie bien entendu que si le courant neutre correspondant est bien raccordé à l'appareil (entrée de courant I7). Cette fonction doit
aussi être définie lors de la configuration des fonctions (chapitre 2.1.1, page 16) à
l’adresse 108. En outre, le point neutre du côté correspondant doit être mis à la terre
(chapitre 2.1.2 sous la section „ Données d’objet pour des transformateurs “, page 21,
adresses 241 ou 244).
Surveillance du
courant différentiel
Le courant différentiel peut être surveillé dans une protection pour jeux de barres (voir
le chapitre 2.2.5 ou 2.2.6). Cette surveillance peut être activée ou désactivée (En- et
Hors) à l’adresse 1208 SURV. IDIFF.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 courtcircuit 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. 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 de l’élément à protéger. Si la valeur 0 (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
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61
2 Fonctions
très élevés (voir le chapitre 2.2.1 sous la section „ Déclenchement rapide pour défauts
à forte intensité “).
Caractéristique du
courant différentiel
Les paramètres de la caractéristique de déclenchement sont définis aux adresses
1221 à 1256A. Pour la signification des paramètres, voir la figure 2-35. 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, des bobines, des générateurs et des moteurs (réglage par défaut 0,2 · INObj). 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, il faut s’attendre à des tolérances de mesure plus élevées.
Un second critère de démarrage est disponible en plus du critère de démarrage IDIFF>. Indépendamment de la grandeur du courant de stabilisation et d'une éventuelle stabilisation à l'enclenchement, l’appareil déclenche dès que ce seuil I-DIFF>>
(adresse 1231) est franchi (plage de déclenchement instantané non stabilisé). Ce
seuil doit être réglé sur une valeur supérieure à I-DIFF>. 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 transforma1 teur, il s'agit, p. ex., de la valeur (primaire) ----------------⋅ I NT f o .
u k Tfo
I
diff
--------------10
I
NObj
9
1231 8
I–DIFF>>
7
6
Déclenchement
5
4
1243
PENTE 2
Blocage
1241
PENTE 1
3
2
Stabilisation additionnelle
1
1221
I–DIFF>
1
62
3
1244
ORIGINE 2
1242
ORIGINE 1
Figure 2-35
2
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18
I
stab
--------------I NObj
1256
EXF–STAB
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle
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2.2 Protection différentielle
La caractéristique de déclenchement se compose de deux plages supplémentaires
(figure 2-35). La première plage est déterminée par les adresses 1242A ORIGINE 1
et 1241A PENTE 1. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous
„ 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 2.1.2 sous la section
„ Données d’objet pour des transformateurs “ (page 21).
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 1244A ORIGINE 2 et se rapporte au courant nominal de l’élément
à protéger. La pente de la droite est définie à l’adresse 1243A 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’au moyen de DIGSI® 4 sous „ 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 1226A T I-DIFF> débute dès qu'un défaut interne est détecté
dans le transformateur. 1236A T I-DIFF> est la temporisation du seuil de déclenchement I-DIFF>>. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous
„ 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, temps de retombée)
de la fonction de protection.
Elévation du seuil
d’activation 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. 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 de blocs moteurs/transformateurs.
Le courant de stabilisation STAB. DEMAR. (adresse 1251A) 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’au moyen de DIGSI® 4 sous „ 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 1252A 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’au
moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
L'élévation du seuil d’activation est annulée à l'issue du temps TPS MAX. DEMAR.
(adresse 1253).
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63
2 Fonctions
Stabilisation supplémentaire
Une stabilisation dynamique supplémentaire est activée dans la zone des courants
traversants très élevés en cas de court-circuit externe (figure 2-35). La valeur initiale
est définie à l’adresse 1256A STAB. DEF.EXT.. La valeur se rapporte au courant
nominal de l’élément à protéger. La pente est la même que pour la plage b de la caractéristique (PENTE 1, adresse 1241A). Ce réglage n’est possible qu’au moyen de
DIGSI® 4 sous „ 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 durée maximale de la stabilisation supplémentaire après détection d'un défaut externe est réglée à l’adresse 1257A T DEF.EXT. STAB par multiples d’une période.
Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ 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.
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 Autotransfo ou Transfo mono.. Elle s'emploie aussi
avec des bobines d'inductance si des jeux de transformateurs de courant sont installés de part et d'autre des points de connexion (voir la figure 2-25 à droite).
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 2. HARMONIQUE (adresse 1261) 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 à l'enclenchement peut être accrue avec la fonction de blocage croisé
(“ crossblock “). Cela implique que le dépassement du seuil d’harmonique sur une
phase va bloquer I-DIFF> pour les trois phases. Le temps suivant le dépassement
du seuil de courant différentiel pendant lequel ce blocage croisé doit être actif est réglé
à l’adresse 1262A BLOC.CROISE H.2. Ce réglage est introduit en multiples d'une
période. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres
paramètres“. La valeur de réglage 0 (état par défaut) 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. La fonction " blocage croisé " reste
active en continu avec un réglage ∞.
Outre la deuxième harmonique, une autre harmonique, la énième harmonique, peut
intervenir dans la stabilisation dans la 7UT612. L’adresse 1207 STAB n.HARM. permet de désactiver (Hors) 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
1271 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).
64
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2.2 Protection différentielle
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 I-DIFF> pour les phases restantes (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 1272A BLOC.CROISE.H.n. Ce
réglage est introduit en multiples d'une période. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “. Si la valeur réglée est 0 (réglage par défaut), la fonction " blocage croisé " n'est pas active ; elle reste active en continu avec
un réglage ∞.
Si le courant différentiel excède un multiple du courant nominal de l'objet qui a été défini à l’adresse 1273A IDIFFmax HM.n, la énième harmonique n'opère plus de stabilisation. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres
paramètres “.
2.2.8
Vue d’ensemble des paramètres
Remarque : Les adresses auxquelles est ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées
qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
1201
PROT. DIFF.
Hors
Hors
En
Blocage de la commande de
déclenchement
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/InO; 0
0.00 I/InO
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
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>
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65
2 Fonctions
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
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
1256A
STAB. DEF.EXT.
2.00..15.00 I/InO
4.00 I/InO
Seuil ISTAB de la stabilisation
compl.
1257A
T DEF.EXT. STAB
2..250 pér.; ∞
15 pér.
Durée de stab. compl. sur défaut
externe
1261
2. HARMONIQUE
10..80 %
15 %
Seuil de blocage
1262A
BLOC.CROISE H.2
2..1000 pér.; 0; ∞
3 pér.
Durée de blocage croisé sur harmonique 2
1271
HARMONIQUE n
10..80 %
30 %
Seuil de blocage
1272A
BLOC.CROISE.H.n
2..1000 pér.; 0; ∞
0 pér.
Durée de blocage croisé harmonique n
1273A
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.
66
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2.2 Protection différentielle
2.2.9
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
05603 >VerProtDiff
>Verrouil. protection différentielle
05615 PrDifDésact
Prot. différentielle désactivée
05616 ProtDifVer
Prot. différentielle verrouillée
05617 ProtDifAct
Prot. différentielle active
05620 Diff fact-TC><
Diff: fact.adapt. I TC trop grand/faible
05631 MRoute Diff
Mise en route générale protection diff.
05644 Diff 2.Harm L1
Diff: Blocage par 2. Harmonique L1
05645 Diff 2.Harm L2
Diff: Blocage par 2. Harmonique L2
05646 Diff 2.Harm L3
Diff: Blocage par 2. Harmonique L3
05647 Diff n.Harm L1
Diff: Blocage par n. Harmonique L1
05648 Diff n.Harm L2
Diff: Blocage par n. Harmonique L2
05649 Diff n.Harm L3
Diff: Blocage par n. Harmonique L3
05651 Diff Déf Ext L1
Diff: stabil. compl. sur déf. externe L1
05652 Diff Déf Ext L2
Diff: stabil. compl. sur déf. externe L2
05653 Diff Déf Ext L3
Diff: stabil. compl. sur déf. externe L3
05657 DifBlocCrois 2H
Diff: blocage croisé crit. harmonique 2
05658 DifBlocCrois nH
Diff: blocage croisé crit. harmonique n
05662 VerSurvIL1
Verrouil. par surveillance courant L1
05663 VerSurvIL2
Verrouil. par surveillance courant L2
05664 VerSurvIL3
Verrouil. par surveillance courant L3
05666 DifElevSeuil.L1
Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L1
05667 DifElevSeuil.L2
Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L2
05668 DifElevSeuil.L3
Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L3
05670 Diff libérat. I
Diff: libération décl. par dépas.courant
05671 DéclPrDif
Déclenchement par prot. différentielle
05672 DéclL1PrDif
Déclenchement L1 par prot. différent.
05673 DéclL2PrDif
Déclenchement L2 par prot. différent.
05674 DéclL3PrDif
Déclenchement L3 par prot. différent.
05681 Diff>L1
PrDiff IDIFF>L1(sans temporisation)
05682 Diff>L2
PrDiff IDIFF>L2(sans temporisation)
05683 Diff>L3
PrDiff IDIFF>L3(sans temporisation)
05684 Diff>>L1
PrDiff IDIFF>>L1(sans temporisation)
05685 Diff>>L2
PrDiff IDIFF>>L2(sans temporisation)
Manuel 7UT612
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67
2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
05686 Diff>>L3
PrDiff IDIFF>>L3(sans temporisation)
05691 Diff> décl
Echel. de décl. IDIFF> de la prot. diff
05692 Diff>> décl
Echel. de décl IDIFF>> de la prot. diff
05701 IDiffL1:
I Diff. L1 sur décl. sans tempo (fond.)
05702 IDiffL2:
I Diff. L2 sur décl. sans tempo (fond.)
05703 IDiffL3:
I Diff. L3 sur décl. sans tempo (fond.)
05704 IStabL1:
Istab. L1 sur décl. sans tempo (CCmoyen)
05705 IStabL2:
Istab. L2 sur décl. sans tempo (CCmoyen)
05706 IStabL3:
Istab. L3 sur décl. sans tempo (CCmoyen)
68
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
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 trois transformateurs de courant de phase délimitent la zone de protection.
Voir les figures 2-36 à 2-40 pour des exemples.
L1
L2
L2
IL2
L3
L3
3I0' = ISt
IL3
ISt
Figure 2-36
L1
IL1
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
7UT612
Protection différentielle de terre à un enroulement en étoile raccordé à la terre
L1
L1
IL1
L2
L2
IL2
L3
L3
IL3
ISt
Figure 2-37
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3I0' = ISt
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
7UT612
Protection différentielle de terre à un enroulement en triangle avec point neutre
artificiel mis à la terre (bobine de mise à la terre, zigzag)
69
2 Fonctions
L1
L2
L2
L3
L3
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
L1
7UT612
3I0' = ISt
ISt
L1
L2
L3
Protection différentielle de terre pour une bobine d'inductance raccordée à la
terre avec jeu de transformateurs dans le raccordement à la ligne
IL1
IL1
IL2
IL2
IL3
IL3
IL1 + IL2 + IL3
Côté 1
ISt
3I0' = ISt
Figure 2-38
Figure 2-39
70
L1
L2
L3
IL1 + IL2 + IL3
Côté 2
7UT612
Protection différentielle de terre à une bobine d'inductance raccordée à la terre
avec 2 jeux de transformateurs (à traiter comme un autotransformateur)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.3 Protection différentielle de terre
L2
L3
IL1
IL2
IL3
L3
IL3
IL1 + IL2 + IL3
Côté 2
IL1 + IL2 + IL3
Côté 1
2.3.1
L2
IL2
ISt
Figure 2-40
L1
IL1
3I0' = ISt
L1
7UT612
Protection différentielle de terre pour un autotransformateur avec point neutre
raccordé à la terre
Description de la fonction
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 égale à zéro.
Un courant dans le point neutre ISt circule toujours en présence d'un défaut de terre
dans la zone de protection (figure 2-41) ; 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) 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.
L1
L1
L2
L2
L3
L3
ISt
Figure 2-41
IL3
Exemple de défaut de terre à l’intérieur du transformateur, avec répartition des
courants
Un courant dans le point neutre ISt circule également si le défaut de terre survient en
dehors de la zone protégée (figure 2-42) ; cependant, un courant 3I0 de même grandeur doit alors passer par les transformateurs de courant de phase. Comme le sens
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
71
2 Fonctions
du courant est défini positivement entrant dans l'élément à protéger, ce courant est en
opposition de phase avec ISt.
L1
L1
L2
L2
L3
L3
ISt
Figure 2-42
–IL3
Exemple de défaut de terre à l’extérieur du 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).
Évaluation 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 2-43) :
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.
L1
IL1
L2
IL2
L3
ISt
Figure 2-43
72
3I0' = ISt
IL3
3I0" = IL1 + IL2 + IL3
7UT612
Principe de la protection différentielle de terre
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
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"|)
où k est un facteur de stabilisation expliqué ci-dessous. Dans un premier temps, nous
posons k = 1. 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 :
a) Courant traversant avec défaut de terre externe :
3I0" est en opposition de phase et est identique à 3I0', d.h. 3I0" = –3I0'
Idécl. = |3I0'|
Istab = |3I0' + 3I0'| – |3I0' – 3I0'| = 2 · |3I0'|
La grandeur de déclenchement (Idécl.) est identique au courant dans le point
neutre ; la stabilisation (Istab) est deux fois plus élevée.
b) défaut de terre interne ; alimentation seulement via le raccordement du point neutre
à la terre :
dans ce cas 3I0" = 0
Idécl. = |3I0'|
Istab = |3I0' – 0| – |3I0' + 0| = 0
La grandeur de déclenchement (Idécl.) est identique au courant dans le point
neutre ; la stabilisation (Istab) est nulle : la sensibilité est donc maximale en cas
de défaut de terre interne.
c) défaut de terre interne ; alimentation via le raccordement du point neutre à la terre
et via le réseau, p. ex. avec des courants de terre de même grandeur :
dans ce cas 3I0" = 3I0'
Idécl. = |3I0'|
Istab = |3I0' – 3I0'| – |3I0' + 3I0'| = –2 · |3I0'|
La grandeur de déclenchement (Idécl.) est identique au courant dans le point
neutre ; la stabilisation (Istab) est négative et est dès lors fixée à zéro : la sensibilité
est donc maximale en cas de défaut de terre 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 2-44 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 dé-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
73
2 Fonctions
clenchement dans la zone de saturation car, dans ce cas, 3I0" (négatif) est proportionnellement encore plus élevé que 3I0'.
Idécl.
IEDS>
4
Déclenchement
3
2
Blocage
1
-0,1
0,0
0,1
0,2
3Io"
0,3
3Io'
-0,3
-0,2
Figure 2-44
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonction du rapport courant homopolaire-courant de ligne 3I0"/3I0' (les deux courants
en phase ou en opposition de phase –) ;
IEDS> = 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 2-45).
74
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C53000–G1177–C148–1
2.3 Protection différentielle de terre
+3I0"
–3I0"
3I0'
Istab pour k = 1
3I0' + 3I0"
3I0' – 3I0"
Figure 2-45
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 limite 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. Avec l’appareil
7UT612, k = 2. Dans l'exemple a) ci-dessus, la grandeur de stabilisation Istab est de
nouveau doublée et est donc quatre fois plus élevée que la grandeur de déclenchement Idécl.. L'angle limite est égal à ϕlimite = 110°. Cela implique que pour un
déphasage ϕ(3I0" ; 3I0') ≥ +110°, aucun déclenchement n’est encore possible.
La figure 2-46 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'|.
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75
2 Fonctions
Idécl.
IEDS>
4
Déclenchement
3
2
Blocage
1
120°
Figure 2-46
110°
100°
90°
80°
70°
ϕ(3Io";3Io')
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonction du déphasage entre 3I0" et 3I0' avec 3I0" = 3I0' (180° = 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 Σ|I| = |IL1 | + |IL2 | + | IL3 | + |ISt | (figure
2-47). La pente de la caractéristique peut être réglée.
Iaus
1313
HAUSSE
Σ|I|
Figure 2-47
76
Progression du seuil de démarrage
Manuel 7UT612
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2.3 Protection différentielle de terre
1311 I-DIFF
1313 Pente
N° fonction 05817
Dém DifTerre
IL1
IL1
IL1
|IL1 | + |IL2 | + |IL3 | + |ISt |
I7
N°fonction 05816
&
|3I0'| > k·(|3I0'–3I0"| – |3I0'+3I0"|)
LancTpoDifTer
1312 T I–EDS>
T
N° fonction 05821
0
DéclDifTerre
libération de mesure
N° fonction 05812
N° fonction 05803
DifTer ver.
>VerDiffTerre
N° fonction 05813
&
1301DIFF-TERRE
En
“1”
Bloc. relais
&
Hors
Figure 2-48
2.3.2
≥1
DifTer active
N° fonction 05811
DifTer dés.
Diagramme logique de la protection différentielle de terre
Réglage des paramètres
La protection différentielle de terre ne peut fonctionner correctement que si, lors de la
configuration des fonctions de l'appareil (chapitre 2.1.1), elle a été paramétrée pour
un des côtés de l'équipement à protéger à l’adresse 113 DIFF. TERRE. En outre,
l'entrée de mesure de courant I7 doit être affectée au même côté (adresse 108). La
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 (Hors) 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. Sans ces réglages, 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 du côté à protéger.
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 1313A Pente. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous
„ Autres paramètres “. La valeur préréglée 0 est normalement correcte.
Dans des cas d'application particuliers, il peut être intéressant de retarder légèrement
l'ordre de déclenchement de la protection. À cette fin, une temporisation supplémentaire peut être réglée (adresse 1312A T I-DIFF TERRE>). Elle est normalement
fixée à 0. Le temps de réglage est une temporisation supplémentaire qui ne tient pas
Manuel 7UT612
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77
2 Fonctions
compte du temps de fonctionnement interne (temps de mesure) de la fonction de protection.
2.3.3
Vue d’ensemble des paramètres
Remarque : Les adresses auxquelles est ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées
qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
1301
DIFF-TERRE
Hors
Hors
En
Blocage de la commande de
déclenchement
Protection différentielle de terre
1311
I-DIFF TERRE>
0.05..2.00 I/In
0.15 I/In
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)
2.3.4
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
05803 >VerDiffTerre
>Verrouil prot. différentielle terre
05811 DifTer dés.
Prot. diff. terre désactivée
05812 DifTer ver.
Prot. diff. terre verrouillée
05813 DifTer active
Prot. diff. terre active
05836 DifT fact-TC ><
Diff.terre: fact.adapt TC trop gd/faible
05817 Dém DifTerre
Démarrage général prot. diff. terre
05816 LancTpoDifTer
Lanc. tempo. décl. prot. diff. terre
05821 DéclDifTerre
Déclenchement par prot. dif. terre
05826 DifTerD:
Diff. terre: gdeur de déclenchement D
05827 DifTerS:
Diff. terre: angle S au décl.
05830 DifTerSaCaPN
Diff. terre: aucun capt. Pt Neutre sél.
05835 DifT mque Objet
Diff. terre: pas dispon. pour cet objet
78
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C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4
Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Généralités
La protection à maximum de courant sert comme protection de secours contre les
courts-circuits de l’élément à protéger ou comme protection de secours pour les
parties de réseau adjacentes lorsque des défauts ne sont pas éliminés en temps voulu
à ces endroits, ce qui peut entraîner une situation dangereuse pour l’équipement à
protéger
Vous trouverez des indications concernant la connexion et des avis concernant
l’affectation au chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “ (page 16), où le côté de l’élément
à protéger et le type de caractéristique avaient déjà été définis aux adresses 120 à
123.
La protection à maximum de courants de phase se réfère toujours aux trois courants
de phase du côté assigné de l'élément à protéger. Pour la protection à maximum de
courant homopolaire, la somme des trois courants de phase du côté assigné est
toujours utilisée. Le côté pour les courants de phase peut ainsi être différent du côté
pour le courant homopolaire.
Pour OBJET PROTEGE = JdB 1Ph. (adresse 105, voir le chapitre 2.1.1), 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 (UMZ) et un seuil à temps
dépendant (AMZ). Ce dernier peut être, au choix, une caractéristique CEI, une
caractéristique ANSI, ou encore une caractéristique définie par l'utilisateur.
2.4.1
Description de la fonction
2.4.1.1
Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ)
Les seuils à maximum de courant à temps constant (UMZ) pour courants de phase et
courant homopolaire triple (somme des courants de phase) sont également
disponibles lorsqu'une caractéristique à temps dépendant a été configurée au
chapitre 2.1.1.
Démarrage,
déclenchement
Deux seuils à temps constant sont possibles pour les courants de phase et le courant
homopolaire triple.
Pour les seuils I>>, chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (somme
des courants de phase) sont comparés séparément avec les seuils de démarrage
propre I>> commun aux trois phases 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 se situe à environ 95 % du seuil de démarrage pour
des courants I > 0,3 · IN.
La figure 2-49 représente le diagramme logique pour les seuils à max. de courant I>>
et 3I0>>.
Manuel 7UT612
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79
2 Fonctions
2008 PHASE EN MAN
non actif
I>> instantané
„1“
Ip instantané
I> instantané
&
(v. fig 2-54)
EN Man.
2011 I>>
N° fonction 1762 ... 1764
IL1
IL2
IL3
Dém. Max I Ph 1
Dém. Max I Ph 2
Dém. Max I Ph 3
I>>
&
2012 T I>>
&
L1
T
≥1
0
≥1
≥1
≥1
Echéance TI>>
libération de mesure
libération de mesure
N° fonction 1721
N° fonction 1852
I>> bloqué
>Bloc. I>>
N° fonction 1704
N° fonction 1752
>Bloc Max I Ph.
Max I Ph. blq.
N° fonction 1753
≥1
2001 PHASE U/AMZ
Max I Ph. act.
N° fonction 1751
Hors
„1“
N° fonction 1805
Décl. I>>
N° fonction 1804
libération de mesure
L2
L3
N° fonction 1800
Démarrage I>>
Max I Ph. dés.
En
2208 EN MAN. 3I0
non actif
3I0>> instantané
3I0p instantané
„1“
3I0> instantané
(v. fig 2-54)
EN Man.
&
2211 3I0>>
N° fonction 1766
3I0
Dém. Max 3I0
I>>
N° fonction 1901
&
Démarrage 3I0>>
2212 T 3I0>>
&
N° fonction 1741
Hors
En
≥1
N° fonction 1903
Décl. 3I0>>
N° fonction 1902
Echéance T3I0>>
N° fonction 1857
3I0> bloqué
N° fonction 1749
>Bloc Max 3I0
„1“
0
libération de mesure
N° fonction 1742
>Bloc. 3I0>>
2201 U/AMZ 3I0
T
Max 3I0 blq.
≥1
N° fonction 1750
Max 3I0 act.
N° fonction 1748
Max 3I0 dés.
Figure 2-49 Diagramme logique des seuils à max. de courant I>> pour courants de phase et courant homopolaire
80
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (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 (voir le chapitre 2.4.1.5), une analyse
fréquentielle est exécutée en premier lieu (chapitre 2.4.1.5). 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 d’appel 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 d’excitation pour des courants
I > 0,3 · IN.
La figure 2-50 représente le diagramme logique pour les seuils à max. de courant I>
pour courants de phase, la figure 2-51 pour le seuil de courant homopolaire.
Les valeurs de chaque seuil I> (phases), 3I0> (courant homopolaire), I>> (phases),
3I0>> (courant homopolaire) et les temporisations qui leur sont affectées peuvent être
réglées individuellement.
2008 PHASE EN MAN.
non actif
I>> instantané
„1“
Ip instantané
I> instantané
(v. fig 2-54)
EN Man.
&
≥1
(v. fig 2-56)
Rush Blc L1
N° fonction 7565 ... 7567
&
Dém. I rush L1
Dém. I rush L2
Dém. I rush L3
&
Dém. Max I Ph 1
Dém. Max I Ph 2
Dém. Max I Ph 3
2013 I>
IL1
IL2
IL3
N° fonction 7551
Dém. Rush I>
N° fonction 1762 ... 1764
I>
&
≥1
≥1
N° fonction 1810
Démarrage
T I> 2014
&
L1
L2
L3
T
0
&
libération de mesure
≥1
≥1
N° fonction 1814
Echéance TI>
libération de mesure
N° fonction 1851
I> bloqué
>Bloc. I>
N° fonction 1704
N° fonction 1752
>Bloc Max I Ph.
Max I Ph. blq.
≥1
Hors
„1“
N° fonction 1815
Décl. I>
libération de mesure
N° fonction 1722
2001 PHASE U/AMZ
≥1
En
N° fonction 1753
Max I Ph. act.
N° fonction 1751
Max I Ph. dés.
Figure 2-50 Diagramme logique des seuils à max. de courant I> pour courants de phase
Manuel 7UT612
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81
2 Fonctions
2208 EN MAN. 3I0
non actif
3I0>> instantané
3I0p instantané
„1“
3I0> instantané
&
(v. fig 2-54)
EN Man.
N° fonction 7569
Dém. Rush 3I0>
N° fonction 7568
Rush Blk 3I0
&
Dém. I rush 3I0
&
Dém. Max 3I0
2213 3I0>
3I0
N° fonction 1766
I>
N° fonction 1904
&
Démarrage 3I0>
2214 T 3I0>
&
T
0
&
≥1
N° fonction 1906
Décl. 3I0>
N° fonction 1905
Echéance T3I0>
libération de mesure
N° fonction 1743
N° fonction 1741
N° fonction 1749
>Bloc Max 3I0
2201 U/AMZ 3I0
Max 3I0 blq.
≥1
N° fonction 1750
Max 3I0 act.
N° fonction 1748
Hors
„1“
N° fonction 1857
3I0> bloqué
>Bloc. 3I0>
Max 3I0 dés.
En
Figure 2-51 Diagramme logique des seuils à max. de courant 3I0> pour courant homopolaire
2.4.1.2
Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ)
Les seuils AMZ reposent toujours sur une caractéristique à temps dépendant qui est
conforme à la norme CEI, à la norme ANSI ou à une caractéristique définie par l'utilisateur. Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans
les spécifications techniques (figures 4-7 à 4-9 dans le chapitre 4.4). Lors de la configuration d'une des caractéristiques à temps dépendant, les seuils à temps constant
I>> et I> peuvent également être actifs (voir le chapitre 2.4.1.1).
Démarrage,
déclenchement
82
Chaque courant de phase et le courant homopolaire triple (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 signalé de manière sélective.
Si la stabilisation à l'enclenchement est activée (voir le chapitre 2.4.1.5), une analyse
fréquentielle est exécutée en premier lieu (chapitre 2.4.1.5). Si un effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage normal est remplacée par la signalisation d’effet
inrush correspondante. La valeur efficace de l’onde fondamentale est utilisée pour le
démarrage. Lors du dépassement de seuil 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 de déclenchement est envoyé, une fois ce 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
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
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 Ip (phases) et 3I0p (courant homopolaire) et leur temporisation respective peuvent être réglés individuellement.
La figure 2-52 représente le diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant pour les courants de phase, la figure 2-53 pour le courant homopolaire 3I0P.
Retombée pour les
courbes CEI
Le seuil de retombée est fixé à 95 % environ du seuil d’excitation. La temporisation
est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
Retombée pour les
courbes ANSI
Dans le cas de caractéristiques ANSI, vous pouvez décider si la fonction 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.
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83
2 Fonctions
2008 PHASE EN MAN
non actif
I>> instantané
„1“
Ip instantané
I> instantané
&
(v.fig 2-54)
EN Man
≥1
(v. fig 2-56)
Rush Blk L1
N° fonction 7565 ... 7567
&
Dém. I rush L1
Dém. I rush L2
Dém. I rush L3
&
Dém. Max I Ph 1
Dém. Max I Ph 2
Dém. Max I Ph 3
2021 Ip
IL1
IL2
IL3
N° fonction 7553
Dém. Rush Ip
N° fonction 1762 ... 1764
1,1 Ip
&
≥1
2025 COURBE CEI
≥1
N° fonction 1820
Démarrage Ip
2022 T Ip
&
t
&
I
L1
≥1
N° fonction 1825
Décl. Ip
N° fonction 1824
Echéance TIp
L2
L3
libération de mesure
N° fonction 1723
N° fonction 1704
N° fonction 1752
>Bloc Max I Ph.
2001 PHASE U/AMZ
Hors
En
N° fonction 1855
Ip bloqué
>Bloc. Ip
„1“
≥1
≥1
Max I Ph. blq.
≥1
N° fonction 1753
Max I Ph. act.
N° fonction 1751
Max I Ph. dés.
Figure 2-52 Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) pour courants de
phase — Exemple pour caractéristique CEI
84
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2208 EN MAN 3I0
non actif
3I0>> instantané
„1“
3I0p instantané
3I0> instantané
&
(v. fig 2-54)
EN Man.
N° fonction 7570
Dém. Rush 3I0p
Rush Blk 3I0
N° fonction 7568
&
Dém. I rush 3I0
&
Dém. Max 3I0
2221 3I0p
3I0
N° fonction 1766
1,1·3I0p
&
N° fonction 1907
Démarrage 3I0p
2225 COURBE CEI
2222 T 3I0>
&
t
&
I
libération de mesure
N° fonction 1744
N° fonction 1741
Hors
En
N° fonction 1908
Echéance T3I0p
N° fonction 1859
N° fonction 1749
>Bloc Max 3I0
„1“
N° fonction 1909
Décl. 3I0p
3I0p bloqué
>Bloc. 3I0p
2201 U/AMZ 3I0
≥1
Max 3I0 blq.
≥1
N° fonction 1750
Max 3I0 act.
N° fonction 1748
Max 3I0 dés.
Figure 2-53 Diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ) pour courant
homopolaire — Exemple pour caractéristique CEI
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 (en
cas de défauts successifs, p. ex.) 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 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. Pour la description des fonctions, voir „ Retombée pour les courbes ANSI “. Si l'utilisateur ne souhaite
pas définir de caractéristique de retombée spécifique, la retombée intervient dès que
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
85
2 Fonctions
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
maintenue au moins 300 ms (figure 2-54). À cette fin, la commande d’enclenchement
manuel tient compte du paramétrage de l'adresse 2008A ENCL. MAN.PHASE ou
l’adresse 2208A ENCL. MAN. 3I0 qui concerne la réaction de l’appareil en cas de
défaut, ce qui permet de déterminer le seuil de démarrage et la temporisation à appliquer lors d’un enclenchement manuel du disjoncteur.
N° fonction 00356
EN Manuel
N° fonction 00561
50 ms 0
300 ms
EN man.
EN man.
Figure 2-54
2.4.1.4
(interne)
Enclenchement manuel
Commutation dynamique de valeurs de seuil
Il peut être nécessaire de relever dynamiquement les seuils de démarrage de la
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.
Commune à tous les seuils temporisés à max. de courant, elle est décrite au chapitre
2.6. Les réglages commutables proprement dits peuvent être déterminés individuellement pour chaque seuil de la protection à maximum de courant.
86
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4.1.5
Stabilisation à l’enclenchement
En cas de raccordement d’un transformateur à la tension, 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 à maximum de courant dispose d'une stabilisation d'enclenchement
intégrée qui empêche le démarrage " normal " des seuils I>– ou Ip (pas I>>) dans les
courants de phase et homopolaire de la protection à maximum de courant. 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 un cas de défaut et lancent la temporisation de
déclenchement correspondante. Si au terme de la temporisation, un " courant de
magnétisation " reste détecté, une alarme est envoyée, le déclenchement lui ne sort
pas.
Le courant d’appel à l’enclenchement se caractérise par une composante
relativement élevée de la deuxième harmonique (double de la fréquence nominale),
qui est quasiment absente en cas de court-circuit. Si le taux de deuxième 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 à l'enclenchement possède une limite supérieure : au-delà d'une
valeur de courant (réglable), elle n'est plus efficace, car il ne peut plus alors s'agir que
d'un court-circuit interne à haute intensité. La limite inférieure est la limite de fonctionnement du filtre des harmoniques (0,2 IN).
La figure 2-55 représente un diagramme logique simplifié.
2041 2.HARMON. PHASE
fN
IL1
IL2
IL3
&
2fN
Id. Rush L1
Id. Rush L2
Id. Rush L3
N° fonction 07581 ... 0758
L1
L2
L3
I INR MAX PHASE 2042
libération de mesure
libération de mesure
libération de mesure
MaxI Dét.Inr L1
MaxI Dét.Inr L2
MaxI Dét.Inr L3
N° fonction 07571
>Blc InrMaxI Ph
2002 STAB. INRUSH PH
≥1
Hors
„1“
En
Figure 2-55
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Diagramme logique de la stabilisation à l’enclenchement — Exemple pour courants de phase
87
2 Fonctions
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 " blocage croisé “ peut être limitée à une durée
déterminée. Le diagramme logique est illustré par la figure 2-56.
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.
Id. Rush L1
≥1
Blc Rush L1
Id. Rush L2
≥1
Blc Rush L2
≥1
Blc Rush L3
Id. Rush L3
T PHASE Blcroisé
2044
PHASE Blcroisé
2043
„1“
Non
T
&
N° fonction 01843
InrushBlcCroisé
Oui
Figure 2-56
2.4.1.6
≥1
Diagramme logique de la fonction “ blocage croisé “ pour les courants de phase
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 (figure 2-57).
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 TI>> 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 (figure 2-57). C’est donc
toujours la protection la plus proche du point de défaut qui déclenchera, le laps de
temps étant le plus court, étant donné qu'elle ne peut pas être bloquée par une
protection se trouvant en amont du défaut. Les seuils TI> ou TIp agissent comme
seuils de réserve. Les signalisations de démarrage générées par les relais côté
départs „ >Bloc. I>> “ (disponibles séparément pour les seuils de courant de
88
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
phase et le seuil de courant homopolaire) sont transmises au relais situé côté source
via une entrée binaire.
š
™
Sens de l’alimentation
Idiff
I>
I>>
Décl.
I>
I>
„>I>> bloc“
7UT612
T I>
T I>>
t1
t1
Décl.
Décl.
Décl.
Décl.
T I>
T I>>
t1
Point de défaut ™: temps de déclenchement T I>>
Point de défaut š: temps de déclenchement t1
temps de réserve T I>
Figure 2-57
2.4.2
Protection des jeux de barres par verrouillage arrière — principe
Réglage des paramètres
Lors de la configuration des fonctions (Chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 16)
le côté de l’équipement à protéger et le type de caractéristique ont déjà été définis séparément aux adresses 120 à 123, pour les seuils de courant de phase et de courant
homopolaire. Seuls sont disponibles ici les réglages valables pour la sélection de la
caractéristique correspondante. Les seuils indépendants I>>, 3I0>>, I> et 3I0> sont
disponibles dans tous ces cas.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
89
2 Fonctions
2.4.2.1
Seuils de courant de phase
Généralités
La protection à maximum de courants de phase peut être activée ou désactivée (Enou Hors) à l’adresse 2001 MAX I PHASE.
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’au moyen de
DIGSI® 4 sous “ Autres paramètres “.
En cas d'utilisation du côté d’alimentation d'un transformateur, vous choisissez ici le
seuil le plus élevé I>>, 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 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 20 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques).
Seuils à maximum
de courant I>>
Le seuil I>> (adresse 2011) 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 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 :
S NTrafo
1
35 MVA
1
1
I3polmax = ----------------- ⋅ I NTrafo = ----------------- ⋅ -------------------- = ----------- ⋅ ------------------------------ = 1224,7 A
0,15 3 ⋅ 110 kV
u kTrafo
u kTrafo 3 ⋅ U
N
Avec un facteur de sécurité de 20 %, on obtient la valeur de réglage primaire :
Valeur de réglage I>> = 1,2 · 1224,7 A = 1450 A
Vous pouvez directement régler cette valeur par paramétrie au moyen d’un PC et de
DIGSI® 4 en grandeurs primaires. Pour un paramétrage en grandeurs secondaires,
les courants sont convertis au secondaire du transformateur de courant.
90
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Valeur de réglage secondaire :
1450 A
Réglage I>> = ------------------- ⋅ 5 A = 36,7 A
200 A
Autrement dit, pour des courants de court-circuit supérieurs à 1450 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.
Les pointes élevées de courant d'enclenchement (" inrush ") sont rendues
inoffensives par les temporisations (adresse 2012 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 " (chapitre 2.4.1.6, voir aussi
figure 2-57), les différents seuils de la protection à maximum de courant 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 :
1,6 · IDémarr. < I>> < Icc2pol
L’accroissement éventuel du courant de démarrage dû à la présence d’une surtension
est déjà pris en compte dans le facteur 1,6. Le seuil I>> devrait être réglé en instantané (T I>> = 0.00 s), puisque, contrairement au transformateur, 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, temps de retombée).
La temporisation peut aussi être réglée 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.
Seuils à maximum
de courant I>
Pour le réglage du seuil à max. de courant I> (adresse 2013), 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 2014 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, temps de retombée). La temporisation peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
91
2 Fonctions
donne une alarme. Si le seuil de démarrage est réglé sur ∞, ni le déclenchement ni
l’alarme ne sont transmis.
Seuils à max. de
courant Ip pour des
courbes CEI
Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 121). Avec des caractéristiques CEI (adresse 121 CARACT PHASE = Max I inv. CEI) sont disponibles à l’adresse 2025 CARACT. CEI :
Normal. inverse (inverse, type A selon IEC 60255–3),
Fortem. inverse (très inverse, type B selon IEC 60255–3),
Extrêm. inverse (extrêmement inverse, type C selon IEC 60255–3), et
Inv.longueDurée (inverse longue durée, type B selon IEC 60255–3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les
spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-7).
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, 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 retombée survient dès que le courant
tombe sous 95 % du seuil de démarrage.
La valeur du courant est réglée à l’adresse 2021 Ip. Pour le réglage, 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.
La constante de temps afférente est accessible à l’adresse 2022 T Ip. Elle doit être
coordonnée avec la sélectivité du réseau.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire,
choisissez l'adresse 121 CARACT PHASE = Max I tps cst lors de la configuration
des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
Seuils à max. de
courant Ip pour des
courbes ANSI
Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 121). Avec des
caractéristiques ANSI (adresse 121 CARACT PHASE = Max I inv. ANSI) sont disponibles à l’adresse 2026 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 (chapitre 4.4, figures 4-8 et 4-9).
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, 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. Pour le réglage, 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
92
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
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 afférente est accessible à l’adresse 2023 FACT. D Ip. Elle
doit être coordonnée avec la sélectivité du réseau.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil Ip n'est absolument pas nécessaire,
choisissez l'adresse 121 CARACT PHASE = Max I tps cst lors de la configuration
des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2024 RETOMBEE, la retombée est
conforme à la caractéristique de retombée décrite au chapitre 2.4.1.2 sous
„ Retombée pour les courbes ANSI “ (page 83).
Commutation dynamique de valeurs
de seuil
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 (page 119).
C'est ici que sont réglées les valeurs de seuils commutables :
− Pour la protection à maximum de courant phase :
adresse 2111 pour le seuil de démarrage I>>,
adresse 2112 pour la temporisation T I>>,
adresse 2113 pour le seuil de démarrage I>,
adresse 2114 pour la temporisation T I> ;
− pour la protection de phases à temps dépendant selon les caractéristiques CEI :
adresse 2121 pour le seuil de démarrage Ip,
adresse 2122 pour la constante de temps T Ip ;
− pour la protection de phases à temps dépendant selon les caractéristiques ANSI :
adresse 2121 pour le seuil de démarrage Ip,
adresse 2123 pour la constante de temps FACT. D Ip.
Caractéristiques
définies par l’utilisateur
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
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® 4 une fenêtre de dialogue apparaît et vous pouvez saisir
jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement (figure 258).
93
2 Fonctions
La caractéristique introduite peut également être représentée graphiquement dans
DIGSI® 4, voir figure 2-58 à droite.
Figure 2-58
Saisie d’une caractéristique de déclenchement spécifique à l’utilisateur avec
DIGSI® 4 — Exemple
Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement spécifique à l’utilisateur,
l'option Caract. utilis.doit être sélectionnée à l’adresse 121 (chapitre 2.1.1)
CARACT PHASE 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 (voir tableau 2-3) avant traitement, il est recommandé d'utiliser exactement les
valeurs de courant préférentielles de ce tableau.
Tableau 2-3 Valeurs préférentielles des courants normalisés pour des caractéristiques de déclenchement définies
par l’utilisateur
94
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
6,75
9,00
16,00
1,13
1,63
2,50
4,00
5,50
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
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
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 2-3 et introduire à cet effet
les valeurs de temps correspondantes. Des valeurs divergentes I/Ip seront corrigées sur la valeur la plus avoisinante. Celle-ci ne sera toutefois 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 (voir la figure 2-59, à droite).
T/Tp
point caract. maximum
point caract. minimum
Déclenchement
Retombée
point caract. minimum
point caract. maximum
0,9 1,0 1,1
20
I/Ip
Figure 2-59 Utilisation d’une caractéristique spécifique à l’utilisateur — Exemple
− 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.(voir figure 2-59, à droite).
Pour spécifier une caractéristique de retombée, veillez à ce qui suit :
− Pour les courants, il faut utiliser les valeurs du tableau 2-4 et introduire à cet effet
les valeurs de temps correspondantes. Des valeurs divergentes I/Ip seront corrigées sur la valeur la plus avoisinante. Celle-ci ne sera toutefois 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 2-59, 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 retom-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
95
2 Fonctions
bée est prolongée parallèlement à l’axe du courant à partir du point à courant minimum (voir figure 2-59, à gauche).
− Les courants inférieurs à une valeur de réglage de courant de 0,05 entraînent une
retombée immédiate.
Tableau 2-4 Valeurs préférentielles des courants normalisés pour caractéristiques de retombée définies par 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 (page 90 sous „ Généralités “), 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 2e harmonique
présente dans le courant d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à le composante 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 particulièrement défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.
Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2042 I INR MAX PHASE, la stabilisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.
La stabilisation d'enclenchement peut être étendue à l'aide de la fonction " blocage
croisé ". 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 (En ou Hors) à l’adresse 2043
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 2044 T BLC.CROISE PH.
96
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
2.4.2.2
Seuils de courant homopolaire
Généralités
La protection à maximum de courant homopolaire peut être activée ou désactivée
(En- ou Hors) à l’adresse 2201 MAX 3I0.
L’adresse 2208A ENCL. MAN. 3I0 détermine le seuil de courant de terre qui doit
être activé en instantané pour 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 aussi été configuré. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de
DIGSI® 4 sous „ 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 “ Inrush ” 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. 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 20 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques).
Seuil à max. de courant 3I0>>
Le seuil I0>> 3I0>> (adresse 2211) produit, en liaison avec le seuil I> ou Ip une caractéristique à deux niveaux. Si un seuil n’est pas utilisé, sa valeur 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 I0>> n'est normalement pas
utilisé.
Le seuil I0>> 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).
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 2212 T 3I0>>) dans la mesure où
leur composante fondamentale dépasse la valeur réglée.
L'utilisation du principe de " verrouillage arrière " (chapitre 2.4.1.6, voir aussi figure 257) 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 interne de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée).
La temporisation peut aussi être réglée 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.
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C53000–G1177–C148–1
97
2 Fonctions
Seuil à max. de
courant 3I0>
Pour le réglage du seuil à max. de courant 3I0> (adresse 2213), c'est surtout le
courant de court-circuit de terre minimum qui est déterminant.
La temporisation à régler (paramètre 2214 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’à partir de 20 %
du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques).
Ceci peut rendre une temporisation accrue conseillée.
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte
du temps interne de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La temporisation peut aussi être réglée 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.
Seuil à max. de courant 3I0p pour
courbes CEI
Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 123). Avec des caractéristiques CEI (adresse 123 CARACT 3I0 = Max I inv. CEI), sont disponibles
à l’adresse 2225 CARACT. CEI :
Normal. inverse (inverse, type A selon IEC 60255–3),
Fortem. inverse (très inverse, type B selon IEC 60255–3),
Extrêm. inverse (extrêmement inverse, type C selon IEC 60255–3), et
Inv.longueDurée (inverse longue durée, type B selon IEC 60255–3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les
spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-7).
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, 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 retombée survient dès que le courant
tombe sous 95 % du seuil de démarrage.
La valeur de courant est réglée à l’adresse 2221 3I0p. Pour le réglage, c'est surtout
le courant de court-circuit de terre minimum qui est déterminant.
La constante de temps afférente est disponible à l’adresse 2222 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’à partir de 20 % du courant nominal (limite de fonctionnement inférieure du filtrage d’harmoniques). Ceci peut rendre une temporisation accrue conseillée.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil ITp n'est absolument pas nécessaire,
choisissez l'adresse 123 CARACT 3I0 = Max I tps cst lors de la configuration
des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
98
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C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Seuils à max. de
courant 3I0p pour
des courbes ANSI
Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 123). Avec des
caractéristiques ANSI (adresse 123 CARACT 3I0 = Max I inv. ANSI) sont disponibles à l’adresse 2226 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 (chapitre 4.4, figures 4-8 et 4-9).
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, 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 de courant est réglée à l’adresse 2221 3I0p. Pour le réglage, c'est surtout
le courant de court-circuit de terre minimum qui est déterminant.
La constante de temps afférente peut être réglée à l’adresse 2223 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.
La constante de temps peut aussi être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas mais donne une alarme. Si le seuil 3I0p n'est absolument pas nécessaire,
choisissez l'adresse 123 CARACT 3I0 = Max I tps cst lors de la configuration
des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2224 RETOMBEE, la retombée est
conforme à la caractéristique de retombée décrite au chapitre 2.4.1.2 sous
„ Retombée pour les courbes ANSI “ (page 83).
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 3I0 :
adresse 2311 pour le seuil de démarrage 3I0>>,
adresse 2312 pour la temporisation T 3I0>>,
adresse 2313 pour le seuil de démarrage 3I0>,
adresse 2314 pour la temporisation T 3I0> ;
− pour la protection à temps dépendant 3I0 selon les caractéristiques CEI :
adresse 2321 pour le seuil de démarrage 3I0p,
adresse 2322 pour la constante de temps T 3I0p ;
− pour la protection à temps dépendant 3I0 selon les caractéristiques ANSI :
adresse 2321pour le seuil de démarrage 3I0p,
adresse 2323 pour la constante de temps FACT. D 3I0p.
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99
2 Fonctions
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® 4, une fenêtre de dialogue apparaît et vous pouvez saisir
jusqu'à 20 points de coordonnées de courant et de temps de déclenchement (figure
2-58, page 94).
La procédure est la même que celle décrite pour les seuils de courant de phase, voir
le chapitre 2.4.2.1 sous la section „ Caractéristiques définies par l’utilisateur “ (page
93).
Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement utilisateur pour le courant
homopolaire, l'option Caract. utilis.doit être sélectionnée à l’adresse 123
(chapitre 2.1.1) CARACT 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 (page 94 sous „ Généralités “), 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 à l’enclenchement sont définis ici sous „ Inrush “.
La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la 2e harmonique
présente dans le courant d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la composante 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 particulièrement défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.
Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2242 I INR. MAX 3I0, la stabilisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.
2.4.3
Listes des paramètres
La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par
défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en
valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant
Remarque : les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées
qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
Courants de phase
Adr.
Paramètre
Option d’utilisation
Réglage par
défaut
Explication
2001
MAX I PHASE
En
Hors
Hors
Prot. à max. de I Phases
2002
STAB. INRUSH PH
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant
phase
100
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2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adr.
Paramètre
Option d’utilisation
Réglage par
défaut
Explication
2008A
ENCL. MAN.PHASE
I>> instantané
I> instantané
Ip instantané
Non actif
I>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2011
I>>
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Seuil de démarrage I>>
2012
T I>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T I>>
2013
I>
0.10..35.00 A; ∞
1.00 A
Seuil de démarrage I>
2014
T I>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T I>
2111
I>>
0.10..35.00 A; ∞
10.00 A
Seuil de démarrage I>>
2112
T I>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T I>>
2113
I>
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Seuil de démarrage I>
2114
T I>
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T I>
2021
Ip
0.10..4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage Ip
2022
T Ip
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de temps
T Ip
2023
FACT. D Ip
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de temps
D Ip
2024
RETOMBEE
Immédiatement
Emulation disque
Emulation disque
Comportement de retombée
(Emul. disque)
2025
CARACT. CEI
Normalement inverse
Fortement inverse
Extrêmement inverse
Inverse longue durée
Normalement
inverse
Caract. décl. max I tps inv. ph.
(CEI)
2026
CARACT. ANSI
Fortement inverse
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inverse
Extrêmement inverse
Régulièrement inverse
Fortement inverse
Caract. décl. max I tps inv. ph.
(ANSI)
2121
Ip
0.10..4.00 A
1.50 A
Seuil de démarrage Ip
2122
T Ip
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de temps
T Ip
2123
FACT. D Ip
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de temps
D Ip
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
7.50 A
Courant max. pour recon. magnétisant
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
0.30..25.00 A
101
2 Fonctions
Adr.
Paramètre
Option d’utilisation
Réglage par
défaut
Explication
2043
BLOC.CROISE PH
Non
Oui
Non
Blocage croisé sur recon. magnétisant
2044
T BLC.CROISE PH
0.00..180.00 s
0.00 s
Durée de blocage croisé
Courant
homopolaire
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2201
MAX 3I0
En
Hors
Hors
Protection à max. de courant
résid. 3I0
2202
STAB. INR 3I0
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant sur
3I0
2208A
ENCL. MAN. 3I0
3I0>> instantané
3I0> instantané
3I0p instantané
Non actif
3I0>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2211
3I0>>
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil de démarrage 3I0>>
2212
T 3I0>>
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T 3I0>>
2213
3I0>
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil de démarrage 3I0>
2214
T 3I0>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T 3I0>
2311
3I0>>
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Seuil de démarrage 3I0>>
2312
T 3I0>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T 3I0>>
2313
3I0>
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Seuil de démarrage 3I0>
2314
T 3I0>
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T 3I0>
2221
3I0p
0.05..4.00 A
0.20 A
Seuil de démarrage 3I0p
2222
T 3I0p
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Coefficient multiplicat. de temps
T 3I0p
2223
FACT. D 3I0p
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de temps
D 3I0p
2224
RETOMBEE
Immédiatement
Emulation disque
Emulation disque
Comportement de retombée
(Emul. disque)
2225
CARACT. CEI
Normalement inverse
Fortement inverse
Extrêmement inverse
Inverse longue durée
Normalement
inverse
Caract. décl. max I tps inv. 3I0
(CEI)
2226
CARACT. ANSI
Fortement inverse
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inverse
Extrêmement inverse
Régulièrement inverse
Fortement inverse
Caract. décl. max I tps inv. 3I0
(ANSI)
2321
3I0p
0.05..4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage 3I0p
102
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2322
T 3I0p
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de temps
T 3I0p
2323
FACT. D 3I0p
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de temps
D 3I0p
2231
MR I/I0p T/TI0p
1.00..20.00 I/Ip; ∞
0.01..999.00 T/TIp
Caract. m. en route 3I0/3I0pT3I0/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
0.30..25.00 A
7.50 A
Courant max. pour recon. magnétisant
2.4.4
Liste d’information
Généralités
FNo.
Signalisation
Explication
01761 Dém. gén. Max I
Démarrage général Max I
01791 Décl.gén. Max I
Déclenchement général Max I
Courants de phase
FNo.
Signalisation
Explication
01704 >Bloc Max I Ph.
>Bloquer Max I phases
07571 >Blc InrMaxI Ph
>Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Ph
01751 Max I Ph. dés.
Max I phases désactivée
01752 Max I Ph. blq.
Max I phases bloquée
01753 Max I Ph. act.
Max I phases active
07581 MaxI Dét.Inr L1
Max I: détection magnétisant phase L1
07582 MaxI Dét.Inr L2
Max I: détection magnétisant phase L2
07583 MaxI Dét.Inr L3
Max I: détection magnétisant phase L3
01843 InrushBlcCroisé
Blocage croisé par détect. I magnétisant
01762 Dém. Max I Ph 1
Démarrage Max I phase L1
01763 Dém. Max I Ph 2
Démarrage Max I phase L2
01764 Dém. Max I Ph 3
Démarrage Max I phase L3
07565 Dém. I rush L1
Démarr. stabilis. I magnétisant L1
07566 Dém. I rush L2
Démarr. stabilis. I magnétisant L2
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
103
2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
07567 Dém. I rush L3
Démarr. stabilis. I magnétisant L3
01721 >Bloc. I>>
>Protection à max de I: blocage I>>
01852 I>> bloqué
Max I: échelon I>> bloqué
01800 Démarrage I>>
Démarrage échelon I>>
01804 Echéance TI>>
Tempo. de l'échelon I>> à échéance
01805 Décl. I>>
Décl. prot. temps constant I>> (phases)
01722 >Bloc. I>
>Protection à max de I: blocage I>
01851 I> bloqué
Max I: échelon I> bloqué
01810 Démarrage I>
Démarrage échelon I>
07551 Dém. Rush I>
Démarr. stabilis. I magnétisant I>
01814 Echéance TI>
Tempo. de l'échelon I> à échéance
01815 Décl. I>
Décl. prot. temps constant I> (phases)
01723 >Bloc. Ip
>Protection à max de I: blocage Ip
01855 Ip bloqué
Max I: échelon Ip bloqué
01820 Démarrage Ip
Démarrage échelon Ip
07553 Dém. Rush Ip
Démarr. stabilis. I magnétisant Ip
01824 Echéance TIp
Tempo. de l'échelon Ip à échéance
01825 Décl. Ip
Décl. prot. temps inverse Ip (phases)
01860 MaxI Ph MqueObj
Max I phase: pas avec cet objet protégé
Courant
homopolaire
FNo.
Signalisation
Explication
01741 >Bloc Max 3I0
>Bloquer Max 3I0
07572 >Blc InrMax 3I0
>Bloquer stab. Imagnét. pour Max de 3I0
01748 Max 3I0 dés.
Max 3I0 désactivée
01749 Max 3I0 blq.
Max 3I0 bloquée
01750 Max 3I0 act.
Max 3I0 active
01766 Dém. Max 3I0
Démarrage Max I homop. 3I0
07568 Dém. I rush 3I0
Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0
01742 >Bloc. 3I0>>
>Protection à max de I: blocage 3I0>>
01858 3I0>> bloqué
Max 3I0: échelon 3I0>> bloqué
01901 Démarrage 3I0>>
Démarrage échelon 3I0>>
01902 Echéance T3I0>>
Tempo. de l'échelon 3I0>> à échéance
01903 Décl. 3I0>>
Décl. prot. temps constant 3I0>>
01743 >Bloc. 3I0>
>Protection à max de I: blocage 3I0>
104
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.4 Protection à maximum de courants de phase et homopolaires
FNo.
Signalisation
Explication
01857 3I0> bloqué
Max 3I0: échelon 3I0> bloqué
01904 Démarrage 3I0>
Démarrage échelon 3I0>
07569 Dém. Rush 3I0>
Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0>
01905 Echéance T3I0>
Tempo. de l'échelon 3I0> à échéance
01906 Décl. 3I0>
Décl. prot. temps constant 3I0>
01744 >Bloc. 3I0p
>Protection à max de I: blocage 3I0p
01859 3I0p bloqué
Max 3I0: échelon 3I0p bloqué
01907 Démarrage 3I0p
Démarrage échelon 3I0p
07570 Dém. Rush 3I0p
Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0p
01908 Echéance T3I0p
Tempo. de l'échelon 3I0p à échéance
01909 Décl. 3I0p
Décl. prot. temps inverse 3I0p
01861 Max 3I0 MqueObj
Max 3I0: pas avec cet objet protégé
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
105
2 Fonctions
2.5
Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
La protection à maximum de courant terre est toujours affectée à l'entrée de mesure
de courant I7 de l’appareil. Elle convient en principe pour n'importe quelle application.
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).
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. Voir exemple à la figure 2-60.
La protection à maximum de courant terre possède deux seuils à temps constant
(UMZ) et un seuil à temps dépendant (AMZ). Ce dernier peut avoir au choix une caractéristique CEI, ANSI ou définie par l'utilisateur.
L1
IL1
L2
IL2
L3
ISt
I7
IL3
L1
L2
L3
Protection diff. de
terre
7UT612
Protection à max.
courant de terre
Figure 2-60
106
Protection à maximum de courant comme protection de secours pour une protection différentielle terre
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
2.5.1
Description de la fonction
2.5.1.1
Protection à maximum de courant à temps constant (UMZ)
Les protections à maximum de courant de terre à temps constant (UMZ) sont aussi
disponibles si une caractéristique à temps dépendant est configurée au chapitre 2.1.1
(adresse 125).
Démarrage,
déclenchement
Deux seuils à temps constant sont possibles pour le courant de terre.
Pour le seuil IT>>, le courant détecté à l'entrée de mesure de courant I7 est comparé
avec le seuil de démarrage It>> et le moindre dépassement est signalé. 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 I > 0,3 · IN.
La figure 2-61 représente le diagramme logique pour le seuil à maximum de courant
IT>>.
2408 HON MAN. TERRE
non actif
ITp instantané
IT> instantané
„1“
IT>> instantané
&
ON man.
(v. fig 2-54)
2411 It>>
N° fonction 1831
I7
Démarrage It>>
I>>
&
2412 T IE>>
T
&
N° fonction 1833
≥1
Décl. It>>
0
N° fonction 1832
Echéance TIt>>
libération de mesure
N° fonction 1724
N° fonction 1854
>Bloc. It>>
It>> bloqué
N° fonction 1757
N° fonction 1714
Max I Ter. blq.
>Bloc Max I Ter
2401 U/AMZ TERRE
≥1
Hors
„1“
En
Figure 2-61
N° fonction 1758
Max I Ter. act.
N° fonction 1756
Max I Ter.
Diagramme logique du seuil à max. de courant IE>> de terre
Le courant détecté à l'entrée de mesure de courant I7 est en outre comparé avec la
valeur de réglage It> et le moindre dépassement est signalé. Si la stabilisation à l'enclenchement est activée (voir le chapitre 2.5.1.5), une analyse fréquentielle est
exécutée en premier lieu (chapitre 2.5.1.5). 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 dé-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
107
2 Fonctions
clenchement 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 de magnétisation 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 pour des courants
I > 0,3 · IN.
La figure 2-62 représente le diagramme logique pour le seuil à max. de courant IT>.
Les valeurs de chaque seuil de démarrage IT> et IT>> et les temporisations qui leur
sont affectées peuvent être réglés individuellement.
2408 EN man. TERRE
non actif
IE>> instantané
„1“
IEp instantané
IE> instantané
(v. fig 2-54)
EN man.
&
N° fonction 7552
Dém. Rush It>
(v. fig 2-64)
Id. Rush E
N° fonction 7564
&
Dém. I rush Te.
&
Dém. Max I Ter.
2413 It>
I7
N° fonction 1765
I>
N° fonction 1834
&
Démarrage It>
T IT> 2414
&
T
0
&
≥1
N° fonction 1836
Décl. It>
N° fonction 1835
Echéance TIt>
libération de mesure
N° fonction 1725
N° fonction 1714
N° fonction 1757
>Bloc Max I Ter
2401 U/AMZ TERRE
Max I Ter. blq.
≥1
Hors
„1“
N° fonction 1853
It> bloqué
>Bloc. It>
En
N° fonction 1758
Max I Ter. act.
N° fonction 1756
Max I Ter. dés.
Figure 2-62 Diagramme logique du seuil à max. de courant de terre IT>
108
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
2.5.1.2
Protection à maximum de courant à temps dépendant (AMZ)
Les seuils AMZ reposent toujours sur une caractéristique à temps dépendant qui est
conforme à la norme CEI, à la norme ANSI ou à une caractéristique définie par l'utilisateur. Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans
les spécifications techniques (figures 4-7 à 4-9 dans le chapitre 4.4). Lors de la configuration d'une des caractéristiques à temps dépendant, les seuils à temps constant
IT>> et IT> peuvent être actifs également (voir le chapitre 2.5.1.1).
Démarrage,
déclenchement
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Le courant détecté à l'entrée de mesure de courant I7 est comparé avec 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 (voir le chapitre 2.5.1.5), une analyse fréquentielle est exécutée en premier
lieu (chapitre 2.5.1.5). Si un effet inrush est détecté, la signalisation de démarrage normale est remplacée par une signalisation d’effet inrush correspondante. La valeur efficace de la composante fondamentale est utilisée. Lors de l'excitation d'un seuil terre
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
de magnétisation est détecté, aucun déclenchement ne se produit, mais une signalisation est transmise une fois la temporisation écoulée.
109
2 Fonctions
La figure 2-63 représente le diagramme logique de la protection à maximum de courant à temps dépendant.
2408 EN MAN TERRE
non actif
IE>> instantané
„1“
IEp instantané
IE> instantané
&
(v. fig 2-54)
EN Man.
N° fonction 7554
Dém. Rush Itp
(v. fig 2-64)
Id. Rush E
N° fonction 7564
&
Dém. I rush Te.
&
Dém. Max I Ter.
2421 Itp
I7
N° fonction 1765
2425 COURBE CEI
1,1I>
N° fonction 1837
&
Démarrage Itp
2422 T ITp
&
t
&
I
libération de mesure
N° fonction 1726
N° fonction 1714
2401 U/AMZ TERRE
En
N° fonction 1838
Echéance TItp
N° fonction 1856
N° fonction 1757
>Bloc Max I Ter
„1“
N° fonction 1839
Décl. Itp
Itp bloqué
>Bloc. Itp
Hors
≥1
Max I Ter. blq.
≥1
N° fonction 1758
Max I Ter. act.
N° fonction 1756
Max I Ter. dés.
Figure 2-63 Diagramme logique de la protection à maximum de courant de terre (AMZ) à temps dépendant - représenté
pour une caractéristique CEI
Retombée pour les
courbes CEI
Le seuil de retombée est fixé à 95 % environ du seuil d’excitation. La temporisation
est immédiatement réinitialisée en cas de nouveau démarrage.
Retombée pour les
courbes ANSI
Dans le cas de caractéristiques ANSI, vous pouvez décider si la fonction 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 (en
cas de défauts successifs, p. ex.) de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferraris
et adapte les valeurs de temporisations. 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
110
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
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.
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.
Si vous le souhaitez, la caractéristique de retombée peut également être définie. Pour
la description des fonctions, voir „ Retombée pour les courbes ANSI “. 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.
2.5.1.3
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 max. 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
maintenue au moins 300 ms (figure 2-54, page 86). À cette fin, la commande d’enclenchement manuel tient compte du paramétrage de l'adresse 2408A ENCL.
MAN.TERRE qui concerne la réaction de l’appareil en cas de défaut, ce qui permet de
déterminer le seuil de démarrage et la temporisation à appliquer lors d’un enclenchement manuel du disjoncteur.
2.5.1.4
Commutation dynamique de valeurs de seuil
Tout comme pour la protection à maximum de courant phase et de courant homopolaire (chapitre 2.4), une commutation dynamique de valeurs de seuil est possible pour
la protection à maximum de courant terre. Commune à tous les seuils temporisés à
maximum de courant, elle est décrite au chapitre 2.6. Les réglages commutables proprement dits peuvent être déterminés individuellement pour chaque seuil de la protection à maximum de courant.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
111
2 Fonctions
2.5.1.5
Stabilisation à l’enclenchement
La protection à maximum de courant 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 à l'enclenchement possède une limite supérieure : au-delà d'une
valeur de courant (réglable), elle n'est plus efficace, car il ne peut plus alors s'agir que
d'un court-circuit interne à haute intensité. La limite inférieure est la limite de fonctionnement du filtre des harmoniques (0,2 IN).
La figure 2-64 représente un diagramme logique simplifié.
2441 2.HARMON. TERRE
fN
IE
&
2fN
E
Id. Rush E
libération de mesure
I INR. MAX TER. 2442
N° fonction
>Blc InrMaxI Te
2402 STAB. INR TERRE
≥1
Hors
„1“
En
Figure 2-64
2.5.2
Diagramme logique de la stabilisation à l’enclenchement
Réglage des paramètres
Généralités
Lors de la configuration des fonctions (Chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 16)
le type de caractéristique a été défini à l'adresse 125. Seuls les réglages valables pour
la caractéristique choisie sont disponibles. Les seuils à temps constant IT>> et IT>
sont toujours disponibles.
La protection à maximum de courant terre peut être activée ou désactivée (En ou
Hors) à l’adresse 2401 MAX I TERRE.
L’adresse 2408A 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’au moyen de
DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
En cas d'utilisation du côté de l’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.
112
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C53000–G1177–C148–1
2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
A l’adresse 2402 STAB. INR TERRE, vous choisissez d’activer ou non la stabilisation
à l’enclenchement (stabilisation “ Inrush ” 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.
Seuils à max. de
courant IT>>
Le seuil It>> (adresse 2411) 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. Utilisez ce seuil si vous souhaitez réaliser une caractéristique à plusieurs seuils en combinaison avec le seuil IT> ou ITp. 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 (chapitre
2.4.2), mais vous devez ici tenir compte des grandeurs du système homopolaire.
Dans la plupart des cas, ce seuil fonctionne en instantané. L'adresse 2412 T It>>
permet toutefois de définir une temporisation.
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte
des temps internes de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La
temporisation peut aussi être réglée 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.
Seuil à max. de courant IT>
Le seuil à maximum de courant It> (adresse 2413) 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 20 % 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 2414 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.
Le temps réglé est une simple temporisation supplémentaire qui ne tient pas compte
des temps internes de fonctionnement (temps de mesure, temps de retombée). La
temporisation peut aussi être réglée 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.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
113
2 Fonctions
Seuil à max. de courant ITp pour des
courbes CEI
Dans le cas du seuil à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 125). Avec des caractéristiques CEI (adresse 125 CARACT TERRE = Max I inv. CEI) sont disponibles à l’adresse 2425 CARACT. CEI :
Normal. inverse (inverse, type A selon IEC 60255–3),
Fortem. inverse (très inverse, type B selon IEC 60255–3),
Extrêm. inverse (extrêmement inverse, type C selon IEC 60255–3), et
Inv.longueDurée (inverse longue durée, type B selon IEC 60255–3).
Les caractéristiques et les formules correspondantes sont représentées dans les
spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-7).
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, 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 retombée survient dès que le courant
tombe sous 95 % du seuil de démarrage.
Le seuil à maximum de courant Itp (adresse 2421) 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 20 % 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 2422 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 ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche
pas, mais donne une alarme. Si le seuil ITp n'est absolument pas nécessaire, choisissez l'adresse 125 CARACT TERRE = Max I tps cst lors de la configuration des
fonctions de protection (chapitre 2.1.1) .
Seuil à max. decourant ITp pour des
courbes ANSI
Dans le cas des seuils à temps dépendant, vous avez le choix entre plusieurs caractéristiques en fonction de la configuration (chapitre 2.1.1, adresse 125). Avec des
caractéristiques ANSI (adresse 125 CARACT TERRE = Max I inv. ANSI) sont disponibles à l’adresse 2426 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 (chapitre 4.4, figures 4-8 et 4-9).
N'oubliez pas que, dès le choix d'une caractéristique de déclenchement AMZ, un coefficient de sécurité d'environ 1,1 est déjà pris en compte entre le seuil de démarrage
114
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
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 2421) 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 20 % 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 2423 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 ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil ITp n'est absolument pas nécessaire,
choisissez l'adresse 125 CARACT TERRE = Max I tps cst. lors de la configuration
des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
Si vous choisissez EmulationDisque à l’adresse 2424 RETOMBEE, la retombée est
conforme à la caractéristique de retombée décrite au chapitre 2.5.1.2 sous
„ Retombée pour les courbes ANSI “ (page 110).
Commutation dynamique de valeurs
de seuil
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 2511 pour le seuil de démarrage It>>,
adresse 2512 pour la temporisation T It>>,
adresse 2513 pour le seuil de démarrage It>,
adresse 2514 pour la temporisation T It> ;
− pour la protection à temps dépendant IT selon les caractéristiques CEI :
adresse 2521 pour le seuil de démarrage Itp,
adresse 2522 pour la constante de temps T Itp ;
− pour la protection à temps dépendant IT selon les caractéristiques ANSI :
adresse 2521 pour le seuil de démarrage Itp,
adresse 2523 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® 4, une fenêtre de dialogue apparaît et vous pouvez saisir
jusqu'à 20 points à coordonnées de courant et de temps de déclenchement (figure 258, page 94).
La procédure est la même que celle décrite pour les seuils de courant de phase, voir
le chapitre 2.4.2.1 sous la section „ Caractéristiques définies par l’utilisateur “.
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115
2 Fonctions
Pour pouvoir définir une caractéristique de déclenchement utilisateur pour le courant
de terre, l'option Caract. utilis.doit être sélectionnée à l’adresse 125 (chapitre
2.1.1) CARACT 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
Dans les réglages généraux (page 102 sous „ Généralités “), la stabilisation à l’enclenchement a été activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 2402 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 à l'enclenchement sont définis sous
" Inrush ".
La stabilisation à l'enclenchement repose sur l'évaluation de la 2e harmonique
présente dans le courant d’enclenchement. Le rapport de la 2e harmonique à la composante fondamentale 2.HARMON. TERRE (adresse 2441) 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 particulièrement défavorables, une valeur inférieure peut être réglée.
Si le courant dépasse la valeur réglée à l'adresse 2442 I INR. MAX TER., la stabilisation par la 2e harmonique n'est plus réalisée.
2.5.3
Vue d’ensemble des paramètres
La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par
défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en
valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant
Remarque : les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées
qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2401
MAX I TERRE
En
Hors
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>>
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil de démarrage IT>>
2412
T It>>
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T IT>>
2413
It>
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil de démarrage IT>
2414
T It>
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T IT>
116
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2.5 Protection à maximum de courant terre (courant de point neutre)
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2511
It>>
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Seuil de démarrage IT>>
2512
T It>>
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T IT>>
2513
It>
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Seuil de démarrage IT>
2514
T It>
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T IT>
2421
Itp
0.05..4.00 A
0.20 A
Seuil de démarrage ITp
2422
T Itp
0.05..3.20 s; ∞
0.20 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
Immédiatement
Emulation disque
Emulation disque
Comportement de retombée
(Emul. disque)
2425
CARACT. CEI
Normalement inverse
Fortement inverse
Extrêmement inverse
Inverse longue durée
Normalement
inverse
Caract. décl. max I tps inv. terre
(CEI)
2426
CARACT. ANSI
Fortement inverse
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inverse
Extrêmement inverse
Régulièrement inverse
Fortement inverse
Caract. décl. max I tps inv. ter.
(ANSI)
2521
Itp
0.05..4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage ITp
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
2431
It/p DEM TIt/p
1.00..20.00 I/Ip; ∞
0.01..999.00 T/TIp
Caractéristique de dém. IT/ITpTIT/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.
0.30..25.00 A
7.50 A
Courant max. pour recon. magnétisant
2.5.4
FNo.
Liste d’information
Signalisation
Explication
01714 >Bloc Max I Ter
>Bloquer Max I terre
07573 >Blc InrMaxI Te
>Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I Te
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117
2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
01756 Max I Ter. dés.
Max I terre désactivée
01757 Max I Ter. blq.
Max I terre bloquée
01758 Max I Ter. act.
Max I terre active
01765 Dém. Max I Ter.
Démarrage Max I terre
07564 Dém. I rush Te.
Démarr. stabilis. I magnétisant Terre
01724 >Bloc. It>>
>Protection à max de I: blocage IT>>
01854 It>> bloqué
Max I: échelon IT>> bloqué
01831 Démarrage It>>
Démarrage échelon IT>> terre
01832 Echéance TIt>>
Tempo. de l'échelon IT>> à échéance
01833 Décl. It>>
Décl. prot. temps constant IT>> (terre)
01725 >Bloc. It>
>Protection à max de I: blocage IT>
01853 It> bloqué
Max I: échelon IT> bloqué
01834 Démarrage It>
Démarrage échelon IT> terre
07552 Dém. Rush It>
Démarr. stabilis. I magnétisant IT>
01835 Echéance TIt>
Tempo. de l'échelon IT> à échéance
01836 Décl. It>
Décl. prot. temps constant IT> (terre)
01726 >Bloc. Itp
>Protection à max de I: blocage ITp
01856 Itp bloqué
Max I: échelon ITp bloqué
01837 Démarrage Itp
Démarrage échelon ITp terre
07554 Dém. Rush Itp
Démarr. stabilis. I magnétisant ITp
01838 Echéance TItp
Tempo. de l'échelon ITp à échéance
01839 Décl. Itp
Décl. prot. temps inverse ITp (terre)
118
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2.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant
2.6
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à
maximum de courant
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.
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.
La commutation dynamique des valeurs de commutation agit sur les fonctions de protection à maximum de courant qui sont décrites aux chapitres 2.4 et 2.5. Pour chaque
seuil, vous pouvez définir un jeu commutable de valeurs qui peuvent être commutées
de façon dynamique.
2.6.1
Description de la fonction
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 (chapitre 2.4) et la protection à maximum de courant homopolaire
(chapitre 2.4). L'appareil affecte automatiquement le point de mesure de courant ou
les contacts auxiliaires du disjoncteur (pour le critère de disjoncteur) au côté correspondant de l’élément à protéger. La protection à maximum de courant de terre
(chapitre 2.5) n'autorise le critère de disjoncteur que si le disjoncteur est affecté au
même côté déterminé de l'équipement à protéger (adresse 108, voir aussi le chapitre
2.1.1 sous la section „ Particularités “, page 16) ; 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. La figure
2-66 représente le diagramme logique de la commutation dynamique de valeurs de
seuil. 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 ini-
Manuel 7UT612
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119
2 Fonctions
tiale 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 „ >BlocRtbPerDyPa “ 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 à maximum de courant 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 " de seuil sont rétablies.
L'activation de l'entrée binaire „ >Bloc.PerDynPar “ 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 ".
Disjoncteur
enclenché
déclenché
T INTERRUPTION
Adresse 1711
„Temps de coupure“
„Temps de coupure“
T PERM. DYN. PAR.
Adresse 1712
„Temps d’activation“
réduct. possible de la
commutation dyn.
par T Rtb.PERDYNPAR
Commutation dynamique
active
inactive
T RTB.PERDYNPAR
Adresse 1713
„Tps de retombée accél.“
Valeurs de seuil
«normales»
Excitation
Retombée
Puissance consommée accrue après
mise hors tension prolongée
Déclenchement si, après temps
d’activation, la puissance consommée reste élevée
Figure 2-65 Séquence temporelle de la commutation dynamique de valeurs de seuil
120
Manuel 7UT612
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2.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant
À la mise sous tension ou au démarrage de l'appareil de protection, la temporisation
T INTERRUPTION est lancée avec le disjoncteur déclenché et les valeurs de commutation „ normales “ sont ensuite appliquées. Si le disjoncteur est enclenché, la protection travaille avec les seuils " normaux ".
La figure 2-65 représente les séquences temporelles et la figure 2-66 le diagramme
logique de la commutation dynamique de valeurs de seuil.
N° fonction 1730
N° fonction 1995
PerDynPar blq.
>Bloc.PerDynPar
N° fonction 1996
1701 COMM.dynPAR.
PerDynPar Act.
≥1
En
N° fonction 1994
Hors
„1“
PerDynParDésac.
>Disj.1 affecté fermé
>Disj.1 affecté ouvert
≥1
&
libération de mesure
N° fonction 410
>CA
DJ1
3p
N° fonction 411
≥1
>CA DJ1 3p OUV
1711 T INTERRUPTION
&
≥1
Disjoncteurenclenché
T
N° fonction 1998
0
DynPar Ph Act.
N° fonction 1999
1702 DEMAR. dynPAR. Ph
DynPar 3I0 Act.
Position disj.
„1“
N° fonction 2000
Critère courant
&
R
&
283 LS Côté 1 I>
Max. de
IL1, IL2, IL3
DynPar Ter Act.
S Q
Utilisation des paramètres
dyn. dans les fonctions de
protection à max. courant
Ι<
1712 T ACT. dynPAR.
Excitation
T
Dépassement d’un des seuils dynamiques de la protection à max. courant (blocs d’adresses 20, 22 et 24)
1713 T RET.dynPAR.
Dépassement d’un des seuils „ normaux “
de la protection à max. courant
&
Excitation
0
T
≥1
0
N° fonction. 1731
>BlocRtbPerDyPa
Figure 2-66
Manuel 7UT612
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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
121
2 Fonctions
2.6.2
Réglage des paramètres
Généralités
La commutation dynamique de valeurs de seuil ne peut être active que si elle a été
définie à la configuration à l'adresse 117 PERMUT.DYN.PAR. = Disponible. Si la
fonction n'est pas requise, il convient de la régler sur Non disponibleLa fonction
peut être activée (En) ou désactivée (Hors) à l’adresse 1701 PERMUT.DYN.PAR..
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
Critère 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.
Avec le critère de courant, c'est toujours le courant du côté auquel la fonction de protection correspondante est affectée qui est détecté. Dans le cas du critère de disjoncteur, le contact auxiliaire du disjoncteur du côté correspondant doit être relié et affecté
à l'entrée binaire adéquate de l'appareil.
La protection à maximum de courant de terre n'autorise que le critère de courant, car
elle n'est affectée à aucun disjoncteur (adresse 1704 DEM.dynPAR TER. toujours =
Critère courant).
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
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
1701
PERMUT.DYN.PAR.
Hors
En
Hors
Permutation dynamique de paramètres
1702
DEM.dynPAR Ph
Critère de courant
Position disj.
Critère de courant
Cond. de démarrage permut dyn
par. phase
1703
DEM.dynPAR 3I0
Critère de courant
Position disj.
Critère de courant
Cond. de démarrage permut dyn
par. 3I0
1704
DEM.dynPAR TER.
Critère de courant
Position disj.
Critère de courant
Cond. de démarrage permut dyn
par. terre
122
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2.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
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
600 s
Temps de retombée rapide
2.6.4
FNo.
1..600 s; ∞
Liste d’information
Signalisation
Explication
01730 >Bloc.PerDynPar
>Bloquer permutation dyn. de paramètres
01731 >BlocRtbPerDyPa
>Bloquer retombée permut. dyn. de param.
01994 PerDynParDésac.
Permut. dyn. de paramètres désactivée
01995 PerDynPar blq.
Permut. dyn. de paramètres bloquée
01996 PerDynPar Act.
Permut. dynamique de paramètres activée
01998 DynPar Ph Act.
Permut. dyn. de param. max I Ph activée
01999 DynPar 3I0 Act.
Permut. dyn. de param. max I 3I0 activée
02000 DynPar Ter Act.
Permut. dyn. param. max I terre activée
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123
2 Fonctions
2.7
Protection à maximum de courant monophasée
La protection à maximum de courant monophasée peut être attribuée au choix à
l’entrée de mesure de courant I7 ou I8 de l’appareil. Elle est en principe adaptée à
n’importe quelle application. Pour raccordement à l’entrée I8, un réglage très sensible
est possible (à partir de 3 mA à l’entrée de mesure de courant de l’appareil).
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 chapitres suivants : chapitre 2.7.2 pour la Protection différentielle à haute impédance, chapitre 2.7.3 pour la Protection de cuve sensible.
La protection à maximum de courant monophasée possède deux seuils à temporisation indépendante (UMZ), que l’on peut combiner au choix. Si un seul seuil est nécessaire, réglez le seuil inutilisé sur ∞.
2.7.1
Description de la fonction
Le courant à mesurer est filtré au moyen d’algorithmes numériques. En raison de la
haute sensibilité possible, nous avons choisi un filtre à très petite bande passante.
Pour le seuil monophasé I>>, le courant détecté au niveau de l’entrée de mesure de
courant définie (I7 ou I8) 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
les courants I > 0,3 · IN.
Pour le seuil monophasé I>, le courant détecté au niveau de l’entrée de mesure de
courant définie 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 les courants
I > 0,3 · IN.
124
Manuel 7UT612
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2.7 Protection à maximum de courant monophasée
Les deux seuils forment donc ensemble une protection à deux seuils conformément à
la figure 2-67.
t
Déclenchement
T I>
T I>>
I>
Figure 2-67
I>>
I
Caractéristique à deux seuils de la protection à maximum de courant
monophasée
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 lorsque
la valeur instantanée du courant dépasse le seuil I>> d’un facteur minimum de 2·√2.
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125
2 Fonctions
La figure 2-68 représente le diagramme logique de la protection à maximum de courant monophasée.
MAX DE I 127
2703 I>>
non disponible
sens.norm.I7
sens.accrue I8
I7
I8
I>>
N° fonction 5977
≥1
MR I>> 1ph
2704 T I>>
2·√2·I>>
&
T
N° fonction 5979
0
libération de mesure
Décl. I>> 1ph
≥1
N° fonction 5971
Max I 1ph MR G.
N° fonction 5953
N° fonction 5967
>Bloc. I>> 1ph
I>> 1ph bloquée
N° fonction 5951
N° fonction 5962
Max I 1ph blq.
>Bloc Max I 1ph
N° fonction 5963
2701 UMZ 1-phase
≥1
Max I 1ph act.
N° fonction 5961
Hors
„1“
Max I 1ph dés.
En
libération de mesure
≥1
2706 I>
N° fonction 5972
Max I 1ph DECL
N° fonction 5974
MR I> 1ph
I>
2707 T I>
&
T
0
N° fonction 5975
Décl. I> 1ph
N° fonction 5952
N° fonction 5966
>Bloc. I> 1ph
I> 1ph bloquée
Figure 2-68 Diagramme logique de la protection à maximum de courant monophasée — Exemple pour la détection du
courant monophasé à l’entrée de mesure I8
126
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
2.7.2
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 7UT612, 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 sensible I8.
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 7UT612, 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 utilisée en lieu et place de la Protection différentielle
de terre décrite au chapitre 2.3 ou en complément de celle-ci. L’entrée de mesure de
courant sensible I8 ne peut être évidemment utilisée que pour la Protection différentielle à haute impédance ou pour une protection de cuve (chapitre 2.7.3).
La figure 2-69 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 transformateur non raccordé à la terre ou
un moteur/générateur non raccordé à la terre, pour lequel on suppose que la mise à
la terre du réseau est réalisée en un autre endroit.
L1
IL1
L2
IL2
L3
IL3
ISt
IL1
IL2
IL3
L1
L2
L3
R
R
Figure 2-69
Fonctionnement du
principe de la haute
impédance
Détection de défaut à la terre selon le principe de la haute impédance
Le principe de la haute impédance doit être expliqué au moyen d’un enroulement de
transformateur raccordé à la terre (figure 2-70).
En situation normale, aucun courant homopolaire ne circule, ce qui signifie qu’au point
neutre du transformateur ISt = 0 et dans les phases 3I0 = IL1 + IL2 + IL3 = 0.
En cas de défaut à la terre extérieur (à gauche sur la figure 2-70), 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 lor-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
127
2 Fonctions
squ’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).
L1
IL1
L2
IL2
Figure 2-70
IL2
L3
IL3
ISt
IL1
R
IL3
L1
L2
L3
R
ISt
Principe de la détection de défaut de terre selon le principe de la haute impédance
En cas de court-circuit à la terre dans la zone à protéger (figure 2-70 à droite), un courant de point neutre ISt circule dans tous les cas. 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-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 à la section 2.7.4).
Protection à haute
impédance avec la
7UT612
Dans la 7UT612, l’entrée de mesure sensible I8 est utilisée pour la protection à hautre
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 2-71 montre le schéma de raccordement. La 7UT612 est raccordée en série
à la résistance R et mesure donc son 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.
128
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
L1
IL1
L2
IL2
ISt
Figure 2-71
V
R
I8
L3
IL3
7UT612
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 générateurs, 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.
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 à tout le moins posée contre terre selon un dispositif à haute impédance (figure 2-72). 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).
Pour la protection de cuve, l’entrée de mesure de courant sensible I8 est utilisée.
Celle-ci ne peut être bien sûr utilisée que pour la protection de cuve ou pour une “Protection différentielle à haute impédance” (chapitre 2.7.2).
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
129
I8
2 Fonctions
7UT612
isolé
Figure 2-72
2.7.4
Protection de cuve (principe)
Réglage des paramètres
Généralités
La protection à maximum de courant monophasée peut être activée ou désactivée
(En ou Hors) à l’adresse 2701 MAX I MONOPH..
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. Ceci est stipulé à la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1
sous “ Particularités “, page 17) à l’adresse 127.
Lors de la configuration
MAX DE I 1PHASE = I7 norm. sensib
réglez le seuil de démarrage pour I>> à l’adresse 2702, le seuil de démarrage pour
I> à l’adresse 2705. Si vous n’avez besoin que d’un seul seuil, réglez le seuil inutile
sur ∞.
Lors de la configuration
MAX DE I 1PHASE = I8 sensible
réglez le seuil de démarrage pour I>> à l’adresse 2703, le seuil de démarrage pour
I> à l’adresse 2706. Si vous n’avez besoin que d’un seul seuil, réglez le seuil inutile
sur ∞.
Si vous souhaitez une temporisation pour le déclenchement, réglez celle-ci pour I>>
à l’adresse 2704 T I>> et 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, temps
de retombée). 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.
130
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
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 7UT612, pour une détection du courant à l’entrée I8. Lors de la configuration de
l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1 sous “ Particularités ”, page 17), l’adresse 127
est par conséquent réglée sur : MAX DE I 1PHASE = I8 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 dans les trois sections ci-dessous.
Données de transformateur de courant pour la protection différentielle à
haute impédance
Tous les transformateurs de courant concernés doivent présenter le même rapport de
transformation ainsi qu’une tension de saturation proche. C’est normalement le cas
lorsque 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 :
PN 

U S =  R i + -------- ⋅ n ⋅ I N
2

IN 
où US
Ri
PN
IN
n
=
=
=
=
=
tension de saturation
résistance interne du transformateur de courant
puissance nominale du transformateur de courant
courant nominal secondaire du transformateur de courant
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 avec Ri = 0,3 Ω
PN 

30 VA
U S =  R i + -------- ⋅ n ⋅ I N =  0,3 Ω + ---------------- ⋅ 10 ⋅ 5 A = 75 V

2
2

IN 
(5 A)
ou
transformateur de courant 800/1 ; 5P10 ; 30 VA avec Ri = 5 Ω
PN 

30 VA
U S =  R i + -------- ⋅ n ⋅ I N =  5 Ω + ---------------- ⋅ 10 ⋅ 1 A = 350 V

2
2

( 1 A)
IN 
Outre les données du transformateur de courant, la résistance du câble entre le transformateur et l’appareil 7UT612 doit également être connue, ainsi que la longueur maximum des câbles.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
131
2 Fonctions
Observation de
stabilité pour la
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 2-73 montre un circuit équivalent pour cette simplification. Ici, W1 et W2 sont
supposés être des transformateurs idéaux dotés de 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.
W1 transmet le courant I1. W2 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).
Ri1
W1
2Ra1
Ri2
R
I1
Figure 2-73
2Ra2
W2
Circuit équivalent simplifié d’une configuration pour la protection différentielle à
haute impédance
La tension à la résistance R atteint donc
UR ≈ I1 · (2Ra2 + Ri2 )
On part également du principe que le seuil de démarrage de la 7UT612 vaut la moitié
de la tension de saturation du transformateur de courant. Dans le cas limiteUR = US/
2
Il en résulte ainsi la limite de stabilité ISL qui est le courant de circulation jusqu’auquel
la configuration reste stable :
US ⁄ 2
ISL = -------------------------------2 ⋅ R a2 + R i2
Exemple de calcul :
Pour le transformateur 5–A comme indiqué plus haut avec US = 75 V et Ri = 0,3 Ω
le plus long câble de 22 m avec 4 mm2 de section, cela correspond à Ra ≈ 0,1 Ω
US ⁄ 2
37,5 V
I SL = -------------------------------- = -------------------------------------------- = 75 A
2 ⋅ R a2 + R i2 2 ⋅ 0,1 Ω + 0,3 Ω
soit 15 × le courant nominal ou 12 kA primaire.
Pour le transformateur 1–A comme indiqué plus haut avec US = 350 V et Ri = 5 Ω
le plus long câble de 107 m avec 2,5 mm2 de section ; cela correspond à Ra ≈ 0,75 Ω
soit 27 × le courant nominal ou 21,6 kA primaire.
132
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
US ⁄ 2
175 V
I SL = -------------------------------- = ------------------------------------------ = 27 A
2 ⋅ R a2 + R i2 2 ⋅ 0,75 Ω + 5 Ω
Observation de
sensibilité pour la
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 (voir également figure 2-71). 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 :
US ⁄ 2
R = --------------I dem
Exemple de calcul :
Pour le transformateur 5–A idem ci-dessus
le seuil de démarrage souhaité Idém. = 0,1 A (ce qui correspond à 16 A primaire)
U S ⁄ 2 75 V ⁄ 2
R = --------------- = ------------------- = 375 Ω
0,1 A
I dem
Pour le transformateur 1–A idem ci-dessus
le seuil de démarrage souhaité Idém. = 0,05 A (ce qui correspond à 40 A primaire)
U S ⁄ 2 350 V ⁄ 2
R = --------------- = ----------------------- = 3500 Ω
0,05 A
I dem
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 :
2
2
US
( 75 V )
P R = ---------- = -------------------- = 15 W
R
375 Ω
pour le transformateur 5–A
2
2
US
( 350 V )
P R = ---------- = ----------------------- = 35 W
R
3500 Ω
pour le transformateur 1–A
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.
La varistance (voir aussi figure 2-71) doit être dimensionnée de manière à rester à
haute impédance jusqu’à la tension de saturation, p. ex. :
100 V environ pour le transformateur 5–A,
500 V environ pour le transformateur 1–A.
Le seuil de démarrage (dans l’exemple 0,1 A ou 0,05 A) est réglé dans la 7UT612 à
l’adresse 2706 I>. Le seuil I>> n’est pas utilisé (adresse 2703 I>> = ∞).
L’ordre de déclenchement de la protection peut être temporisée 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
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
133
2 Fonctions
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
En ce qui concerne 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
7UT612, pour une détection du courant à l’entrée I8. Lors de la configuration de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1 sous “ Particularités ”, page 17), l’adresse 127 est
réglée sur : MAX DE I 1PHASE = I8 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 temporisée à l’adresse 2707
T I>. Normalement, cette temporisation est fixée à 0.
2.7.5
Vue d’ensemble des paramètres
La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par
défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A, les adresses 2703 et
2706 sont indépendantes du courant nominal. Pour les réglages en valeurs primaires,
il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2701
MAX I MONOPH.
Hors
En
Hors
Maximum de courant
monophasée
2702
I>>
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil I>>
2703
I>>
0.003..1.500 A; ∞
0.300 A
Seuil I>>
2704
Seuil I>>
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T I>>
2705
I>
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil I>
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>
134
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.7 Protection à maximum de courant monophasée
2.7.6
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
05951 >Bloc Max I 1ph
>Bloquer Max I monophasée
05952 >Bloc. I> 1ph
>Bloquer I> monophasée
05953 >Bloc. I>> 1ph
>Bloquer I>> monophasée
05961 Max I 1ph dés.
Max de I monophasée désactivée
05962 Max I 1ph blq.
Max de I monophasée bloquée
05963 Max I 1ph act.
Max de I monophasée active
05966 I> 1ph bloquée
Blocage fonction I> monophasée
05967 I>> 1ph bloquée
Blocage fonction I>> monophasée
05971 Max I 1ph MR G.
Max de I monophasée: mise en route gén.
05972 Max I 1ph DECL
Max de I monophasée: déclenchement gén.
05974 MR I> 1ph
Mise en route I> monophasée
05975 Décl. I> 1ph
Déclenchement I> monophasée
05977 MR I>> 1ph
Mise en route I>> monophasée
05979 Décl. I>> 1ph
Déclenchement I>> monophasée
05980 MaxI 1phI:
Max de I monophasée: courant de défaut
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135
2 Fonctions
2.8
Protection contre les déséquilibres
Généralités
Le rôle de la protection contre les déséquilibres est d’identifier un fonctionnement en
régime déséquilibré à l’aide de mesures électriques. Elle peut être utilisée pour détecter des interruptions, des court-circuits ou des inversions dans le câblage des 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. (adresse 105, voir chapitre
2.1.1), 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 côté configuré de l’élément
à protéger (voir chapitre 2.1.1 sous „ Particularités “, page 17, adresse 141).
La protection contre les déséquilibres possède deux seuils à temps constant (UMZ)
et un seuil à temps dépendant (AMZ). Ce dernier peut avoir une caractéristique CEI
ou ANSI.
2.8.1
Description de la fonction
Détection du
déséquilibre
136
La protection contre les déséquilibres de l’appareil 7UT612 extrait les composantes
fondamentales par filtrage des courants d’alimentation de phase. Ces grandeurs sont
ensuite transformées en composantes symétriques desquelles est extrait le courant
de composante symétrique inverse I2. Si le plus grand des trois courants de phase
s’élève au moins à 10 % du courant nominal de l’équipement et que tous les courants
de phase sont inférieurs à 4 fois son courant nominal, il est possible de comparer le
courant inverse avec le seuil paramétré.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.8 Protection contre les déséquilibres
2.8.1.1
Caractéristique à temps constant (UMZ)
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 (voir
figure 2-74).
t
Déclenchement
T I2>
T I2>>
I2>
Figure 2-74
2.8.1.2
I2>>
I2/IN
Caractéristique à temps constant de la fonction de déséquilibre
Caractéristique à temps dépendant (AMZ)
La caractéristique à temps dépendant de la fonction de déséquilibre peut soit être du
type CEI, soit du type ANSI. Les courbes et les formules associées sont indiquées
dans les Spécifications techniques (figures 4-7 et 4-8 du chapitre 4.4). La caractéristique à temps dépendant est superposée aux seuils à temps constant I2>> et I2> (voir
chapitre 2.8.1.1).
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 pour ce courant inverse est calculé en fonction de la caractéristique
choisie et un ordre de déclenchement est émis après écoulement de cette temporisation. La figure 2-75 illustre le déroulement qualitatif de ces caractéristiques. Le seuil
superposé I2>> est représenté en hachuré sur cette figure.
Retombée pour les
courbes CEI
La retombée de la fonction se produit lorsque le courant inverse passe en dessous de
95% du seuil de démarrage. La temporisation est immédiatement réinitialisée en cas
de nouveau démarrage.
Manuel 7UT612
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137
2 Fonctions
t
Déclenchement
seuil
superposé I2>>
T I2>>
I2p
Figure 2-75
Retombée pour les
courbes ANSI
I2>>
I2/IN
Caractéristique à temps dépendant de la fonction de déséquilibre
Dans le cas de caractéristiques ANSI, vous pouvez décider si la fonction retombe dès
le franchissement d’un seuil ou à la suite d’une émulation de disque. “ Dès le franchissement d’un seuil ” signifie que l’excitation retombe dès que la valeur passe endessous d’environ 95% du seuil de démarrage. Le temps est immédiatement réinitialisé 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 (en
cas de défauts successifs, p. ex.) de manière similaire à l’inertie d’un disque Ferrraris
et adapte les valeurs de temporisations. Il permet également d’établir une représentation correcte de l’échauffement de l’élément à protéger en cas de fluctuations importantes du déséquilibre. La dégression de la temporisation débute lorsque le courant
inverse passe en dessous de 90 % de la valeur de réglage en fonction de la courbe
de retombée de la caractéristique choisie. Si le courant inverse 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).
Lorsque le courant inverse passe en dessous des 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 2-76 représente le diagramme logique de la protection contre les déséquilibres. 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 passent en dessous de 0,1 · IN ou le
courant d’au moins une des phases dépasse 4 · IN), tous les démarrages de la protection contre les déséquilibres sont réinitialisés.
138
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.8 Protection contre les déséquilibres
N° fonction 5166
Démarr. I2p
4006 CARACT. CEI
141 DESEQUILIBRE
4008 I2p
UMZ sans AMZ
t
UMZ/AMZ:IEC
I2
UMZ/AMZ:ANSI
4010 T I2p
1,1 I2p
I2
N° fonction 5165
Démarr. I2>
4002 I2>
4003 T I2>
T
0
I2>
4004 I2>>
N° fonction 5170
≥1
Décl.
4005 T I2>>
T
I2>>
0
N° fonction 5159
Démarr. I2>>
autor. mesure
N° fonction 5143
4001 DESEQUILIB
En
„1“
Figure 2-76
2.8.2
N° fonction 5152
Déséq. blo-
>Bloc. déséq.
≥1
Hors
N° fonction 5153
Déséq. act.
N° fonction 5151
Déséq.
Diagramme logique de la protection contre les déséquilibres - représenté pour la
caractéristique CEI
Réglage des paramètres de la fonction
Généralités
Lors de la configuration de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1 sous „Particularités“, page 17), le côté de l’élément à protéger a été défini à l’adresse 140, l’adresse
141 permet de choisir le type de caractéristique disponible. Sont seulement disponibles ici les réglages qui s’appliquent à la caractéristique sélectionnée. Les seuils à
temps constant I2>> et I2> sont dans tous les cas disponibles.
La protection contre les déséquilibres ne s’avère utile que pour des éléments
triphasés. Si OBJET PROTEGE = JdB 1Ph. ou Transfo mono. (adresse 105, voir
chapitre 2.1.1), tous les réglages suivants ne sont donc pas accessibles.
La fonction peut être activée ou désactivée (En- ou Hors) à l’adresse 4001 DESEQUILIBRE I2.
Caractéristique de
déclenchement à
temps constant
La caractéristique à deux seuils permet de régler le seuil supérieur (adresse 4004
I2>>) avec une temporisation courte (adresse 4005 T I2>>) et le seuil inférieur
(adresse 4002 I2>) avec une temporisation plus longue (adresse 4003 T I2>). Il est
aussi possible d’utiliser, p. ex., I2> comme seuil d’alarme et I2>> comme seuil de déclenchement. 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 :
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
139
2 Fonctions
1
I 2 = ------- ⋅ I = 0, 58 ⋅ I
3
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 avec un courant I engendre un courant inverse équivalent à
1
I 2 = ------- ⋅ I = 0, 58 ⋅ I
3
− un défaut monophasé avec un courant I engendre un courant inverse équivalent à
1
I 2 = --- ⋅ I = 0, 33 ⋅ I
3
Pour un déséquilibre supérieur à 60 %, on considère qu’un court-circuit biphasé est
présent dans le système. Le temporisation T I2>> doit par conséquent toujours être
coordonnée avec la sélectivité du réseau pour les court-circuits de phase.
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 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 nominale apparente
Tension nominale primaire
Tension nominale secondaire
Couplage
SNT = 16 MVA
UN = 110 kV
UN = 20 kV
Dyn5
les courants de défaut suivants sont détectés du côté basse tension :
Si I2> = 0,1 A a été paramétré du côté haute tension, un courant de défaut de I = 3 ·
ü · I2> = 3 · 0,1 · 100 A = 165 A est détecté du côté basse tension pour un défaut
monophasé et √3 · ü · 0,1 · 100 A = 95 A pour un 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. Il est donc utile de paramétrer le seuil I2> sur le
déséquilibre permanent admissible et de 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.
140
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.8 Protection contre les déséquilibres
Exemple :
Moteur
IN Moteur
= 545A
I2 dd prim / IN Moteur = 0,11 en continu
I2 max prim /IN Moteur = 0,55 pour Tmax = 1s
Transformateur ü
de courant
Valeur de
réglage
Valeur de
réglage
Temporisation
I2>
I2>>
TI2>>
= 600A/1A
= 0,11
0,11
= 0,55
0,55
=1s
· 545
· 545
· 545
· 545
A = 60 A primaire ou
A · (1/600) = 0,10 A secondaire
A = 300 A primaire ou
A · (1/600) = 0,50 A secondaire
Une meilleure adaptation à l’équipement à protéger peut être obtenue avec un seuil
supplémentaire à temps dépendant.
Caractéristique de
déclenchement à
temps dépendant
pour courbes CEI
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.
Pour les courbes CEI (adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I inv. CEI, voir
aussi chapitre 2.1.1), les caractéristiques suivantes sont disponibles à l’adresse 4006
CARACT. CEI :
Normal. inverse (inverse, type A selon CEI 60255–3),
Fortem. inverse (très inverse, type B selon CEI 60255–3),
Extrêm. inverse (extrêmement inverse, type C selon CEI 60255–3).
Les caractéristiques de déclenchement et les formules sur lesquelles elles sont
basées sont reprises dans les spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-7).
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 4008). La retombée s’effectue lorsque le
courant tombe sous 95 % du seuil de démarrage.
La constante de temps associée est accessible à l’adresse 4010 T I2p.
La constante de temps peut également être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil à temps dépendant n’est pas nécessaire, il est possible de le désactiver à l’adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I
tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
Les seuils à temps constant mentionnés plus haut sous la section „ Caractéristique de
déclenchement à temps constant “ peuvent également être utilisés comme seuils
d’alarme et de déclenchement.
Caractéristique de
déclenchement à
temps dépendant
pour courbes ANSI
Une caractéristique de déclenchement à temps dépendant représente particulièrement bien le phénomène de surcharge thermique d’une machine engendré par un
déséquilibre. Utilisez la caractéristique qui s’adapte le mieux à la courbe de surcharge
thermique indiquée par le constructeur de la machine.
Pour les courbes ANSI (adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I inv. ANSI), les
caractéristiques suivantes sont disponibles à l’adresse 4007 CARACT. ANSI :
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141
2 Fonctions
Extrêmement inv,
Inverse,
Modérément inv. et
Fortement inv..
Les caractéristiques de déclenchement et les formules sur lesquelles elles sont
basées sont données dans les spécifications techniques (chapitre 4.4, figure 4-8).
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 4008).
La constante de temps associée est accessible à l’adresse 4009 FACT. D I2p.
La constante de temps peut également être réglée sur ∞. Dans ce cas, le seuil ne déclenche pas, mais donne une alarme. Si le seuil à temps dépendant n’est pas nécessaire, il est possible de le désactiver à l’adresse 141 CARACT DESEQUIL = Max I
tps cst lors de la configuration des fonctions de protection (chapitre 2.1.1).
Les seuils à temps constant mentionnés plus haut sous la section „ Caractéristique de
déclenchement à temps constant “ peuvent également être utilisés comme seuils
d’alarme et de déclenchement.
Si vous paramétrez à l’adresse 4011 RETOMBEE le EmulationDisque, la retombée
s’effectue conformément à la caractéristique de retombée, comme décrit au chapitre
2.8.1.2 sous „ Retombée pour les courbes ANSI “ (page 138).
2.8.3
Vue d’ensemble des paramètres
Remarque : La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de
réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs
doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour
les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
4001
DESEQUILIBRE I2
Hors
En
Hors
Protection contre déséquilibres
(I2)
4002
I2>
0.10..3.00 A
0.10 A
Seuil de dém. par déséquilibre
I2>
4003
T I2>
0.00..60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T I2>
4004
I2>>
0.10..3.00 A
0.50 A
Seuil de dém. par déséquilibre
I2>>
4005
T I2>>
0.00..60.00 s; ∞
1.50 s
Temporisation T I2>>
4006
CARACT. CEI
Normalement inverse
Fortement inverse
Extrêmement inverse
Extrêmement
inverse
Caractéristique de décl. (CEI)
142
Manuel 7UT612
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2.8 Protection contre les déséquilibres
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
4007
CARACT. ANSI
Extrêmement inverse
Inverse
Modérément inverse
Fortement inverse
Extrêmement
inverse
Caractéristique de décl. (ANSI)
4008
I2p
0.10..2.00 A
0.90 A
Courant de démarrage I2p
4009
FACT. D I2p
0.50..15.00; ∞
5.00
Multiplicateur de temps TD
4010
T I2p
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Multiplicateur de temps T I2p
4011
RETOMBEE
Immédiatement
Emulation disque
Immédiatement
Comportement de retombée
(Emul. disque)
2.8.4
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
05143 >Bloc. déséq.
>Bloquer protection déséquilibres
05151 Déséq. dés.
Protection déséquilibres désactivée
05152 Déséq. bloquée
Protection déséquilibres bloquée
05153 Déséq. act.
Protection déséquilibres active
05159 Démarr. I2>>
Démarrage prot. déséquilibre I2>>
05165 Démarr. I2>
Démarrage prot. déséquilibre I2>
05166 Démarr. I2p
Démarrage prot. déséquilibre I2p
05170 Décl. déséq.
Déclenchement prot. déséquilibres
05172 Déséq mque Obj
Prot. déséquil. pas avec cet objet
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143
2 Fonctions
2.9
Protection de surcharge thermique
La protection de surcharge thermique empêche tout échauffement excessif de
l’équipement à protéger, en particulier des transformateurs, des machines tournantes,
des bobines de puissance et des câbles. Dans le cas de l’appareil 7UT612, deux
méthodes de détection de la surcharge sont possibles :
• Protection de surcharge avec image thermique selon IEC 60255–8,
• Calcul du point chaud avec définition du taux de vieillissement relatif selon IEC
60354.
Vous pouvez sélectionner l’une de ces deux méthodes. La première se distingue par
une manipulation aisée et un nombre réduit de paramètres de réglage ; la deuxième
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.
2.9.1
Principe
Protection de surcharge avec image thermique
Dans la 7UT612, la protection de surcharge peut être opérationnelle sur l’un des deux
côtés de l’équipement à protéger (paramétrable). Etant donné que la cause de la surcharge est externe à l’élément à protéger, le courant de surcharge est un courant traversant.
L’appareil calcule l’échauffement en se basant sur un modèle thermique monocorps
selon l’équation différentielle thermique suivante
2
dΘ 1
1
I
-------- + ------- ⋅ Θ = ------- ⋅  ----------------------
dt τ th
τ th  k ⋅ IN Obj
avec Θ
– Echauffement actuel par rapport à l’échauffement
pour un courant de phase maximum admissible k · IN Obj
τth – Constante de temps thermique de l’échauffement
k
– Facteur k qui indique le rapport entre le courant maximum admissible
en continu et le courant nominal de l’équipement à protéger
I
– Valeur effective du courant actuel
IN Obj – Courant nominal de l’équipement à protéger
Ainsi, la fonction de protection établit une image thermique de l’équipement à protéger
(protection de surcharge avec mémorisation). Elle tient compte aussi bien de l’historique de la surcharge que des dissipations thermiques dans l’environnement.
La solution de cette équation en régime stationnaire est une fonction exponentielle
dont l’asymptote représente l’échauffement final 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. Si le deuxième seuil d’échauffement est
atteint (l’échauffement final = température de déclenchement), l’équipement à protéger est déconnecté du réseau. Toutefois, la protection de surcharge peut également
être paramétrée sur Signaler seult.. Dans ce cas, seule une alarme est transmise même lorsque la température finale est atteinte.
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
144
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.9 Protection de surcharge thermique
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 Obj :
Imax = k · IN Obj
où IN Obj est le courant nominal 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 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 complément du seuil d’alarme exprimé en température, la protection de surcharge
possède également un seuil d’alarme exprimé en courant Ialarme. Celui-ci peut signaler plus rapidement un courant de surcharge même si l’échauffement 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. L’image thermique de l’équipement à protéger est ainsi automatiquement réinitialisée.
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 et
capacité thermique). Lors de l’arrêt d’une machine auto-ventilée, la constante de
temps thermique peut toutefois considérablement varier par rapport au régime de
fonctionnement stationnaire étant donné qu’en fonctionnement, la machine est refroidie par ventilation et qu’elle n’est soumise qu’à une convection naturelle à l’arrêt.
Dans ces cas-là, il y a donc deux constantes de temps qui doivent être prises en
compte lors de la paramétrie.
L’arrêt de la machine est détecté si le courant passe en-dessous du seuil DJ Côté 1
I> ou DJ Côté 2 I> (côté source, voir aussi section „ Etat des disjoncteurs “ au
chapitre 2.1.2).
Démarrage 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 maintenu constant.
Démarrage
d’urgence
des machines
Lorsque des machines doivent être démarrées pour des raisons d’exploitation avec
une température au-dessus de la température maximale admissible (démarrage d’urgence), l’ordre de déclenchement peut être bloqué via une entrée binaire
(„ >DémSecouSurch “). Après le démarrage du moteur et la retombée de l’entrée binaire, il se peut que l’échauffement calculé soit supérieur à la température maximum
Manuel 7UT612
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145
2 Fonctions
admissible. La fonction de protection dispose d’une temporisation programmable (T
RTB.DEM.URG.), qui démarre avec la retombée de l’entrée binaire et empêche l’ordre
de déclenchement d’être émis. Ce n’est que lorsque la temporisation est écoulée
qu’un déclenchement par la protection de surcharge est possible. 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.
I ALARME 4205
4202 FACTEUR K
4203 CONSTANTE TEMPS
L3
L2
L1
I
IL2 L3
IL1
≥1
N° fonction 01515
&
AvertSurch I
4204 ECH.
N° fonction 01516
1 2
dΘ 1
-------- + --- ⋅ Θ = --- ⋅ I
τ
dt τ
Θ = const
AvertSurch Q
Θmax
Θ=0
100 % (fixe)
&
I DEM. MOTEUR
4209
N° fonction 01521
Décl. Surch.
4207 FACTEUR Kτ
Disj. fermé
Kτ · τ
N° fonction 01517
&
Dém.Surch.
N° fonction 01503
N° fonction 01512
>BlqSurcharge
Surch. bloquée
N° fonction 01513
4201 PROT SURCHARGE
≥1
≥1
Surch.Act.
N° fonction 01511
Surch.Désact.
Hors
En
„1“
Signaler
4208 T
N° fonction 01507
>DémSecouSurch
0
T
Figure 2-77 Diagramme logique de la protection de surcharge thermique
146
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.9 Protection de surcharge thermique
2.9.2
Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif
Le calcul de surcharge selon IEC 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 (interface sonde) et une
communication série pour la protection de surcharge de la 7UT612. 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 par convection) : Le fluide de refroidissement (huile) circule dans la cuve en fonction des différences de température qui se produisent. A noter que cette variante de refroidissement ne fait pratiquement aucun bruit.
• OF (Oil Forced = circulation d’huile forcée) : 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.
Les figures 2-78 à 2-80 montrent des exemples de variantes de refroidissement.
Manuel 7UT612
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147
2 Fonctions
Refroidissement ONAN
Refroidissement ONAF
∞
Figure 2-78
∞
Refroidissement ON (Oil Natural = circulation naturelle d’huile)
Refroidissement OFAN
Figure 2-79
Refroidissement OF (Oil Forced = circulation d’huile forcée)
Refroidissement OD
Figure 2-80
148
Refroidissement OD (Oil Directed = circulation d’huile dirigée)
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2.9 Protection de surcharge thermique
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 supérieure. En général, la température
du fluide de refroidissement croît du bas vers le haut mais 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
moyen d’une sonde connectée à un 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
7XV566 qui convertit la température du point chaud en signaux numériques et les envoie à l’appareil 7UT612 via l’interface prévue à cet effet. Un Thermobox 7XV566 peut
enregistrer les températures mesurées à 6 endroits maximum dans la cuve du transformateur. Deux Thermobox peuvent être connectés à une 7UT612.
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 :
Θ h = Θ o + H gr ⋅ k
où
Θh
Θo
Hgr
k
Y
Y
température du point chaud
température maximale du fluide de refroidissement (température de l’huile)
facteur de point chaud
rapport de charge I/IN (mesuré)
exposant d’enroulement
Pour le refroidissement OD, on utilise :
Θ h = Θ o + H gr ⋅ k
Y
Y
pour k ≤ 1
Y
Θ h = Θ o + H gr ⋅ k + 0,15 ⋅ [ ( Θ o + H gr ⋅ k ) – 98 °C ]
Calcul du vieillissement relatif
pour k > 1
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
Vieill.pour Θ h
( Θ h – 98 ) ⁄ 6
V = ---------------------------------------------- = 2
Vieill. pour 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
1
L = ------------------- ⋅
T2 – T1
Manuel 7UT612
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T2
∫ V dt
T1
149
2 Fonctions
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 IEC, 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 vieillissement 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 (chapitre 2.1.1,
Adresse 142). Pour ce faire, le courant de ce côté et la température du fluide de refroidissement mesurée sur un point déterminé sont utilisés. 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.
2.9.3
Réglage des paramètres de la fonction
Généralités
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.
• 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.
• Pour les générateurs, la protection de surcharge fonctionne normalement du côté
du point neutre.
• Pour les moteurs et les bobines d’inductance, la protection de surcharge est raccordée au transformateur de courant de l’alimentation.
• Pour les réactances additionnelles et les câbles courts, il n’y a pas de préférence
pour l’un ou l’autre côté.
• Pour les jeux de barres et les éléments de lignes aériennes, la protection de surcharge n’est en général pas nécessaire étant donné que le calcul d’un échauffe-
150
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.9 Protection de surcharge thermique
ment n’a pas vraiment de sens étant donné les fluctuations importantes des conditions ambiantes (température, vent). Le seuil d’alarme lié au courant peut toutefois
prévenir d’un risque de surcharge.
Lors du paramétrage de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1), l’adresse 142 PROT.
SURCHARGE détermine de quel côté de l’équipement à protéger la protection de surcharge doit agir.
Comme décrit plus haut, il existe deux méthodes pour la détection de la surcharge.
Lors du paramétrage de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1), l’adresse 143 CARACT SURCH. détermine si la protection de surcharge doit fonctionner selon la méthode „classique“ de l’image thermique (CARACT SURCH. = classique) ou s’il faut
procéder à un calcul du point chaud selon IEC 60354 (CARACT SURCH. = selon
CEI 354). Dans le dernier cas, il faut connecter au moins un Thermobox 7XV566 qui
envoie à la protection la valeur digitale de la température du fluide de refroidissement.
Les données nécessaires au Termobox ont été paramétrées à l’adresse 191 RACC.
INT SONDE (chapitre 2.1.1).
La protection de surcharge peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à l’adresse
4201 PROT. SURCHARGE. Par ailleurs, le paramètre Signaler seult. est possible. Dans ce dernier 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 „ Décl. Surch. “ n’est pas active.
Facteur k
Le courant nominal de l’équipement à protéger est utilisé comme courant de base
pour la détection de la surcharge. Le facteur de réglage k est paramétré à l’adresse
4202 FACTEUR k. Il est défini comme étant le rapport entre le courant maximum thermiquement admissible en continu et le courant nominal de l’équipement :
I max
k = -------------I NObj
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 · INObj . Pour les machines électriques, le courant admissible en continu est
généralement spécifié dans les données techniques du constructeur. Si aucune indication n’est disponible, l’utilisation d’une valeur d’environ 1.1 fois le courant nominal
est recommandée. Pour les câbles, il dépend entre autres 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.
Avec la méthode de calcul du point chaud selon IEC 60354, k = 1 est judicieux étant
donné que tous les autres paramètres se réfèrent au courant nominal de l’équipement
à protéger.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
151
2 Fonctions
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. Celle-ci doit également être spécifiée par le constructeur. Notez que la constante de temps doit être paramétrée en minutes. Il existe
souvent d’autres données spécifiées à partir desquelles il est possible de calculer la
constante de temps :
• Courant 1–s
τ th
courant 1–s adm.  2
1-  ---------------------------------------------------------- = ----⋅
min
60  courant adm. cont.
• Courant admissible pour une autre durée d’action que 1 s, p. ex. pour 0,5 s
τ th
0,5 courant 0,5–s adm. 2
-------- = -------- ⋅  -----------------------------------------------------
min
60  courant adm. cont. 
• Temps t6 ; il s’agit du temps en secondes pendant lequel une valeur de 6 fois le courant nominal peut circuler dans l’équipement à protéger
τ th
-------- = 0,6 ⋅ t 6
min
Exemples :
Câble avec
courant adm. en continu 322 A
courant 1-s maximum 13,5 kA
τ th
1
2
1
13500 A 2
-------- = ------ ⋅  ---------------------- = ------ ⋅ 42 = 29, 4
60
min
60  322 A 
Réglage CONST. DE TPS = 29,4 min
• Moteur avec temps t6 autorisé 12 s
τ th
-------- = 0,6 ⋅ 12 s = 7,2
min
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 Kt (adresse 4207A).
L’arrêt de la machine est détecté si le courant passe en-dessous du seuil DJ Côté 1
I> ou DJ Côté 2 I> (le côté affecté à la protection de surcharge, voir aussi section
“ Etat des disjoncteurs ” au chapitre 2.1.2). Ce réglage n’est possible qu’au moyen de
DIGSI® 4 sous „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 Kt devrait être fixé à 1 (valeur de réglage par défaut).
Seuil d’alarme thermique
152
Par le réglage d’un seuil d’alarme thermique ECH. ALARME Q (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
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.9 Protection de surcharge thermique
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
k = 1,1
Le seuil d’alarme d’échauffement doit correspondre à l’échauffement de l’équipement
au courant nominal.
1
Θ alarme = ----------- = 0,826
2
1,1
Réglage ECH. ALARME Q = 82 % (arrondi vers le bas pour obtenir avec certitude
une alarme pour 1·INObj).
Le seuil d’alarme en courant I ALARME (adresse 4205) est exprimé en ampères (primaire ou secondaire) et devrait correspondre plus ou moins au courant admissible en
continu k · INObj. 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 4208A 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 „ >DémSecouSurch “, 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’au moyen de DIGSI®
4 sous „Autres paramètres“.
Si le courant de démarrage I DEMAR. MOTEUR réglé à l’adresse 4209A 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’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“. Pour les autres
équipements à protéger, gardez ce réglage sur ∞ ; la fonction de démarrage d’urgence est alors inactive.
Sonde de
température
Lors du calcul du point chaud selon IEC 60354, vous devez indiquer à l’appareil quel
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 7XV566 et 12 pour 2. Vous
programmez le numéro de la sonde de température correspondant à l’adresse 4221
SONDE HUILE RTD.
Les valeurs caractéristiques des sondes de température sont programmées séparément, voir chapitre 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 „ Surch
AlarPtEch “ (N° fonction 01542) est attribuée à un relais de déclenchement.
Si, lors de la configuration, vous avez indiqué à l’adresse 276 Unité temp. =
Deg.Fahrenheit (chapitre 2.1.2 sous „ Unité de température “), vous devez spéci-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
153
2 Fonctions
fier 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.
Mode de refroidissement et
données d’isolation
A l’adresse 4231 MODE REFROID, 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. Pour les définitions,
voir également le chapitre 2.9.2 sous la section „ 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 spécification n’est disponible, vous pouvez utiliser les indications reprises dans IEC 60354.
Vous trouverez au tableau 2-5 un extrait du tableau correspondant de cette norme
avec les données afférentes.
Tableau 2-5 Données thermiques des transformateurs
Mode de refroidissement:
154
Transformateurs de
distribution
ONAN
Moyens et gros
transformateurs
ON..
OF..
OD..
Exposant d’enroulement
Y
1,6
1,8
1,8
2,0
Gradients de temp. d’isolation
Hgr
23
26
22
29
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2.9 Protection de surcharge thermique
2.9.4
Vue d’ensemble des paramètres
Remarque : La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de
réglage par défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs
doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour
les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.
Remarque : Les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées
qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
4201
PROT. SURCHARGE
Hors
En
Signaler seulement
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 A
1.00 A
Courant d'alarme
4207A
FACTEUR Kτ
1.0..10.0
1.0
Facteur K<tau> moteur à l'arrêt
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 A; ∞
∞A
Courant de démarrage du
moteur
4221
SONDE HUILE RTD 1..6
1
Sonde huile raccordée sur RTD
4222
SIGN. PT ECHAUF
98..140 °C
98 °C
Ture de signalisation au point
d'échauf.
4223
SIGN. PT ECHAUF
208..284 °F
208 °F
Ture 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.
0.125..128.000
1.000
Franchissement lim. taux de
viellissem.
4227
ALAR. VIEILLIS.
0.125..128.000
2.000
Alarme taux de viellissement
4231
MODE REFROID
ON (refroid. huile par convection)
OF (flux d'huile maintenu)
OD (flux d'huile transféré)
ON (refroid. huile
par convection)
Mode de refroidissement
4232
EXPOS. ENROUL Y 1.6..2.0
1.6
Exposant d'enroulement Y
4233
HGR GRADIENT I
22
Hgr _ gradient température
d'isolement
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22..29
155
2 Fonctions
2.9.5
Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
01503 >BlqSurcharge
>Bloquer protection de surcharge
01507 >DémSecouSurch
>Démar. secours de la prot. de surch.
01511 Surch.Désact.
Prot. de surcharge désactivée
01512 Surch. bloquée
Prot. de surcharge bloquée
01513 Surch.Act.
Prot. de surcharge active
01515 AvertSurch I
Prot. de surcharge : avertiss. courant
01516 AvertSurch Θ
Prot. surch : avertiss. thermique
01517 Dém.Surch.
Prot. de surcharge : dém.échelon décl.
01521 Décl. Surch.
Prot. de surch.: com. de déclenchement
01541 Surch SignPtEch
Prot. de surch.: sign. point échauf.
01542 Surch AlarPtEch
Prot. de surch.: alarme point échauf.
01543 Surch SignVieil
Prot. de surch.: sign. taux de vieillis.
01544 Surch AlarVieil
Prot. de surch: alarme taux de vieillis.
01545 Surch manque Θ
Déf. surch: pas d'acquisit. température
01549 Surch mque obj
Déf. surch: pas avec cet objet protégé
156
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2.10 Thermobox pour protection de surcharge
2.10
Thermobox pour protection de surcharge
La température de l’huile au point le plus chaud de l’enroulement (p. ex. d’un transformateur) est indispensable pour la protection de surcharge avec calcul du point chaud
et détermination du taux de vieillissement relatif. Pour ce faire, il faut connecter au
moins 1 sonde de température via un Thermobox (interface sonde) 7XV566. 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. Il est possible de
connecter un ou deux Thermobox 7XV566.
2.10.1 Description de la fonction
Un Thermobox 7XV566 peut compter jusqu’à 6 points de mesure dans l’équipement
à protéger, comme p. ex. dans la cuve du transformateur. Le Thermobox calcule la
température du fluide de refroidissement de chaque point de mesure à partir de la
valeur de résistance des sondes de température connectées via une ligne à deux ou
à trois fils (Pt100, Ni100 ou Ni120), et la convertit en une valeur digitale. Les valeurs
digitales sont mises à disposition au moyen d’une interface RS485.
Il est possible de raccorder un ou deux Thermobox à l’interface de service de la
7UT612, 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 Réglage des paramètres de la fonction
Pour RTD1 (sonde de température pour le point de mesure 1), il faut programmer le
type de sonde de température à l’adresse 9011A RTD 1: type. Pt 100 W, Ni 120
W et Ni 100 W sont disponibles. Si aucun point de mesure n’est disponible pour
RTD1, paramétrez RTD 1: type = non connecté. Ce réglage n’est possible qu’au
moyen de DIGSI® 4 sous „Autres paramètres“.
Vous communiquez à l’appareil l’emplacement du RTD1 à l’adresse 9012A RTD 1:
implant.. Vous avez le choix entre HUILE, Environnement, Spire, Stock et
Autres. Ce réglage n’est possible qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „Autres
paramètres“.
Par ailleurs, vous pouvez paramétrer dans la 7UT612 une température d’avertissement (seuil 1) et une température d’alarme (seuil 2). En fonction de l’unité de temperature que vous avez sélectionnée dans les données du système (chapitre 2.1.2 à
l’adresse 276 Unité temp., page 21), 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
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157
2 Fonctions
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).
Par conséquent, les spécifications suivantes sont possibles pour toutes les sondes de
température connectées au premier Thermobox :
pour RTD2 adresse 9021A RTD 2: type,
adresse 9022A RTD 2: implant.,
adresse 9023 RTD 2: seuil 1 (°C) ou 9024 RTD 2: seuil 1 (°F),
adresse 9025 RTD 2: seuil 2 (°C) ou 9026 RTD 2: seuil 2 (°F) ;
pour RTD3 adresse 9031A RTD 3: type,
adresse 9032A RTD 3: implant.,
adresse 9033 RTD 3: seuil 1 (°C) ou 9034 RTD 3: seuil 1 (°F),
adresse 9035 RTD 3: seuil 2 (°C) ou 9036 RTD 3: seuil 2 (°F) ;
pour RTD4 adresse 9041A RTD 4: type,
adresse 9042A RTD 4: implant.,
adresse 9043 RTD 4: seuil 1 (°C) ou 9044 RTD 4: seuil 1 (°F),
adresse 9045 RTD 4: seuil 2 (°C) ou 9046 RTD 4: seuil 2 (°F) ;
pour RTD5 adresse 9051A RTD 5: type,
adresse 9052A RTD 5: implant.,
adresse 9053 RTD 5: seuil 1 (°C) ou 9054 RTD 5: seuil 1 (°F),
adresse 9055 RTD 5: seuil 2 (°C) ou 9056 RTD 5: seuil 2 (°F) ;
pour RTD6 adresse 9061A RTD 6: type,
adresse 9062A RTD 6: implant.,
adresse 9063 RTD 6: seuil 1 (°C) ou 9064 RTD 6: seuil 1 (°F),
adresse 9065 RTD 6: seuil 2 (°C) ou 9066 RTD 6: seuil 2 (°F) ;
Si vous avez connecté deux Thermobox, vous pouvez définir les données pour d’autres sondes de température :
pour RTD7 adresse 9071A RTD 7: type,
adresse 9072A RTD 7: implant.,
adresse 9073 RTD 7: seuil 1 (°C) ou 9074 RTD 7: seuil 1 (°F),
adresse 9075 RTD 7: seuil 2 (°C) ou 9076 RTD 7: seuil 2 (°F) ;
pour RTD8 adresse 9081A RTD 8: type,
adresse 9082A RTD 8: implant.,
adresse 9083 RTD 8: seuil 1 (°C) ou 9084 RTD 8: seuil 1 (°F),
adresse 9085 RTD 8: seuil 2 (°C) ou 9086 RTD 8: seuil 2 (°F) ;
pour RTD9 adresse 9091A RTD 9: type,
adresse 9092A RTD 9: implant.,
adresse 9093 RTD 9: seuil 1 (°C) ou 9094 RTD 9: seuil 1 (°F),
adresse 9095 RTD 9: seuil 2 (°C) ou 9096 RTD 9: seuil 2 (°F) ;
pour RTD10 adresse 9101A RTD 10: type,
adresse 9102A RTD 10: implant,
adresse 9103 RTD 10: seuil 1 (°C) ou 9104 RTD 10: seuil 1
(°F),
adresse 9105 RTD 10: seuil 2 (°C) ou 9106 RTD 10: seuil 2
(°F) ;
pour RTD11 adresse 9111A RTD 11: type,
adresse 9112A RTD 11: implant,
adresse 9113 RTD 11: seuil 1 (°C) ou 9114 RTD 11: seuil 1
(°F),
adresse 9115 RTD 11: seuil 2 (°C) ou 9116 RTD 11: seuil 2
(°F) ;
158
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.10 Thermobox pour protection de surcharge
pour RTD12 adresse 9121A RTD 12: type,
adresse 9122A RTD 12: implant,
adresse 9123 RTD 12: seuil 1 (°C) ou 9124 RTD 12: seuil 1
(°F),
adresse 9125 RTD 12: seuil 2 (°C) ou 9126 RTD 12: seuil 2
(°F).
2.10.3 Vue d’ensemble des paramètres
Remarque : Les adresses auxquelles a été ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées
qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres paramètres “.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
9011A
RTD 1: type
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
Pt 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD3: type
9032A
RTD 3: implant.
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD3: implantation
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
159
2 Fonctions
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
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
9041A
RTD 4: type
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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
160
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.10 Thermobox pour protection de surcharge
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
9071A
RTD 7: type
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 7: type
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 10: type
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
161
2 Fonctions
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
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
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
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
162
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.10 Thermobox pour protection de surcharge
2.10.4 Liste d’information
Remarque : D’autres signalisations de dépassement de seuil sont disponibles sur le
Thermobox même pour chaque point de mesure et sont transmises via contact de relais.
FNo.
Signalisation
Explication
14101 Défail. RTD
Défaill. RTD (liaison coupée, c-circuit)
14111 Défail. RTD1
Défail. RTD1 (liaison coupée, c-circuit)
14112 RTD1 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 1
14113 RTD1 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 1
14121 Défail. RTD2
Défail. RTD2 (liaison coupée, c-circuit)
14122 RTD2 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 2
14123 RTD2 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 2
14131 Défail. RTD3
Défail. RTD3 (liaison coupée, c-circuit)
14132 RTD3 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 3
14133 RTD3 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 3
14141 Défail. RTD4
Défail. RTD4 (liaison coupée, c-circuit)
14142 RTD4 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 4
14143 RTD4 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 4
14151 Défail. RTD5
Défail. RTD5 (liaison coupée, c-circuit)
14152 RTD5 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 5
14153 RTD5 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 5
14161 Défail. RTD6
Défail. RTD6 (liaison coupée, c-circuit)
14162 RTD6 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 6
14163 RTD6 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 6
14171 Défail. RTD7
Défail. RTD7 (liaison coupée, c-circuit)
14172 RTD7 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 7
14173 RTD7 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 7
14181 Défail. RTD8
Défail. RTD8 (liaison coupée, c-circuit)
14182 RTD8 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 8
14183 RTD8 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 8
14191 Défail. RTD9
Défail. RTD9 (liaison coupée, c-circuit)
14192 RTD9 Dém Seuil1
Démarrage seuil 1 RTD 9
14193 RTD9 Dém Seuil2
Démarrage seuil 2 RTD 9
14201 Défail. RTD10
Défail. RTD10 (liaison coupée,c-circuit)
14202 RTD10 DémSeuil1
Démarrage seuil 1 RTD 10
14203 RTD10 DémSeuil2
Démarrage seuil 2 RTD 10
14211 Défail. RTD11
Défail. RTD11 (liaison coupée,c-circuit)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
163
2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
14212 RTD11 DémSeuil1
Démarrage seuil 1 RTD 11
14213 RTD11 DémSeuil2
Démarrage seuil 2 RTD 11
14221 Défail. RTD12
Défail. RTD12 (liaison coupée,c-circuit)
14222 RTD12 DémSeuil1
Démarrage seuil 1 RTD 12
14223 RTD12 DémSeuil2
Démarrage seuil 2 RTD 12
164
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur
2.11
Protection contre les défaillances du disjoncteur
2.11.1 Description de la fonction
Généralités
La protection contre les défaillances du disjoncteur sert à assurer un déclenchement
secours rapide si le disjoncteur accuse une défaillance dans le cas d’une commande
de déclenchement du relais de protection.
Si, p. ex., la protection différentielle ou une protection 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 2-81).
Une temporisation SVS–T est alors initiée. Cette temporisation dure aussi longtemps
qu’un ordre de déclenchement de la protection est présent et que le courant circule à
travers le disjoncteur.
Protection défaillances disjoncteur
Fct. protection
(externe)
LS–I>
Pr. Diff.
Figure 2-81
≥1
Diff
HORS
&
SVS–T 0
SVS
HORS
7UT612
Schéma fonctionnel simplifié de la protection contre les défaillances du disjoncteur avec supervision du courant circulant
Lors d’un fonctionnement sans défaut, le disjoncteur coupera le courant de défaut et
interrompra ensuite le courant circulant. Le seuil de supervision de courant n’est plus
dépassé et la temporisation SVS–T arrêté.
Si l’ordre de déclenchement de la protection n’est pas exécuté (cas de défaillance du
disjoncteur), le courant continue à circuler et la temporisation arrive à son terme. 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.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
165
2 Fonctions
Le temps de retombée de la protection dans la travée ne joue ici aucun rôle étant donné que la supervision du courant de circulation de la protection contre les défaillances
du disjoncteur détecte automatiquement l’interruption du courant.
Il faut rigoureusement veiller à ce que 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 la figure 2-81, 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.
Activation
La figure 2-82 montre le diagramme logique de la protection contre les défaillances du
disjoncteur.
Il faut distinguer deux possibilités d’activation de la protection contre les défaillances
du disjoncteur :
• fonctions internes de la 7UT612, p. ex. commandes de déclenchement issu des
fonctions de protection ou de la CFC (fonctions de logique internes),
• ordres de déclenchement externes p. ex. via une entrée binaire.
Dans les deux cas, le courant circulant à travers le disjoncteur à surveiller est mesuré.
En outre, il est possible de vérifier la position du contact auxiliaire du disjoncteur
(paramétrable).
Le critère de courant est rempli si au moins un des trois courants de phase dépasse
un seuil réglable : DJ Côté 1 I> ou DJ Côté 2 I>, en fonction du côté auquel est
affectée la protection contre les défaillances du disjoncteur, voir aussi chapitre 2.1.2
sous la section „ Etat des disjoncteurs “ (page 29).
La prise en compte des contacts auxiliaires du disjoncteur dépend du type de contacts
et de la manière dont ils sont affectés aux entrées binaires. Quand aussi bien les contacts auxiliaires de la position déclenchée et enclenchée sont utilisés, il est possible
de détecter une discordance du disjoncteur. Dans ce cas, seul le critère de courant
est déterminant pour la détection du disjoncteur ouvert.
L’activation peut être bloquée via une entrée binaire „ >Bloquer PDD “ (pendant un
entretien de la protection de travée, p. ex.).
Temporisation et
déclenchement
Pour les deux possibilités d’activation, une signalisation commune de démarrage est
générée. Les deux cas démarrent une temporisation ; les paramètres de ces temporisations sont communs aux deux possibilités.
Un ordre de déclenchement est envoyé après expiration de la temporisation. Ces
commandes conduisent via une logique OU à la commande „ Décl. PDD “, qui provoque le déclenchement des disjoncteurs en amont afin d’éliminer le courant de défaut. Les disjoncteurs en amont sont ceux du jeu de barres ou du tronçon de jeux de
barres auquel le disjoncteur considéré est relié.
166
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur
7004 CRITER. HIKO
Hors
En
„1“
&
>LS config. ouvert
Défaut
&
>LS config. fermé
&
&
&
N° fonction 411
>CA DJ1 3p OUV
=
N° fonction 410
>CA DJ1 3p
≥1
&
&
≥1
&
Source interne
N° fonction 1456
Lanc. PDD int.
Appareil HORS
7005 SVS–Taus
N° fonction 1480
T
0
Décl. PDD INT.
&
&
LS Côté 1 I> 283
Max. de
IL1, IL2, IL3
Ι>
Source externe
N° fonction 1457
Lanc. PDD ext.
N° fonction 1431
>Lancer PDD
7005 SVS–Taus
N° fonction 1481
T
0
Décl. PDD EXT.
&
&
LS Côté 1 I> 283
Max. de
IL1, IL2, IL3
Ι>
≥1
N° fonction. 1403
>Bloquer PDD
7001 DEFAILL. DISJ
„1“
Figure 2-82
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
En
Hors
libération de mesure
≥1
N° fonction 1471
Décl. PDD
N° fonction. 1452
PDD bloquée
≥1
N° fonction. 1453
PDD active
N° fonction. 1451
PDD Désactivée
Diagramme logique de la protection contre les défaillances du disjoncteur,
représenté pour le côté 1
167
2 Fonctions
2.11.2 Réglage des paramètres de la fonction
Généralités
Lors du paramétrage de l’étendue des fonctions (chapitre 2.1.1), l’adresse 170 DEFAILL. DISJ. détermine pour quel côté de l’équipement à protéger la protection
contre les défaillances du disjoncteur doit fonctionner. Il faut absolument veiller à ce
que le point de mesure du courant et le disjoncteur à surveiller aillent de pair. Tous
deux doivent se trouver sur le côté alimentation de l’équipement à protéger.
La protection contre les défaillances du disjoncteur est activée ou désactivée (En ou
Hors) à l’adresse 7001 DEFAILL. DISJ.
Activation
La valeur déjà paramétrée dans les données du poste 1 est déterminante pour la supervision du courant de circulation (voir chapitre 2.1.2 sous la section „ Etat des
disjoncteurs “, page 29). En fonction du côté de l’équipement à protéger dont le disjoncteur doit être surveillé, il s’agit de l’adresse 283) DJ Côté 1 I> ou de l’adresse
284 DJ Côté 2 I>. Cette valeur ne peut être atteinte si le disjoncteur est déclenché.
Normalement, la protection contre les défaillances du disjoncteur évalue aussi bien le
critère de courant de circulation que la position des contacts auxiliaires du disjoncteur.
Si aucun contact auxiliaire du disjoncteur n’est disponible, il n’est pas possible de les
évaluer. Dans ce cas, paramétrez l’adresse 7004 CRIT.CONT.AUXI. sur Non.
Temporisation
La temporisation à paramétrer doit tenir compte du temps de déclenchement maximal
du disjoncteur, du temps de retombée du courant ainsi que d’une marge de sécurité
qui tient compte d’une inexactitude du temps de retombée. La figure 2-83 illustre le
déroulement d’un scénario de défaillance de disjoncteur. Pour le temps de retombée,
il faudrait l’estimer à 11/2 période.
La temporisation est paramétrée à l’adresse 7005 T DEFAILL.DISJ..
Apparition du défaut
Temps détection err. normal
Ordre
prot.
Temps décl. disj Retomb. Sécurité
I> disj.
Démarrage prot.
défaillance disj.
Temporisation SVS–Tdémarr.
prot. défaillances disj.
Temps décl. disj
(env.)
Temps global de décl. en cas de défaillance
Figure 2-83
168
Exemple du temps de déclenchement en fonctionnement normal et en cas de
défaillance du disjoncteur
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur
2.11.3 Vue d’ensemble des paramètres
La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par
défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en
valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
7001
DEFAILL. DISJ.
Hors
En
Hors
Protection contre défaillance disjonct.
7004
CRIT.CONT.AUXI.
Hors
En
Hors
Utilisation contacts auxil. disjoncteur
7005
T DEFAILL.DISJ.
0.06..60.00 s; ∞
0.25 s
Temps de décl. défaillance disj.
2.11.4 Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
01403 >Bloquer PDD
>Bloquer prot. défaillance disj.
01431 >Lancer PDD
>Lancement externe prot. défaill. disj.
01451 PDD Désactivée
Prot. défaillance disj. désactivée
01452 PDD bloquée
Prot. défaillance disj. bloquée
01453 PDD active
Prot. défaillance disjoncteur active
01456 Lanc. PDD int.
Lancem. prot. défail. DJ par décl. int.
01457 Lanc. PDD ext.
Lancem. prot. défail. DJ par décl. ext.
01471 Décl. PDD
Décl. par prot. défaillance DJ
01480 Décl. PDD INT.
Décl. prot. déf. disj. sur décl. interne
01481 Décl. PDD EXT.
Décl. prot. déf. disj. sur décl. externe
01488 PDD mque objet
PDD: pas dispon. avec cet objet protégé
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
169
2 Fonctions
2.12
Associations externes
2.12.1 Description de la fonction
Commandes
directement
associées
La protection différentielle numérique 7UT612 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 (chapitre 2.1.2
sous la section „ Durée des ordres de déclenchement et d'enclenchement “, page 29,
adresse 280A).
La figure 2-84 montre le diagramme logique de ces „ connexions directes “. Cette
logique se répète de manière identique ; les numéros de fonction des messages sont
indiqués pour la connexion 1.
N° fonction 04536
Excit. coupl1
8602 T DEC1 COUP
N° fonction 04526
>Couplage 1
T
N° fonction 04523
N° fonction 04532
>Blocage coupl1
Coupl1 verr.
Figure 2-84
Signalisations d’un
transformateur
&
N° fonction 04537
Décl. coupl1
Diagramme logique des associations directes — représenté pour l’association 1
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 7UT612. 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.
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 7UT612 (voir aussi chapitre 2.2.1 sous la section „ Stabilisation additionnelle en présence de défauts
externes “, page 38). Avec la logique CFC, on peut générer un signal de blocage du
détecteur de pression. Un exemple de cette logique est représenté à la figure 2-85.
170
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.12 Associations externes
OR
OR
OR–Gate
"IN: Diff déf.ext.L1 EM"
BO X1
BO X2
BO X3
"IN: Diff déf.ext.L2 EM"
PLC1_BEA
5/–
"OUT: Bloc capteur pression IE"
Y BO
"IN: Diff déf.ext.L3 EM"
Figure 2-85 Logique CFC pour le blocage de la sonde de pression en cas de défaut externe
2.12.2 Réglage des paramètres
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 (chapitre 2.1.1)
aux adresses 186 DEC COUPL EXT 1 ou 187 DEC COUPL EXT 2 en tant que Disponible.
Les fonctions peuvent être activées ou désactivées (En- ou Hors) individuellement
aux adresses 8601 DEC COUPL EXT 1 et 8701 DEC COUPL EXT 2 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/bruit 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.
2.12.3 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
8601
DEC COUPL EXT 1 En
Hors
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 En
Hors
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
Manuel 7UT612
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171
2 Fonctions
2.12.4 Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
04523 >Blocage coupl1
>Blocage du décl. par couplage ext. 1
04526 >Couplage 1
>Couplage d'une commande externe 1
04531 Coupl1 inactif
Couplage ext. 1 désactivé
04532 Coupl1 verr.
Couplage ext. 1 verrouillé
04533 Coupl1 actif
Couplage ext. 1 actif
04536 Excit. coupl1
Démarrage du couplage ext. 1
04537 Décl. coupl1
Déclenchement du couplage ext. 1
04543 >Blocage coupl2
>Blocage du décl. par couplage ext. 2
04546 >Couplage 2
>Couplage d'une commande externe 2
04551 Coupl2 inactif
Couplage ext. 2 désactivé
04552 Coupl2 verr.
Couplage ext. 2 verrouillé
04553 Coupl2 actif
Couplage ext. 2 actif
04556 Excit. coupl2
Démarrage du couplage ext. 2
04557 Décl. coupl2
Déclenchement du couplage ext. 2
FNo.
Signalisation
Explication
00390 >Gaz ds huile
>Qté de gaz permise dans huile dépassée
00391 >Al. Buchholz
>Protection Buchholz : alarme
00392 >Buchh. décl.
>Protect. Buchholz : sign. de déclen.
00393 >Buchh. Cuve
>Protect. Buchholz : surv. cuve
172
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.13 Fonctions de surveillance
2.13
Fonctions de surveillance
L’appareil dispose de fonctions de surveillance étendues, aussi bien pour le matériel
(“ hardware ”) que pour le logiciel (“ software ”) ; en plus, la cohérence des valeurs de
mesure est continuellement vérifiée de manière à inclure le contrôle des circuits des
transformateurs de courant dans la supervision. En utilisant les entrées binaires appropriées disponibles, il est en outre possible d’implémenter une surveillance du circuit de déclenchement.
2.13.1 Description des fonctions
2.13.1.1 Surveillances du matériel
L’appareil est surveillé depuis les entrées de mesure jusqu’aux relais de sortie. Des
circuits de supervision et le microprocesseur contrôlent le matériel quant aux erreurs
et états admissibles.
Tensions auxiliaires et tension
de référence
La tension d’alimentation du microprocesseur de 5 V est surveillée par le matériel car
si elle tombe en dessous de la valeur limite admissible, l’appareil est automatiquement
mis hors service. Quand la tension nominale réapparaît, le système à microprocesseur est automatiquement redémarré.
L’absence ou la coupure de la tension d’alimentation mettent l’appareil hors service ;
dans ce cas, une alarme est directement transmise via le „ contact de vie “ (par son
contact NF (repos) ou NO (travail). Des microcoupures de moins de 50 ms de la tension d’alimentation auxiliaire ne compromettent pas l’exploitation de l’appareil (voir
aussi chapitre 4.1.2 dans les Données techniques).
Le processeur surveille la tension offset du convertisseur A/D (analogique/digital). La
protection est bloquée en cas d’écarts inadmissibles et les défauts permanents sont
signalés (message : „ Déf. conv. A/D “).
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 “
est automatiquement transmis.
Mémoire interne
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 de stockage du firmware est vérifiée périodiquement par la technique du
cross sum. Le résultat 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.
Manuel 7UT612
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173
2 Fonctions
En cas d’anomalie, le système à microprocesseur est redémarré.
Echantillonnage
L’échantillonnage est supervisé de manière constante. Le moindre écart ne pouvant
être supprimé par une nouvelle synchronisation provoque une mise hors service automatique de la protection et la LED rouge „ ERROR “ s’allume. Le relais de signalisation de fonctionnement („ Contact de vie “) retombe et émet une alarme par son
contact de repos (NF).
2.13.1.2 Surveillances du logiciel
Watchdog (contact
de vie)
Une surveillance de temps hardware (watchdog-hardware) est prévue pour la supervision permanente du fonctionnement du firmware ; elle réagit et provoque un reset
complet du processeur dès qu’une défaillance de celui-ci ou une anomalie dans l’exécution du programme est détectée.
Une deuxième surveillance du fonctionnement du programme (watchdog-software)
est prévue pour la détection d’erreurs d’exécution logicielle ; elles provoquent également le reset du processeur.
Si un tel défaut n’est pas éliminé par un reset, un deuxième reset est exécuté. Au bout
de trois tentatives infructueuses dans 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 signalisation de fonctionnement („ Contact de vie “) retombe et émet une alarme (par son contact de repos (NF) ou de travail (NO) au choix).
2.13.1.3 Surveillances des grandeurs de mesure
L’appareil de protection détecte de manière étendue des interruptions ou des courtscircuits dans les circuits secondaires des transformateurs de courant ainsi que des erreurs de raccordement (important pour la mise en service !) et les signale. Tant qu’aucun défaut ne survient, les grandeurs de mesure sont vérifiées cycliquement en arrière-plan.
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 côté de l’équipement triphasé à protéger. Le plus
petit courant de phase est comparé au plus grand courant de phase et une asymétrie
est détectée si (pour côté 1)
|Imin | / |Imax | < FACT.SYM. I C1 aussi longtemps que Imax / IN > ISEUIL.SYM
C1 / IN
où Imax est le plus fort des trois courants de phase et Imin le plus faible. Le facteur de
symétrie FACT.SYM. I C1 exprime le niveau d’asymétrie des courants de phase, la
valeur limite ISEUIL.SYM C1 représente le seuil inférieur du domaine de fonctionnement de cette surveillance (voir figure 2-86). Ces deux paramètres sont réglables et
le rapport de retombée de la fonction est d’environ 95 %.
174
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.13 Fonctions de surveillance
La surveillance de la symétrie est réalisée séparément pour chaque côté de l’équipement à protéger. Pour la protection différentielle monophasée de jeux de barres, cette
fonction n’a pas de sens et est mise hors service. Le défaut est signalé pour le côté
concerné par „ Déf.sym. I1 “ (N° fonction 00571) ou „ Déf.sym. I2 “ (N° fonction
00572). La signalisation „ Err. symétrie I “ (N° fonction 00163) apparaît également.
Imin
IN
Pente :
FAC.SYM.I
„ Défaut Isym “
I SEUIL SYM
Figure 2-86
Champ tournant
Imax
IN
Surveillance de la symétrie 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 côté de l’équipement à protéger. 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 de poste 1 (chapitre 2.1.2 sous „Succession des phases“).
Le champ tournant est contrôlé par la surveillance de l’odre des phases :
IL1 est en avance sur IL2 lui-même en avance sur IL3
Le contrôle du champ tournant des courants demande une valeur de courant minimale
de
|IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN.
Si le champ tournant mesuré diverge du champ paramétré, l’alarme „ Ala. CHP TNT
C1 “ (N° fonction 00265) ou „ Ala. CHP TNT C2 “ (N° fonction 00266) est transmise. La signalisation générale „ Déf. ChmpTrnt I “, (N° fonction 00175) apparaît
également.
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175
2 Fonctions
2.13.1.4 Surveillance du circuit de déclenchement
La protection différentielle 7UT612 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 pas au type
de surveillance sélectionné, un message correspondant en avertit l’utilisateur
(„ SurCirDéNonAff “).
Surveillance par
deux entrées binaires
Lorsque deux entrées binaires sont utilisées, elles doivent être connectées comme indiqué à la figure 2-87, c’est-à-dire la première en parallèle au contact de déclenchement de l’appareil de protection d’un côté, et la seconde en parallèle au contact auxiliaire de la position déclenchée du disjoncteur.
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 (USt > 2·UBEmin). Vu 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 supérieure à 38 V.
UTc
L+
7UT612
N° fonction 6852
>SurCirDéRelCmd
UBE1
7UT612
N° fonction 6853
>SurCirDécDisj
CR
Légende :
UBE2
Disj
BD
ContA1
ContA2
CR
—
Disj —
BD
—
ContA1—
ContA2—
UTc
Contact du relais de commande
Disjoncteur
Bobine de déclenchement du disjoncteur
Contact auxiliaire disjoncteur (NO)
Contact auxiliaire disjoncteur (NF)
— Tension de commande (de déclenchement)
UBE1 — Tension d’entrée pour 1e entrée binaire
UBE2 — Tension d’entrée pour 2e entrée binaire
L–
Figure 2-87
Note : Le disjoncteur est représenté en position fermée.
Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec deux entrées binaires
En fonction de l’état du relais de commande et du disjoncteur, les entrées binaires
sont activées (état logique „ H “ dans le tableau 2-6) ou court-circuitées (état logique
„ L “).
Même en l’absence de défaillance dans le circuit de déclenchement, il est possible
que les deux entrées binaires se retrouvent pendant un court instant inactivées („ L “)
(p. ex. un cas de manœuvre où le contact de commande est fermé mais le disjoncteur
n’a pas encore atteint son état déclenché).
Un maintien prolongé de cet état n’est possible que lorsque le circuit de déclenchement est interrompu, en court-circuit, ou en cas de défaillance de la tension auxiliaire
secourue, et est par conséquent utilisé comme critère de surveillance.
176
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.13 Fonctions de surveillance
Tableau 2-6 Tableau d’état des entrées binaires en fonction des positions du RC et du Disj
N°
Relais de
commande
Disjoncteur
ContA 1
ContA 2
BE 1
BE 2
1
ouvert
EN
fermé
ouvert
H
L
2
ouvert
HORS
ouvert
fermé
H
H
3
fermé
EN
fermé
ouvert
L
L
4
fermé
HORS
ouvert
fermé
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 détectent une
anomalie (n = 3), l’appareil émet une alarme correspondante (voir figure 2-88). Ces
mesures répétées sont utilisées pour éviter l’émission d’une alarme pendant la
manœuvre (brèves défaillances). La signalisation disparaît automatiquement dès que
le problème est résolu.
N° fonction 6852
>SurCirDéRelCmd
N° fonction 6853
>SurCirDécDisj
Figure 2-88
Surveillance par
une entrée binaire
&
T
T
N° fonction 6865
PerturbCircDécl
T env.
1à2s
Diagramme logique de la surveillance du circuit de déclenchement avec deux
entrées binaires
L’entrée binaire est connectée, comme indiqué à la figure 2-89, 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 au moins supérieure à deux fois la
tension d’activation de l’entrée binaire (USt > 2·UBEmin). Etant donné qu’au moins
19 V sont nécessaires pour l’entrée binaire, une tension de commande supérieure à
38 V est nécessaire au bon fonctionnement de la surveillance.
Les remarques relatives au calcul de la résistance équivalente R sont spécifiées au
chapitre 3.1.2 sous la section „ Surveillance du circuit de déclenchement “.
Manuel 7UT612
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177
2 Fonctions
UTc
L+
7UT612
N° fonction 6852
>SurCirDéRelCmd
UBE
7UT612
CR
Légende :
CR
—
Disj —
BD
—
ContA1—
ContA2—
R
—
R
UR
LS
BD
ContA1
ContA2
UTc
UBE
UR
Contact du relais de commande
Disjoncteur
Bobinede déclenchement du disjoncteur
Contact auxiliaire disjoncteurt (NO)
Contact auxiliaire disjoncteur (NF)
Résistance de remplacement R
— Tension de commande (de déclenchement)
— Tension d’entrée pour entrée binaire
— Tension sur résistance de remplacement R
Note : Le disjoncteur est représenté en position fermée.
L–
Figure 2-89
Principe de surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire
En mode de fonctionnement normal, l’entrée binaire est activée (état logique „ H “) lorsque le relais de commande est ouvert et le circuit de déclenchement intact. Ceci est
dû au fait que le circuit de surveillance est fermé soit par le contact auxiliaire du disjoncteur (s’il est enclenché) soit par la résistance équivalente R. L’entrée binaire n’est
court-circuitée et donc désactivée (état logique „ L “) que lorsque le relais de commande est fermé.
Si l’entrée binaire est continuellement désactivée en fonctionnement normal, cela signifie que le circuit de déclenchement est interrompu ou que la tension de commande
(de déclenchement) a disparu.
La fonction de surveillance du circuit de déclenchement ne fonctionne pas pendant un
démarrage de protection sur défaut. 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 (voir aussi figure 2-90). La signalisation de
défaillance disparaît automatiquement dès que le problème est résolu dans le circuit
de déclenchement.
N° fonction 6852
>SurCirDéRelCmd
Déroul. pert.
Figure 2-90
178
&
T
T
N° fonction 6865
PerturbCircDécl
env. 300 s
Diagramme logique de la surveillance du circuit de déclenchement avec une
entrée binaire
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2.13 Fonctions de surveillance
2.13.1.5 Types de réaction en cas de défaillances
En fonction du type de dérangement détecté, l’appareil transmet une alarme, effectue
un reset du processeur ou se met hors service. Après trois redémarrages infructueux,
l’appareil est également mis hors service. Le contact de vie retombe et signale par son
contact de repos (NF) que l’appareil est en dérangement. De plus, si la tension d’alimentation est présente dans l’appareil, la LED rouge „ ERROR “ s’allume sur la face
avant de l’appareil et la LED verte „ RUN “ s’éteint. Si la tension d’alimentation interne
disparaît, toutes les diodes s’éteignent. Le tableau 2-7 résume les différentes fonctions de surveillance et indique le type de réaction de l’appareil.
Tableau 2-7 Résumé des types de réaction de l’appareil
Surveillance
Cause possible
Type de réponse
Message
toutes les LED éteintes
Sortie
Perte de tension auxilia- externe (tension aux.)
ire
interne (convertisseur)
Mise hors service de
l’appareil ou
alarme
AOK
retombe 2)
Saisie valeurs de
mesure
interne (convertisseur ou
interruption, échantillonnage)
Protection hors service, LED „ERROR“
alarme
„Déf. conv. A/D“
AOK
retombe 2)
interne (Offset)
Protection hors service, LED „ERROR“
alarme
„Erreur offset“
AOK
retombe 2)
Watchdog hardware
interne (défaillance micro- Appareil hors service
processeur)
LED „ERROR“
AOK
retombe 2)
Watchdog software
interne (fonctionnement
programme)
Tentative de
redémarrage1)
LED „ERROR“
AOK
retombe 2)
Mémoire de travail
interne (RAM)
Tentative de
LED clignote
redémarrage1), annulation du démarrage
Appareil hors service
Mémoire programme
interne (EPROM)
Tentative de
redémarrage1)
LED „ERROR“
AOK
retombe 2)
Mémoire paramètres
interne (EEPROM ou
RAM)
Tentative de
redémarrage1)
LED „ERROR“
AOK
retombe 2)
Réglage 1 A/5 A/0,1 A
réglage par pont 1/5/0,1 A Messages
erroné
Protec. hors service
„Erreur1A/5AFaux“
LED „ERROR“
AOK
retombe 2)
Données de calibrage
interne (appareil non calibré)
Message:
Utilisation des valeurs
de défaut
„Défail.Val.Comp“
selon paramétrie
Batterie
interne (batterie)
Message
„Déf. batterie“
selon paramétrie
Heure
Synchronisation
Message
„Erreur horloge“
selon paramétrie
Cartes
Carte ne correspond pas
au MLFB (référence de
commande)
Messages
„Erreur carte 0 ...
Protection hors service 1“ et évent.
„Déf. conv. A/D“
1)
2)
AOK
retombe 2)
AOK
retombe 2)
Après trois redémarrages infructueux, l’appareil est mis hors service
AOK = „Appareil OK“ = relais de signalisation de fonctionnement („contact de vie“)
Manuel 7UT612
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179
2 Fonctions
Tableau 2-7 Résumé des types de réaction de l’appareil
Surveillance
Cause possible
Type de réponse
Message
Sortie
Connexion Thermobox
Pas ou nombre erroné de Protection surcharge
Thermobox
hors service; message
„Déf int sondes1“
ou
„Déf int sondes2“
selon paramétrie
Symétrie courant
externe (dans l’installation Message avec spécifiou dans le transformateur cation du côté en déde courant)
faut
„Err. symétrie I
Sy“
selon paramétrie
(y = 1,2 = côté)
„Err. symétrie I“
Champ tournant
externe (dans l’installation Message avec spécifiou dans le transformateur cation du côté en déde courant)
faut
„Err. sym.
ChmpTrnt I“
selon paramétrie
(y = 1,2 = côté)
„Déf. ChmpTrnt I“
Surveillance du circuit
de déclenchement
1)
2)
externe (circuit de déclenchement ou tension
de commande)
Message
„PerturbCircDécl“
selon paramétrie
Après trois redémarrages infructueux, l’appareil est mis hors service
AOK = „Appareil OK“ = relais de signalisation de fonctionnement („contact de vie“)
2.13.1.6 Signalisations groupées
Certaines signalisations des fonctions de surveillance sont regroupées en signalisations groupées. Le tableau 2-8 décrit ces signalisations groupées et leur composition.
Tableau 2-8 Signalisations groupées
N°F
Signalisation groupée
Désignation
00161
Surveillance des courants
00571
00572
00265
00266
Déf.sym. I1
Déf.sym. I2
Ala. CHP TNT C1
Ala. CHP TNT C2
Alarme groupée
(Défaillances ou erreurs de configuration sans influence sur les fonctions de protection)
00161
00068
00177
00193
00198
00199
Surv. mesures I
Erreur horloge
Déf. batterie
Défail.Val.Comp
Défail module B
Défail module C
Défaut mesures
00181
00190
00183
00192
Déf. conv. A/D
Erreur carte 0
Erreur carte 1
Erreur1A/5AFaux
00181
00191
00264
00267
Déf. conv. A/D
Erreur offset
Déf int sondes1
Déf int sondes2
(Surveillances mesures sans
influence sur les fonctions de protection)
00160
(Défaut sérieux de configuration ou de
mesure avec blocage de toutes les fonctions de protection)
00140
Alarme groupée de défaillance
(Problèmes qui conduisent à un blocage
partiel des fonctions de protection)
180
N°F
Composition
Signification
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.13 Fonctions de surveillance
2.13.1.7 Erreurs de paramétrage
Si les réglages des paramètres de configuration et fonctionnels sont introduits dans
l’ordre repris dans ce chapitre, des réglages contradictoires devraient être évités. Mais
il est bien entendu 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 7UT612 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. Le tableau 3-10 du chapitre 3.3.4 en donne un aperçu.
2.13.2 Réglage des paramètres des fonctions
Il est possible de modifier la sensibilité de la supervision des valeurs de mesure. Les
valeurs par défaut sont programmées en usine et sont suffisantes dans la plupart des
cas. Si des asymétries de courant particulièrement élevées sont attendues dans l’application visée ou si ces asymétries apparaissent alors que l’appareil est en service
(démarrage sporadique de certaines fonctions de supervision), il est préférable de
désensibiliser les paramètres.
Supervisions des
valeurs de mesure
La supervision des valeurs de mesure peut être activée ou désactivée (En ou Hors)
à l’adresse 8101 SYMETRIE.
La surveillance du champ tournant peut être activée ou désactivée (En ou Hors) à
l’adresse 8102 CHAMP TOURNANT.
L’adresse 8111 ISEUIL.SYM C1 détermine, pour la symétrie de courant du côté 1,
la limite de courant au-delà de laquelle la surveillance de la symétrie est active (voir
aussi figure 2-86). L’adresse 8112 FACT.SYM. I C1 contient le facteur de symétrie
associé, c’est-à-dire la pente de la caractéristique de symétrie (figure 2-86).
L’adresse 8121 ISEUIL.SYM C2 détermine, pour la symétrie de courant du côté 2,
la limite de courant au-delà de laquelle la surveillance de la symétrie est active (voir
aussi figure 2-86). L’adresse 8122 FACT.SYM. I C2 contient le facteur de symétrie
associé, c’est-à-dire la pente de la caractéristique de symétrie (figure 2-86).
Surveillance du
circuit de
déclenchement
Lors de l’étude, le nombre d’entrées binaires par circuit de surveillance a été
paramétré à l’adresse 182 SURV.CIRC.DECL. (chapitre 2.1.1). Si la configuration
des entrées binaires nécessaires ne correspond pas au type de surveillance sélectionné, l’utilisateur est averti par une signalisation adaptée („ SurCirDéNonAff “).
La surveillance du circuit de déclenchement peut être activée ou désactivée (En- ou
Hors) à l’adresse 8201 SURV.CIRC.DECL..
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
181
2 Fonctions
2.13.3 Vue d’ensemble des paramètres
La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par
défaut pour un courant nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire de IN = 5 A. Pour les réglages en
valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des transformateurs de courant.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
8101
SYMETRIE
En
Hors
Hors
Surveillance de symétrie des
mesures
8102
CHAMP TOURNANT
En
Hors
Hors
Surveillance champ tournant
8111
ISEUIL.SYM C1
0.10..1.00 A
0.50 A
Symétrie Iph: seuil de mise en
route
8112
FACT.SYM. I C1
0.10..0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
8121
ISEUIL.SYM C2
0.10..1.00 A
0.50 A
Symétrie Iph: seuil de mise en
route
8122
FACT.SYM. I C2
0.10..0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de caractéristique
Adr.
8201
Paramètre
SURV.CIRC.DECL.
Option D´Utilisation
En
Hors
Réglage par
Défault
Hors
Explication
Surveillance du circuit de
déclenchement
2.13.4 Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
00161 Surv. mesures I
Contrôle des courants mes, sign. group.
00163 Err. symétrie I
Erreur symétrie I
00571 Déf.sym. I1
Défaut symétrie I coté 1
00572 Déf.sym. I2
Défaut symétrie I coté 2
00175 Déf. ChmpTrnt I
Défaut champ tournant I
00265 Ala. CHP TNT C1
Alame champ tournant I côté 1
00266 Ala. CHP TNT C2
Alame champ tournant I côté 2
182
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.13 Fonctions de surveillance
FNo.
Signalisation
Explication
ErrIntSyst
Interface système en dérangement
Déf.FMSfo1
Défaillance FMS sur liaison optique 1
Déf.FMSfo2
Défaillance FMS sur liaison optique 2
00110 Perte mess.
Perte de messages
00113 Perte repères
Perte de repères
00140 SignGrp.Défail.
Signalisation groupée de défaillance
00181 Déf. conv. A/D
Défaut convertisseur A/D
00190 Erreur carte 0
Erreur carte 0
00183 Erreur carte 1
Erreur carte 1
00192 Erreur1A/5AFaux
Erreur: 1A/5Ajumper différent de param.
00191 Erreur offset
Erreur offset
00264 Déf int sondes1
Défaillance interface sondes 1
00267 Déf int sondes2
Défaillance interface sondes 2
00160 Alarme groupée
Alarmes groupées
00193 Défail.Val.Comp
Défail. Hardware: val. comp. entrées ana
00177 Déf. batterie
Défaillance batterie
00068 Erreur horloge
Erreur horloge
00198 Défail module B
Défaillance module sur port B
00199 Défail module C
Défaillance module sur port C
FNo.
Signalisation
Explication
06851 >BlocSurCircDéc
>Bloquer surv. circuit de déclenchement
06852 >SurCirDéRelCmd
>Cont. aux. rel. cmde surv. circ. décl.
06853 >SurCirDécDisj
>Cont. aux. disj. surv. circ. décl.
06861 SurCirDéc dés.
Surveillance circuit de décl. désact.
06862 SurCirDéc blq.
Surveillance circuit de décl. bloquée
06863 SurCirDéc act.
Surveillance circuit de décl. active
06864 SurCirDéNonAff
Surv. circ décl non active (EB non aff.)
06865 PerturbCircDécl
Perturbation circuit de déclenchement
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
183
2 Fonctions
2.14
Gestion des fonctions
La gestion des fonctions constitue le cœur de l’appareil. Elle coordonne l’exécution
des fonctions de protection et des fonctions complémentaires, gère la logique décisionnelle des différentes fonctions et procède au traitement des données en provenance du système. Plus précisément, la gestion des fonctions est responsable de
l’exécution des tâches suivantes :
• détection de l’état des positions du(des) disjoncteur(s),
• logique de démarrage,
• logique de déclenchement.
2.14.1 Logique de démarrage général de l’appareil
Démarrage général
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. Le
démarrage est signalé au moyen de „ Démarrage gén. “. Dès le moment où plus
aucune fonction de protection de l’appareil n’est démarrée, le message „ Démarrage
gén. “ disparaît.
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 cas de défaut : Toutes les signalisations de défauts sont enregistrées dans le protocole d’analyse de défaut dès le démarrage général de l’appareil
jusqu’à la retombée.
• Initialisation de l’enregistrement perturborgraphique : L’enregistrement et le stockage des données de perturbographie peut également être dépendant du démarrage général en plus de la sortie d’une ordre de déclenchement.
• Génération de signalisations spontanées : Certaines signalisations de défaut apparaissent spontanément à l’écran d’affichage de l’appareil. Ces messages sont appelés “ signalisations spontanées ” (voir sous “ Affichages spontanés “). L’affichage
de ces signalisations peut être rendu dépendant du démarrage général de l’appareil en plus de la sortie d’une ordre de déclenchement.
Des fonctions externes peuvent également être contrôlées au moyen d’un contact de
sortie, p. ex.
• démarrage d’autres appareils de protection ou similaires
Affichages
spontanés
184
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 7UT612, il s’agit de :
• „Dém.Prot.“ :
le démarrage d’une fonction de protection avec indication
de phase ;
• „Décl.prot.“ :
le déclenchement d’une fonction de protection ;
• „Tps rtb =“ :
la durée entre le démarrage général et la retombée de
l’appareil avec indication du temps en ms ;
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.14 Gestion des fonctions
• „Tps décl.“ :
la durée entre le démarrage général et le premier ordre de
déclenchement émis par l’appareil, 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 le temps Tps rtb est lancé et qu’un défaut est ouvert. Seule la
retombée de l’image thermique de la protection de surcharge met fin au défaut et ainsi
à la durée Tps rtb.
2.14.2 Logique de déclenchement général de l’appareil
Déclenchement
général
Tous les signaux de déclenchement des fonctions de protection sont reliés à une fonction logique commune OU et génèrent le message „ Décl. général “. 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.
Retombée de l’ordre de déclenchement général
Chaque ordre de déclenchement est enregistré séparément pour chaque côté (voir
figure 2-91). 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 du côté alimentant est plus
rapide. L’ordre de déclenchement général ne disparaît qu’après retombée de tous les
ordres de déclenchement des fonctions individuelles (plus aucune fonction n’est démarrée) ET après écoulement de la durée minimale de l’ordre de déclenchement.
La position déclenchée du disjoncteur constitue une condition supplémentaire à la disparition de l’ordre de déclenchement. Le courant correspondant doit tomber en dessous d’une valeur correspondant à la valeur paramétrée DJ Côté 1 I> (adresse
283 pour le côté 1) ou DJ Côté 2 I> (adresse 284 pour le côté 2) plus 10 % du
courant de défaut. Voir aussi chapitre 2.1.2 sous la section „ Etat des disjoncteurs “,
page 29).
N° fonction 00511
Déclenc.
S
disj ouv.
(par fonction
de protection)
T DECL. MIN
Blocage de réenclenchement
Décl. général
R
280
T
Figure 2-91
&
Q
&
Enregistrement et retombée de l’ordre de déclenchement général
Après le déclenchement du disjoncteur par une fonction de protection, il faut souvent
empêcher un réenclenchement jusqu’à ce que la cause du déclenchement soit éliminée.
Ce blocage de réenclenchement peut être réalisé au moyen des fonctions logiques
configurables par l’utilisateur (CFC). La 7UT612 est livré avec une logique CFC qui
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
185
2 Fonctions
maintient l’ordre de déclenchement de l’appareil jusqu’à ce qu’il soit acquitté manuellement. Ce module est présenté à l’annexe A.5 sous la section „ Schémas CFC
prédéfinis “ (page 326, figure A-17). 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 “.
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. Dans ce cas, les informations ne sont pas transmises si une ou plusieurs fonctions de protection ont démarré pour un cas de défaut
mais n’ont pas entraîné un ordre de déclenchement de la 7UT612 car le défaut a été
éliminé par un autre appareil (sur une autre travée, p. ex.). Ces signalisations sont
donc limitées aux défauts affectant l’équipement à protéger.
La figure 2-92 représente le diagramme logique de cette fonction.
7110 AFFI. ERREURS
Avec excitation
„1“
Avec commande Hors
Appar. OFF
&
Remise à zéro de mémoire des LED, des
relais de sortie et des signal. spontanées
Ret. appareil
Figure 2-92
Statistique de déclenchement
Diagramme logique des signalisations dépendantes de l’ordre de déclenchement
Le nombre de déclenchements engendrés par l’appareil 7UT612 est comptabilisé.
En outre, le système détermine le courant de défaut éliminé pour chaque pôle à
chaque déclenchement, l’indique comme signalisation de défaut et le comptabilise
dans une mémoire.
Les compteurs et les mémoires sont protégés contre les interruptions de la tension
auxiliaire. Ils peuvent être remis à zéro ou à une valeur initiale réglable. Vous trouverez de plus amples explications à ce sujet dans le manuel système SIPROTEC® 4,
n° de réf. E50417–H1100–C151.
2.14.3 Réglage des paramètres
Les paramètres qui concernent la logique de déclenchement général de l’appareil, ont
déjà été définis dans les données générales au chapitre 2.1.2.
Par ailleurs, l’adresse 7110 AFFICH. DEFAUTS détermine si les signalisations de défaut affectées aux LED ainsi que les signalisations spontanées apparaissant après un
186
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.14 Gestion des fonctions
défaut à l’écran doivent être sauvegardées pour chaque démarrage d’une fonction de
protection (Sur détection) ou seulement lors d’un ordre de déclenchement (Sur
déclench.).
2.14.4 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
7110
Paramètre
Option D´Utilisation
AFFICH. DEFAUTS Sur détection défaut
Sur déclenchement
Réglage par
Défault
Sur détection
défaut
Explication
Affich. défauts sur LEDs et
écran LCD
2.14.5 Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
00003 >Synchr. horl.
>Synchroniser l'horloge
00005 >Réinit. LED
>Réinitialiser les LEDs
00060 Réinit. LED
Affichages LED réinitialisés
00015 >Mode test
>Mode test
Mode Test
Mode de test
00016 >Bloq. Mess&Mes
>Bloquer transmission messages/mesures
Bloq. Mess
Bloquer transmission messages/mesures
DévTrMes
Déverrouillage transm. Mess&Mes via EB
>Lumière
>Lumière allumée (écran)
00051 Equip. en serv.
Equipement en service
00052 Prot. act.
1 fonct. de prot. au moins est active
00055 Démarrage
Démarrage
00056 1er démarrage
Premier démarrage
00067 Démarr. à chaud
Démarrage à chaud
00069 Heure d'été
Heure d'été
Synch.Horl
Synchronisation de l'horloge
00070 Chargem. param.
Charger les nouveaux paramètres
00071 Test paramètres
Vérification des paramètres
00072 Modif. niveau2
Paramètres niveau 2 modifiés
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2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
00109 Fréq. en dehors
Fréquence réseau en dehors plage autor.
00125 FiltreRebond
Filtre anti-rebonds
ModTestMat
Mode test matériel
188
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.15 Fonctions complémentaires
2.15
Fonctions complémentaires
Font partie des fonctions complémentaires de la protection différentielle 7UT612 :
• le traitement des signalisations,
• les mesures d’exploitation,
• la mémorisation des données perturbographiques de court-circuit.
2.15.1 Traitement des signalisations
2.15.1.1 Généralités
Après un cas de défaut dans l’installation, il est important de disposer d’informations
sur les réactions de l’appareil de protection et sur les valeurs de mesure pour l’analyse
précise de l’évolution du défaut. L’appareil dispose pour cela d’un traitement des signalisations à trois niveaux.
Affichages et
sorties binaires (relais de sortie)
Les événements et les états importants sont signalés par les indicateurs lumineux
(LED) situées 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 signalisations et affichages
peuvent être réaffectés, c’est-à-dire configurés de manière différente de ce qui est
programmé en usine. La procédure à suivre pour la programmation est expliquée en
détail dans la manuel système SIPROTEC® 4 (N° référence E50417–H1100–C151).
L’annexe A.5 du présent manuel décrit les affectations à la livraison.
Les relais de sortie et les diodes peuvent fonctionner au choix de manière mémorisée
ou non (chaque élément est librement paramétrable).
Les mémorisations sont protégées contre les interruptions de la tension auxiliaire.
Elles sont acquittées :
− localement par manipulation de la touche LED sur l’appareil,
− à distance par entrée binaire configurée de manière adéquate,
− via une des interfaces série,
− automatiquement au début de chaque nouveau démarrage de défaut.
Les signalisations d’état ne devraient pas être mémorisées. Elles ne peuvent pas non
plus être acquittées avant la disparition de l’état à signaler. Cela concerne, p. ex., les
signalisations provenant des fonctions de surveillance.
Une diode verte signale que l’appareil est en marche („ RUN “) ; elle ne peut pas être
acquittée. Elle s’éteint si le circuit de surveillance du microprocesseur détecte un
dérangement ou si la tension auxiliaire disparaît.
Lorsque la tension auxiliaire est présente mais qu’un défaut interne à l’appareil survient, la diode rouge s’allume („ ERROR “) et l’appareil se bloque.
Au moyen de DIGSI® 4, 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 pou-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
189
2 Fonctions
vez, p. ex., activer chaque relais de sortie et ainsi contrôler le câblage entre l’appareil
7UT612 et l’installation sans devoir simuler les signalisations qui y sont affectées.
Informations à l’écran de la
protection ou
sur PC
Des événements et des états peuvent être lus dans la zone d’affichage de la face
avant de l’appareil (display). 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.
Au repos, c’est-à-dire en l’absence de cas de défaut, des informations d’exploitation
(aperçu des valeurs de mesure) peuvent être visualisées dans la zone d’affichage. En
cas de défaut, elles sont remplacées par les informations relatives au défaut, appelées “ signalisations spontanées “. Après l’acquittement des signalisations de défaut, les informations d’exploitation s’affichent à nouveau. Il s’agit de la même procédure d’acquittement que pour les voyants lumineux (voir plus haut).
L’appareil dispose en outre de plusieurs mémoires d’événements, telles que les signalisations d’exploitation, les signalisations de défaut, les statistiques de déclenchement, etc., qui sont protégées par une batterie-tampon 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 système SIPROTEC® 4 (N° référence E50417–H1100–C151).
A l’aide de l’ordinateur personnel et du programme de traitement des données de protection DIGSI® 4, les événements peuvent également être lus, avec le confort supplémentaire de la visualisation sur l’écran d’un PC et d’une navigation assistée. Dans ce
cas, les données peuvent être imprimées ou sauvegardées pour une analyse en un
autre endroit (bureau).
Informations envoyées à une unité
centrale
Les informations mémorisées peuvent en outre être transmises vers une unité centrale de commande et de sauvegarde si l’appareil dispose d’une interface système sérielle. La transmission peut s’effectuer au moyen de divers protocoles de communication standardisés.
A l’aide de DIGSI® 4, 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 IEC 60870–5–103
permet que toutes les signalisations et valeurs de mesure transmises au centre de
conduite soient identifiées par la mention „ Mode test “ comme la cause de la signalisation pendant le test de la protection sur site, de manière à pouvoir détecter qu’il ne
s’agit pas de signalisations pour des défaillances réelles. Vous pouvez également
définir que pendant le test aucune signalisation ne soit transmise via l’interface
système („ blocage de transmission “).
Le traitement spécifique des informations envoyées sur l’interface système pendant le
test de la protection („ Mode test “ et „ blocage de transmission “) nécessite une fonction logique dans la CFC qui est toutefois présente par défaut à la livraison (voir annexe A.5 sous la section „ Schémas CFC prédéfinis “, page 326, figure A-16).
La procédure d’activation et de désactivation du mode test et du blocage de transmission est expliquée en détail dans le manuel système SIPROTEC® 4 E50417–H1100–
C151.
190
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.15 Fonctions complémentaires
Répartition des
signalisations
Les signalisations sont réparties comme suit :
• Signalisations d’exploitation ; il s’agit de signalisations qui apparaissent lors du
fonctionnement de l’appareil : informations sur le statut des fonctions de l’appareil,
valeurs de mesure, informations provenant de l’installation, informations relatives
aux manouvres d’engins, etc.
• Signalisations de défauts ; il s’agit de signalisations portant sur les huit derniers défauts du réseau qui ont déjà été traités par l’appareil.
• Signalisations sur la statistique de déclenchement ; il s’agit de compteurs pour les
ordres de déclenchement envoyés par l’appareil ainsi que les valeurs des courants
éliminés et des courants de court-circuit accumulés.
Vous trouverez dans l’annexe une liste complète de toutes les fonctions de signalisation et de sortie qui peuvent être générées par l’appareil, avec leur numéro de
référence correspondant FN°. Vous y trouverez également les destinations possibles
pour chaque signalisation. Si des fonctions ne sont pas présentes dans une exécution
spécifique de l’appareil ou sont configurées en tant que non disponible, les signalisations associées ne peuvent naturellement pas apparaître.
2.15.1.2 Signalisations d’exploitation
Les signalisations d’exploitation sont des informations générées par l’appareil en
cours de fonctionnement.
L’appareil peut enregistrer jusqu’à 200 signalisations d’exploitation chronologiquement. 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 alors perdu.
Les signalisations 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 raccordé. Des court-circuits détectés dans le réseau sont uniquement signalés au moyen
de „ Défaill. secteur “ et du numéro de défaut en cours. Les données détaillées sur l’évolution du défaut sont stockées dans les signalisations de défaut, voir
chapitre 2.15.1.3.
2.15.1.3 Signalisations de défauts
Suite à un défaut, des informations importantes peuvent, p. ex., être consultées sur le
déroulement de celui-ci, comme le démarrage et le déclenchement. Le début du défaut est exprimé en temps absolu fourni par l’horloge interne du système. Le déroulement du défaut est lui défini en temps relatif au démarrage de la protection, de
manière à connaître le temps jusqu’au déclenchement et jusqu’à la retombée de l’ordre de déclenchement. La résolution des indications de temps 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 un défaut entraîne le démarrage de plusieurs
fonctions de protection, tout est alors regroupé dans un cas de défaut, qui commence
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
191
2 Fonctions
par le démarrage de la première fonction de protection jusqu’à la retombée de la dernière fonction de protection.
Messages
spontanés
Après un cas de défaut, les données essentielles du défaut apparaissent automatiquement à l’écran, sans aucune autre manipulation, après le démarrage général de
l’appareil dans l’ordre indiqué à la figure 2-93.
Dém.Prot.
Décl.Prot.
Tps rtb
Tps décl.
Figure 2-93
Consultations des
signalisations
Dernière fonction de protection démarrée ;
Dernière fonction de protection ayant déclenché ;
Durée entre démarrage général et retombée ;
Durée entre démarrage général et premier ordre
de déclenchement
Affichage des messages spontanés sur l’écran de l’appareil - Exemple
Les signalisations relatives aux huit derniers défauts peuvent être appelées et consultées. Au total, 600 signalisations peuvent être mémorisées. Quand plusieurs cas
de défaut apparaissent, les plus anciens cas de défaut avec leurs signalisations sont
successivement effacés de la mémoire tampon.
2.15.1.4 Signalisations spontanées
Les signalisations spontanées représentent l’enregistrement de tous les messages en
cours. Chaque nouveau message apparaît immédiatement sans devoir attendre ni
générer une mise à jour. Cela s’avère très utile lors de manœuvres, de tests et de mises en service.
Vous pouvez consulter les signalisations spontanées à l’aide de DIGSI® 4. Le manuel
système SIPROTEC® 4 (n° référence E50417–H1100–C151) contient de plus amples
explications à ce sujet.
2.15.1.5 Demande de rafraîchissement générale
La demande de rafraîchissement générale consultable à l’aide de DIGSI® 4 offre la
possibilité de connaître à tout moment le statut de l’appareil SIPROTEC®. Tous les
messages nécessitant une demande de rafraîchissement générale sont affichés avec
leur valeur actuelle.
192
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.15 Fonctions complémentaires
2.15.1.6 Statistique de déclenchement
Les messages de statistique sont des compteurs d’ordres de déclenchement du disjoncteur émis par la 7UT612 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.
Ils peuvent être visualisés sur l’écran de l’appareil ou sur un PC raccordé à l’interface
utilisateur ou de service au moyen du programme DIGSI® 4.
Les compteurs et mises en mémoire des statistiques de déclenchement sont sauvés
dans l’appareil. Les compteurs et les mémoires sont dès lors protégés contre toute interruption de la tension auxiliaire. Ils peuvent être remis à zéro ou à une valeur
réglable entre les limites de réglage.
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 de réinitialisation. Vous trouverez
de plus amples explications dans le manuel système SIPROTEC® 4 (n° référence
E50417–H1100–C151).
2.15.2 Mesures d’exploitation
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 consultées sur l’écran de l’appareil, lues via l’interface utilisateur sur l’écran de l’ordinateur personnel au moyen du
programme DIGSI® 4 ou encore transmises à une unité centrale via l’interface
système.
La condition préalable pour un affichage correct des valeurs primaires et des
pourcentages est l’introduction complète et exacte des grandeurs nominales des
transformateurs et de l’équipement conformément au chapitre 2.1.2. Le tableau 2-9
contient un résumé des mesures d’exploitation. Seule une partie des mesures reprises sera disponible en fonction des spécifications de la commande, du raccordement
de l’appareil et des fonctions de protection configurées.
L’affichage d’une mesure de tension „ Umess “ présuppose que cette tension est
raccordée via une résistance série externe à l’une des entrées de courant I7 ou I8. 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
“ Umess “. Pour plus de détails, voir le manuel CFC.
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
U
circulant effectivement au côté 1 : soit S = -----N- ⋅ ( I L1S1 + I L2S1 + I L3S1 ) pour des appli3
UN
⋅ ( I L1S1 + I L3S1 ) pour un transformateur monophasé. Si
cations triphasées ou S = ----2
l’on utilise par contre la mesure de la tension décrite au paragraphe précédent, celleci sera appliquée pour le calcul de la puissance apparente.
Les relations de phases sont indiquées dans un tableau 2-10 séparé et les mesures
thermiques dans le tableau 2-11. Ces dernières ne peuvent apparaître que si la protection 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.
Le calcul des mesures d’exploitation est également réalisé durant un cas de défaut à
des intervalles d’environ 0,6 s.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
193
2 Fonctions
Les valeurs de mesure de référence se basent toujours sur les valeurs nominales de
l’équipement à protéger (voir aussi notes en bas de page correspondantes), les
échauffements sur la température de déclenchement. Pour les angles et 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 les tableaux 2-10 et 2-11 sous le titre „ conversion en % “.
Tableau 2-9 Mesures d’exploitation (valeurs primaires, secondaires, pourcentages)
Valeurs mesurées
primaire
secondaire
IL1S1; IL2S1; IL3S1 ) Courants de phase du côté 1
A; kA
A
Courant nominal d’expl.1)
3I0S1 3)
Courant homopolaire triple du côté 1
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
I1S1; I2S1 3)
Composantes directes, inverses des
courants sur le côté 1
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
IL1S2; IL2S2; IL3S2 3) Courants de phase du côté 2
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
3I0S2 3)
Courant homopolaire triple du côté 2
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
I1S2; I2S2 3)
Composantes directes, inverses des
courants sur le côté 2
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
I7 3)
Courant à l’entrée de mesure I7
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
I1 ... I7 4)
Courants aux entrées de mesure
A; kA
A
Courant nominal d’expl. 1)
I8
Courant à l’entrée de mesure I8
A
mA
Courant nominal d’expl. 1) 2)
Umess 5)
Tension du courant à I7 ou I8
V; kV; MV
—
—
S 6)
Puissance apparente
kVA; MVA;
GVA
—
—
f
Fréquence
Hz
Hz
Fréquence nominale
3
% de
1)
pour les transformateurs selon les adresses 240, 243 et 249 (voir section 2.1.2) IN = SN /(√3·UN);ou IN = SN / UN (monophasé)
pour les générateurs/moteurs/bobines selon les adresses 251 et 252 (voir section 2.1.2) IN = SN /(√3·UN);
pour les jeux de barres selon l’adresse 265 (voir section 2.1.2)
2
) en tenant compte du facteur 235 FACTEUR I8 (voir section 2.1.2)
3
) slt pour équipements triphasés
4)
slt pour protection monophasée de jeux de barres
5)
si prévu et raccordé dans la CFC
6)
calculé à partir des courants de phase et de la tension nominale ou Umess
194
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.15 Fonctions complémentaires
Tableau 2-10 Mesures d’exploitation (relations de phases)
Valeurs mesurées
Dimension
Conversion en %
5
)
ϕIL1S1; ϕIL2S1; ϕIL3S1 3) Déphasage des courants du côté S1,
par rapport à IL1S1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕIL1S2; ϕIL2S2; ϕIL3S2 3) Déphasage des courants du côté S2,
par rapport à IL1S1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕI1 ... ϕI7 4)
Déphasage des courants aux entrées de mesure,
par rapport à I1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
ϕI7 3)
Déphasage du courant I7,
par rapport à IL1S1
°
0° = 0 %
360° = 100 %
3
) slt pour objets triphasés
4
5
) slt pour protection monophasée de jeux de barres
) slt pour CFC et
interfaces
Tableau 2-11 Mesures thermiques
Valeurs mesurées
ΘL1/ΘDécl.;
1)
ΘL2/ΘDécl.; ΘL3/ΘDécl.
Θ/ΘDécl. 1)
Tx vieil 2) 3)
Res SIGN
ResALARM 2) 3)
Θ pic 1; Θ pic 2; Θ pic 3 2) 3)
Θ RDT 1 ... Θ RDT12
Valeur thermique de chaque phase,
par rapport à valeur de déclenchement
%
Valeur thermique qui en résulte,
par rapport à la valeur de déclenchement
%
Taux de vieillissement relatif L
2) 3)
3)
Dimension
sans dimension
Réserve de charge K avant la signalisation
point chaud
%
Réserve de charge K avant l’alarme point
chaud
%
Température point chaud par phase
°C ou °F
Température mesurée sur les capteurs de
température 1à 12
°C ou °F
1
) slt protection de surcharge avec image thermique selon CEI 60255–8: Adresse 143 CARACT SURCH. =
classique (section 2.1.1)
2
) slt protection de surcharge avec calcul du point chaud selon CEI 60354: Adresse 143 CARACT SURCH. =
selon CEI 354 (section 2.1.1)
3)
Conversion en %
5)
0 °C = 0 %
500 °C = 100 %
0 °F = 0 %
1000 °F = 100 %
5
) slt pour CFC et
interfaces
slt avec Thermobox connecté (section 2.10)
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195
2 Fonctions
Valeurs de la
protection différentielle
Les valeurs différentielles et de stabilisation de la protection différentielle et de la protection différentielle de terre conformément au tableau 2-12 peuvent également être
lues.
Tableau 2-12 Valeurs de mesure de la protection différentielle
Valeurs de mesure
% par rapport à
IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3
Courants différentiels calculés des trois phases
Courant nominal d’expl.1)
IStabL1, IStabL2, IStabL3
Courants de stab. calculés des trois phases
Courant nominal d’expl.1)
IDiffEDS
Courant différentiel calculé de la protection différentielle Courant nominal d’expl.1)
de terre
IStabEDS
Courant de stab. calculé de la protection différentielle de Courant nominal d’expl.1)
terre
1
) pour les transformateurs selon les adresses 240, 243 et 249 (voir section 2.1.2) IN = SN /(√3·UN) ou IN = SN / UN (monophasé);
pour les générateurs/moteurs/bobines selon les adresses 251 et 252 (voir section 2.1.2) IN = SN /(√3·UN);
pour les jeux de barres et lignes selon l’adresse 265 (voir section 2.1.2)
IBS–Tool
L’„ IBS–Tool “ est un vaste outil de mise en service et de surveillance qui permet une
visualisation précise des principales données de mesure de la protection différentielle
au moyen d’un ordinateur personnel avec Web–Browser (navigateur Internet). Pour
plus de détails, consultez l’aide en ligne relative à l’„ IBS–Tool “.
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 2-94 en donne un exemple.
La valeur des courants différentiels et de stabilisation ainsi que leur position par rapport à la caractéristique de déclenchement paramétrée peuvent être représentées.
196
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2.15 Fonctions complémentaires
Secondary Values
Currents: Side 1
Currents: Side 2
+90°
±180°
+90°
0° ±180°
0°
–90°
IL1LS1 = 1.01 A,
IL2LS1 = 0.98 A,
IL3LS1 = 0.99 A,
–90°
0.0 °
240.2 °
119.1 °
IL1LS2 =
IL2LS2 =
IL3LS2 =
0.99 A,
0.97 A,
0.98 A,
177.9 °
58.3 °
298.2 °
Figure 2-94 Grandeurs de mesure aux deux côtés de l’équipement à protéger — Exemple de courants de circulation
Définition de
valeurs limites
L’appareil SIPROTEC® 7UT612 autorise le paramétrage de valeurs limites pour des
grandeurs de mesure et de compteur importantes. Si une de ces valeurs limites est
atteinte ou dépassée lors du fonctionnement de l’appareil, celui-ci produit une alarme
qui peut être visualisée comme signalisation 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 proprement
dites, comme la protection à maximum de courant ou la protection de surcharge, cette
logique de surveillance fonctionne toutefois en arrière-plan et ne peut pas réagir lors
de changements rapides des valeurs de mesure en cas de défaut si des fonctions de
protection ont démarré. 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.
Des valeurs limites peuvent être fixées si cela a été configuré via CFC pour ces
valeurs de mesure et de comptage (voir manuel système SIPROTEC® 4, n° référence
E50417–H1100–C151).
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197
2 Fonctions
2.15.3 Perturbographie
La protection différentielle 7UT612 est équipée d’une perturbographie. Les valeurs instantanées des grandeurs de mesure
iL1S1, iL2S1, iL3S1, iL1S2, iL2S2, iL3S2, 3i0S1, 3i0S2, i7, i8 ainsi que
IdiffL1, IdiffL2, Idiff L3, IstabL1, IstabL2, IstabL3
sont échantillonnées à des intervalles de 12/3 ms (à 50 Hz) et stockées dans un tampon cyclique (12 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 durant une période réglable, mais au
maximum pendant 5 secondes pour chaque enregistrement perturbographique. Ce
laps de temps permet de mémoriser jusqu’à 8 défauts. 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 permettent un accès aux données avec un ordinateur personnel équipé
du programme de traitement des données de protection DIGSI® 4 et du programme
graphique SIGRA 4. Ce dernier traite les informations enregistrées lors du défaut de
manière à pouvoir les représenter graphiquement et calcule un certain nombre d’autres informations qui découlent des grandeurs de mesure, comme la puissance ou les
valeurs efficaces. Les mesures peuvent être représentées au choix en valeurs primaires ou secondaires. En outre, les signaux sont représentés avec leur état binaire
dans le temps, 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, normalisées à la valeur nominale et formatées pour un affichage graphique. En outre, les signaux sont représentés avec leur
état binaire dans le temps, 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.
198
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.15 Fonctions complémentaires
2.15.4 Réglage des paramètres des fonctions
Valeurs de mesure
Outre les valeurs de mesure directement acquises et calculées à partir des courants
et des températures, l’appareil 7UT612 peut aussi afficher une tension et une puissance apparente.
L’affichage de la tension présuppose qu’une tension est couplée à l’entrée de mesure
du courant I7 ou I8 via une résistance série externe et qu’une fonction logique définie
par l’utilisateur est établie via CFC (voir aussi chapitre 2.15.2 sous „ Affichage et transmission des valeurs de mesure “).
Le calcul de la puissance apparente est effectué soit au moyen de cette tension, soit
au moyen de la tension nominale du côté 1 de l’équipement à protéger et des courants
de ce côté. Dans le premier cas, il faut paramétrer à l’adresse 7601 CALCUL PUIS.
= avec Umesurée, dans le dernier cas avec Uparam.
Perturbographie
Les définitions pour la perturbographie sont reprises dans le sous-menu
PERTURBOGRAPHIE du menu PARAMETRES. Pour la perturbographie, on fait la distinction entre le temps de référence et le critère d’enregistrement (Adresse 401
COND. D'INIT.). Normalement, le temps de référence est le démarrage de l’appareil, c’est-à-dire que le temps 0 est attribué au démarrage d’une fonction de protection.
Ainsi, le critère d’enregistrement peut également être le démarrage de l’appareil
(Critère=détect.) ou le déclenchement de l’appareil (Critère=décl.). On peut
aussi choisir le déclenchement de l’appareil comme temps de référence
(Référence=décl.), il servira alors aussi de critère d’enregistrement.
La durée d’enregistrement réelle commence au temps de prédéfaut T-PRE (adresse
404) avant le temps de référence et se termine par un temps de prolongation T-POST
(adresse 405) après la disparition du critère d’enregistrement. La durée maximale
d’enregistrement autorisée par enregistrement de perturbographie T-MAX est
paramétrée à l’adresse 403. 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. L’adresse 406 T-BIN ENREG. détermine la
longueur de l’enregistrement perturbographique (la limite supérieure est fixée par le
réglage de T-MAX, adresse 403). 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 403).
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199
2 Fonctions
2.15.5 Vue d’ensemble des paramètres
Valeurs de mesure
Adr.
7601
Paramètre
CALCUL PUIS.
Option D´Utilisation
avec U paramétrée
avec U mesurée
Réglage par
Défault
Explication
avec U paramétrée Le calcul de puissance s'effectue
Perturbographie
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
401
COND. D'INIT.
Enregistrer sur détection
défaut
Enregistrer sur déclenchement
Référence (t=0) =
déclenchement prot.
Enregistrer sur
détection défaut
Initiation de la perturbographie
403
T-MAX
0.30..5.00 s
1.00 s
Longueur maxi. par enregistrement Tmax
404
T-PRE
0.05..0.50 s
0.10 s
Durée d'enregistrement préévén. Tpré.
405
T-POST
0.05..0.50 s
0.10 s
Durée d'enregistrement postévén. Tpost.
406
T-BIN ENREG.
0.10..5.00 s; ∞
0.50 s
Durée d'enr. sur init. par entrée
bin.
2.15.6 Liste d’information
Statistique de commutation
FNo.
Signalisation
Explication
00409 >BlocComptHeure
>Blocage compteur d'heures du disj.
01020 HeuresFct
Nombre d'heures de fonctionnement
01000 Nbre décl.
Nombre de cmdes de déclenchement
30607 ΣIL1C1:
Somme des courants coupés HT L1 Côté 1
30608 ΣIL2C1:
Somme des courants coupés HT L2 Côté 1
30609 ΣIL3C1:
Somme des courants coupés HT L3 Côté 1
30610 ΣIL1C2:
Somme des courants coupés HT L1 Côté 2
30611 ΣIL2C2:
Somme des courants coupés HT L2 Côté 2
30612 ΣIL3C2:
Somme des courants coupés HT L3 Côté 2
30620 ΣI1:
Somme des courants coupés HT I1
30621 ΣI2:
Somme des courants coupés HT I2
200
Manuel 7UT612
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2.15 Fonctions complémentaires
FNo.
Signalisation
Explication
30622 ΣI3:
Somme des courants coupés HT I3
30623 ΣI4:
Somme des courants coupés HT I4
30624 ΣI5:
Somme des courants coupés HT I5
30625 ΣI6:
Somme des courants coupés HT I6
30626 ΣI7:
Somme des courants coupés HT I7
Valeurs de mesure
FNo.
Signalisation
Explication
00721 IL1C1=
Mesure courant L1 côté 1
00722 IL2C1=
Mesure courant L2 côté 1
00723 IL3C1=
Mesure courant L3 côté 1
30640 3I0C1=
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 1
30641 I1C1=
Mesure I1 (comp. directe) Côté 1
30642 I2C1=
Mesure I2 (comp. inverse) Côté 1
00724 IL1C2=
Mesure courant L1 côté 2
00725 IL2C2=
Mesure courant L2 côté 2
00726 IL3C2=
Mesure courant L3 côté 2
30643 3I0C2=
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 2
30644 I1C2=
Mesure I1 (comp. directe) Côté 2
30645 I2C2=
Mesure I2 (comp. inverse) Côté 2
30646 I1=
Mesure de courant I1
30647 I2=
Mesure de courant I2
30648 I3=
Mesure de courant I3
30649 I4=
Mesure de courant I4
30650 I5=
Mesure de courant I5
30651 I6=
Mesure de courant I6
30652 I7=
Mesure de courant I7
30653 I8=
Mesure de courant I8
07740 ϕIL1C1=
Angle de phase IL1 côté 1
07741 ϕIL2C1=
Angle de phase IL2 côté 1
07749 ϕIL3C1=
Angle de phase IL3 côté 1
07750 ϕIL1C2=
Angle de phase IL1 côté 2
07759 ϕIL2C2=
Angle de phase IL2 côté 2
07760 ϕIL3C2=
Angle de phase IL3 côté 2
30633 ϕI1=
Angle de phase I1
30634 ϕI2=
Angle de phase I2
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201
2 Fonctions
FNo.
Signalisation
Explication
30635 ϕI3=
Angle de phase I3
30636 ϕI4=
Angle de phase I4
30637 ϕI5=
Angle de phase I5
30638 ϕI6=
Angle de phase I6
30639 ϕI7=
Angle de phase I7
30656 Umesur.=
Mesure U (mesurée à travers I7/I8)
00645 S =
Mesure S (puissance apparente)
00644 f =
Mesure f (fréquence)
Valeurs thermiques
FNo.
Signalisation
Explication
00801 Temp fonctionn.
Température de fonctionnement
00802 Θ /Θdecl L1=
Température de surcharge pour L1
00803 Θ /Θdecl L2=
Température de surcharge pour L2
00804 Θ /Θdecl L3=
Température de surcharge pour L3
01060 Θ pic1 =
Prot. surcharge: pic de température 1
01061 Θ pic2 =
Prot. surcharge: pic de température 2
01062 Θ pic3 =
Prot. surcharge: pic de température 3
01063 Tx vieil
Prot. surcharge: taux de vieillissement
01066 Res SIGN
Prot. surcharge: réserve avant signal.
01067 ResALARM
Prot. surcharge: réserve avant alarme
01068 Θ RTD1 =
Température sur RTD 1
01069 Θ RTD 2 =
Température sur RTD 2
01070 Θ RTD 3 =
Température sur RTD 3
01071 Θ RTD 4 =
Température sur RTD 4
01072 Θ RTD 5 =
Température sur RTD 5
01073 Θ RTD 6 =
Température sur RTD 6
01074 Θ RTD 7 =
Température sur RTD 7
01075 Θ RTD 8 =
Température sur RTD 8
01076 Θ RTD 9 =
Température sur RTD 9
01077 Θ RTD10 =
Température sur RTD 10
01078 Θ RTD11 =
Température sur RTD 11
01079 Θ RTD12 =
Température sur RTD 12
202
Manuel 7UT612
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2.15 Fonctions complémentaires
Valeurs diff.
FNo.
Signalisation
Explication
07742 IDiffL1=
IDiffL1= (% du courant de réf. InO)
07743 IDiffL2=
IDiffL2= (% du courant de réf. InO)
07744 IDiffL3=
IDiffL3= (% du courant de réf. InO)
07745 IStabL1=
IStabL1= (% du courant de réf. InO)
07746 IStabL2=
IStabL2= (% du courant de réf. InO)
07747 IStabL3=
IStabL3= (% du courant de réf. InO)
30654 IDiffDeT=
Idiff diff. de terre (exprimé /InO)
30655 IStabDeT=
Istab diff. de terre (exprimé /InO)
Valeurs limites
FNo.
Signalisation
00272 TpsUtil>Seuil
Explication
Dépassement seuil temps d'utilis. disj.
Perturbographie
FNo.
Signalisation
Explication
00004 >Dém. perturbo.
>Dém. la perturbographie par cmde ext.
00203 MémPertEffacée
Mémoire perturbo. effacée
Dém.Pertu.
Démarrage perturbographie
Compteur à
impulsions
FNo.
uniquement si configuré (CFC)
Signalisation
Explication
00888 Wp(puls)=
Energie Wp (compteur par impulsions)
00889 Wq(puls)=
Energie Wq (compteur par impulsions)
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203
2 Fonctions
2.16
Gestion des commandes
Généralités
L’appareil SIPROTEC® 7UT612 possède une gestion intégrée des commandes permettant d’effectuer des manœuvres dans l’installation. Les commandes peuvent provenir de quatre sources :
• Commande locale sur le clavier de commande de l’appareil,
• Commande via DIGSI® 4,
• Commande à distance par le télécontrôle (p. ex. SICAM®),
• Automatismes (p. ex. via une entrée binaire).
Le nombre d’équipements à commander est uniquement limité par le nombre des entrées et sorties binaires nécessaires et disponibles. La commande n’est possible qu’à
la condition que les entrées et sorties binaires correspondantes sont configurées et
pourvues des caractéristiques adéquates.
Lorsque certaines conditions de verrouillage sont nécessaires à l’émission de la commande, les verrouillages de travée peuvent être introduits dans l’appareil sous forme
de fonctions logiques définies par l’utilisateur (CFC).
La configuration des entrées et sorties, la création de fonctions logiques définissables
par l’utilisateur et les procédures de manœuvre des engins sont décrites dans le manuel système SIPROTEC®, n° de référence E50417–H1100–C151.
2.16.1 Types de commandes
En ce qui concerne la commande de l’installation à partir de l’appareil, nous pouvons
distinguer les types de commande suivants.
Commandes de
manœuvres
Il s’agit de toutes les commandes qui sont données directement aux équipements du
poste et qui entraînent une modification d’état de l’installation :
• Commandes de manœuvre de disjoncteurs (sans contrôle de synchronisme), de
sectionneurs,
• Commandes de changement de plots des transformateurs (augmenter et diminuer),
• Commandes de réglage avec durée paramétrable, p. ex., pour commander les
bobines de Petersen.
Commandes
internes de l’appareil
Elles n’entraînent aucune émission directe de commande vers l’extérieur. Elles servent à activer des fonctions internes, à transmettre à l’appareil des modifications d’état
ou à les acquitter.
• Commandes de consignation, pour la “ consignation “ d’informations liées aux
équipements de l’installation, comme des signalisations et des positions, p. ex., en
cas d’absence de raccordement à l’installation. Une consignation de l’état de cette
information est appliquée (état invalide) et peut être affichée.
• Commandes de marqueur (ou drapeau) (pour “ définir ”) de la valeur des informations, p. ex., l’autorité de manœuvre (local/distance), les commutations de
204
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.16 Gestion des commandes
paramètres, les blocages de transmission et la remise à zéro des valeurs de
comptage.
• Les commandes d’acquittement et de réinitialisation pour démarrer/réinitialiser des
mémoires internes ou des bases de données.
• Les commandes de statut pour fixer/supprimer le “ statut “ d’une information liée à
un équipement de l’installation, tel que :
− Blocage de l’acquisition,
− Blocage d’une sortie.
2.16.2 Séquence de commande
Les mécanismes de sécurité présents dans la séquence de commande garantissent
qu’une commande ne peut être exécutée que lorsque le contrôle de critères prédéfinis
a été réalisé avec succès. Des verrouillages peuvent être configurés pour chaque engin séparément. L’exécution proprement dite de la commande est ensuite surveillée.
La séquence complète d’un ordre de commande est brièvement décrite ci-dessous :
Contrôle d’un
ordre de
commande
• Saisie de la commande, p. ex., par le clavier de commande intégré :
− 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 manœuvre ;
− Contrôle du sens de la manœuvre (comparaison position finale souhaitée-position actuelle) ;
− 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 par protection (blocage de manœuvres par fonctions de protection).
• Vérifications de commandes fixes :
− Surveillance du vieillissement de l’ordre (surveillance de la durée entre l’ordre de
commande et l’exécution de la commande) :
− Paramétrage en cours (une commande est rejetée ou temporisée lorsque le
chargement d’une nouvelle paramétrie est en cours) ;
− Equipement non présent en sortie (lorsqu’un équipement a été configuré, mais
n’a pas été affecté à une sortie binaire, la commande est rejetée) ;
− Blocage de sortie (lorsqu’un blocage de sortie a été paramétré et est actif au moment du traitement de la commande, la commande est rejetée) ;
− Défaut matériel d’une carte ;
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
205
2 Fonctions
− La commande de cet engin est déjà en cours (une seule commande peut être
traitée simultanément par engin, blocage d’actionnement double d’un engin) ;
− Contrôle 1–de–n (en cas d’affectations multiples sur un relais de sortie à potentiel commun, l’appareil vérifie si un processus de commande a été déjà lancé
pour ce relais de sortie).
Surveillance de
l’exécution de
la commande
− Arrêt d’un processus de commande par une commande d’annulation ;
− Surveillance du temps d’exécution (temps de surveillance du retour de position).
2.16.3 Protection contre les fausses manœuvres
Une protection contre les fausses manœuvres peut être réalisée au moyen d’une
logique (CFC) définissable par l’utilisateur. Les contrôles de fausse manœuvres se répartissent habituellement au sein d’un système SICAM®/SIPROTEC® en :
• Verrouillages poste (intertravées) vérifiés au sein de l’équipement central (pour les
jeux de barres) ;
• Verrouillages de travée vérifiés au niveau de l’équipement de travée (pour le départ).
Les verrouillages poste reposent sur l’image du poste dans l’équipement central.
Les verrouillages de travée reposent sur l’image des engins dans la travée (positions).
L’ensemble des contrôles de verrouillage est défini par la logique de verrouillage et
par la paramétrie.
Les organes de manœuvre, soumis à un verrouillage poste au niveau de l’équipement
central, sont signalés dans l’équipement de travée par un paramètre spécifique (dans
la matrice d’affectation).
Pour chaque commande, il est possible de choisir le mode de commande verrouillé
(normal) ou déverrouillé (test) :
− Sur l’appareil par modification de paramètre, moyennant l’introduction d’un mot de
passe,
− Par un automatisme résultant de conditions de déverrouillage définies par CFC,
− Pour les commandes locales et à distance, via une commande supplémentaire de
déverrouillage à partir de Profibus.
206
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
2.16 Gestion des commandes
2.16.3.1 Commande verrouillée/déverrouillée
Les vérifications de commande paramétrables sont également désignées dans les appareils SIPROTEC® en tant que “ verrouillage standard “. Ces vérifications peuvent
être activées via DIGSI® 4 (commande verrouillée) ou désactivées (déverrouillée).
“ Commande déverrouillée ou non verrouillée ” signifie que les conditions de verrouillage configurées ne sont pas testées.
“ Commande verrouillée ” signifie que toutes les conditions de verrouillage configurées sont testées au sein de la vérification de commande. Lorsqu’une condition n’est
pas remplie, une signalisation de refus à signe négatif est asjointe à la commande
(p. ex. “ BF– ”) et une indication d’exploitation est envoyée à l’écran. Le tableau 2-13
montre les types de commandes possibles pour un engin et les messages correspondants.
Tableau 2-13 Types de commande et signalisations correspondantes
Type de commande
Commande
Cause
Signal.
Commande de manœuvre
Manœuvre
BF
BF+/–
Commande de consignation
Consignation
NF
NF+/–
Commande de statut, blocage acquisition
Blocage d’acquisition
ES
ST+/– *)
Commande de statut, blocage de sortie
Blocage de sortie
AS
ST+/– *)
Commande d’annulation
Annulation
AB
AB+/–
*) Ces messages apparaissent sous cette forme à l’écran de l’appareil dans les signalisations d’exploitation,
sous DIGSI® 4 dans les signalisations spontanées
Dans la signalisation, le signe positif est une confirmation de la commande : le résultat
de l’émission de la commande est positif, conforme aux prévisions. Par conséquent,
le signe négatif signifie un résultat inattendu, la commande a été rejetée. La figure 295 montre à titre d’exemple dans les signalisations d’exploitation de la commande et
du retour de position, le déroulement d’une commande du disjoncteur qui s’est
déroulée de manière positive.
La vérification des verrouillages peut être configurée de manière distincte pour tous
les engins et les marqueurs. Les autres commandes internes, comme la consignation
ou l’annulation, ne sont pas vérifiées, c.-à-d. exécutées indépendamment des verrouillages.
SIGNAL. EXPLOITATION
--------------------19.06.01 11:52:05,625
Q0
BF+
ON
19.06.01 11:52:06,134
Q0
RM+
ON
Figure 2-95
Manuel 7UT612
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Exemple de signalisation d’exploitation à l’enclenchement du disjoncteur Q0
207
2 Fonctions
Verrouillage
standard
Les verrouillages standard sont les vérifications définies lors de la configuration des
entrées et des sorties pour chaque organe de manœuvre.
Un diagramme logique de ces conditions de verrouillage au sein de l’appareil est
présenté à la figure 2-96.
.
Autorisation de manœuvre
Origine de
l’ordre =
Mode de commande
ON/OFF
LOCAL
&
DIST1),
DIGSI
local
&
loc
AUTO
&
Autoris. manœuvre
(LOCAL/DISTANCE)
dist
Autoris. manœuvre
DIGSI
DIGSI
&
&
DIGSI
≥1
&
dist
Mode com. LOCAL
(déverr./verrouillé)
commande déverrouillée
&
≥1
VOUL = REEL
o/n
Mode com. DISTANCE
(déverr./verrouillé)
commande verrouillée
&
Retour signal. ON/OFF
Blocage prot.
Libération SG OUI
≥1
VOUL = REEL o/n
Verrouil.poste o/n
Verrouillage travéeo/n
Blocage prot.
o/n
Double act.blocagej/n
Autor. com. LOCALo/n
Autor. comm DIST o/n
≥1
Sortie
sur relais
Libération SG NON
Evénement
Etat
1
) Origine de la commande DISTANCE intègre LOCAL.
(Commande LOCAL via contrôle-commande de poste
Commande DISTANCE à partir d’un centre de conduite vers le contrôle-commande du poste et de là vers l’appareil)
Figure 2-96 Verrouillages standard
208
Manuel 7UT612
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2.16 Gestion des commandes
Les causes de verrouillage configurés peuvent être consultés sur l’écran de l’appareil.
Ils sont caractérisés par des lettres, dont la signification est expliquée au tableau
2-14 :
Tableau 2-14 Identifications des verrouillages
Abréviation
Affichage écran
Autorisation de manœuvre
SV
S
Verrouillage poste
AV
A
Verrouillage de travée
FV
F
ETAT VOULU = ETAT ACTUEL (Vérification
du sens de la la commande)
SI
I
Blocage par protection
SB
B
Identifications de verrouillage
La figure 2-97 présente à titre d’exemple les conditions de verrouillage affichables à
l’écran de l’appareil pour trois engins, accompagnés des abréviations expliquées dans
le tableau 2-14. Toutes les conditions de verrouillage paramétrées sont affichées (voir
figure 2-97).
VERROUILLAGE 01/03
-------------------Q0 EN/HORS S – F I B
Q1 EN/HORS S – F I B
Q8 ON/HORS S – F I B
Figure 2-97
Logique d’autorisation par CFC
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Exemple d’affichage des conditions de verrouillage configurées
Pour les verrouillages de travée, une logique d’autorisation peut-être développée via
CFC. En fonction des conditions de libération remplies ou pas, l’information commande « possible ” ou « bloquée par verrouillage de travée ” est mise à disposition
(p. ex. objet «Libération SG OUI ” et “ Libération SG NON ” avec les valeurs : APPARAIT/ DISPARAIT).
209
2 Fonctions
2.16.4 Enregistrement/acquittement de commande
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 ”. Après avoir procédé à l’affectation appropriée (paramétrie), ces signalisations sont introduites dans le registre des
signalisations d’exploitation.
Acquittement de
commande sur l’appareil
Tous les messages pourvus de l’information d’origine VQ_ORT génèrent une information de commande correspondante qui est affichée dans le champ de texte de l’écran.
Acquittement des
commandes sur
LOCAL/DISTANT/
Digsi
Les message pourvus de l’information d’origine VQ_LOCAL/DISTANT/DIGSI doivent
être envoyés à l’initiateur de la commande indépendamment de l’affectation (configuré sur l’interface série).
Surveillance du retour de position
Le traitement des commandes exécute une surveillance dans le temps du retour de
position de chaque commande en cours. Parallèlement à la commande, un temps de
surveillance est démarré (surveillance du temps d’exécution de la commande) et contrôle si l’appareil a atteint la position finale souhaitée avant l’expiration du temps en
question. Le temps de surveillance prend fin à l’acquisition du retour de position. Si le
retour de position n’arrive pas, une information de commande est affichée “ Tps RM
écoulé “ et la commande en cours est arrêtée.
Par conséquent, l’acquittement de commande n’est pas réalisé comme pour la commande locale par une information de commande, mais bien par la signalisation de
commande et le retour normal de signalisation.
Les commandes et leurs retours de position sont également enregistrés dans les signalisations d’exploitation. L’exécution de commande est normalement arrêtée par
l’acquisition du retour de position (RM+) de l’engin concerné ou, dans le cas de commandes sans retour de position, par une signalisation envoyée après la fin de l’émission de l’ordre.
Dans le retour de position, le signe positif signifie l’acquittement de la commande. La
commande a été clôturée de manière positive, c.-à-d. comme escompté. De la même
manière, le signe négatif indique une sortie négative, inattendue.
Emission de
commande/
amorçage de relais
210
Les types de commande nécessaires à l’enclenchement et au déclenchement des organes de manœuvre ou à l’ordre d’augmenter ou de diminuer le plot d’un transformateur sont définis pendant l’étude, voir le manuel système SIPROTEC® 4, n° de
référence E50417–H1100–C151.
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2.16 Gestion des commandes
2.16.5 Liste d’information
FNo.
Signalisation
Explication
Niv. accès
Niveau d'accès
Ctrl Dist.
Contrôle à distance
NivAcPlace
Niveau d'accès : sur place
„
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211
2 Fonctions
212
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Montage et mise en service
3
Le présent chapitre est destiné au metteur en service expérimenté. Celui-ci doit connaître la mise en service d'équipements de protection et de commande, l’exploitation
d’un réseau et les règles et prescriptions de sécurité. Il se peut que le matériel doive
être adapté aux données de l’installation. L'équipement à protéger (ligne, transformateur, etc.) doit être sous tension pour les contrôles au primaire.
Manuel 7UT612
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3.1
Montage et connexion
214
3.2
Contrôle des connexions
234
3.3
Mise en service
239
3.4
Préparation finale de l’appareil
265
213
3 Montage et mise en service
3.1
Montage et connexion
Avertissement !
Le fonctionnement sans problème et sûr de l'appareil présuppose un transport, un
stockage, une installation et un montage corrects, dans le respect des avertissements et des consignes figurant dans le manuel de l'appareil.
Il convient d'observer en particulier les prescriptions générales d'installation et de
sécurité relatives aux postes à courant fort (p. ex. DIN, VDE, EN, CEI ou toutes autres prescriptions nationales et internationales). Un non-respect de ces consignes
peut entraîner la mort, des blessures corporelles ou des dégâts matériels considérables.
Condition
3.1.1
Montage
Montage encastré
214
Les données nominales de l'appareil ont été contrôlées et leur concordance avec les
données de l’installation a été vérifiée.
‰
Retirer les 4 caches aux coins de la face avant. Les 4 percements de la cornière
de fixation sont ainsi accessibles.
‰
Enfoncer l'appareil dans la découpe du panneau de commande et le fixer avec 4
vis. Pour le plan d'encombrement, voir section 4.15, figure 4-13.
‰
Remonter les 4 caches.
‰
Raccorder la terre de travail de l'appareil à l’arrière à une terre de protection de
faible impédance au moyen d’une vis de pas maximum M4. La section du conducteur utilisé à cet effet doit correspondre à la section maximale raccordée, avec un
minimum de 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.
Avec des souliers de câbles, ceux-ci doivent être centrés dans la chambre de connexion pour que le filet de la vis corresponde au trou du soulier de câble.
Les indications concernant les sections maximales, les couples de serrage, les
rayons de courbure et la décharge de traction qui figurent dans le manuel du
système (référence E50417–H1100–C151) doivent impérativement être observées. Les instructions succinctes qui accompagnent l'appareil contiennent
également des consignes.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.1 Montage et connexion
Trou de fixation
SIPROTEC
SIEMENS
RUN
ERROR
7UT612
MENU PRINCIPAL 01/05
Signalisations 1
Valeurs de mesure 2
MENU
Signalisations
F1
7
8
9
Val. mes.
F2
4
5
6
Signal. de
défaut
F3
1
2
3
0
+/-
F4
Figure 3-1
Montage en châssis et en armoire
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
ENTER
ESC
LED
Montage encastré d’un 7UT612
2 supports de fixation sont nécessaires pour monter un appareil dans un châssis ou
une armoire. Les numéros de référence sont spécifiés en annexe, sous la section
A.1.1.
‰
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 caches aux coins du panneau frontal. Les 4 percements dans la
cornière de fixation sont ainsi accessibles.
‰
Fixer l'appareil sur les supports avec 4 vis. Pour le plan d'encombrement, voir la
section 4.15, figure 4-15.
‰
Remonter les 4 caches.
‰
Resserrer à fond les 8 vis des équerres en L du châssis ou de l'armoire.
‰
Raccorder la terre de travail de l’appareil à l’arrière à une terre de protection de
faible impédance au moyen d’une vis de pas minimum M4. La section du conducteur utilisé à cet effet doit correspondre à la section maximale raccordée, avec un
minimem de 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.
Avec des souleirs de câble, ceux-ci doivent être centrés dans la chambre de connexion pour que le filet de la vis corresponde au trou du soulier de câble.
Les indications concernant les sections maximales, les couples de serrage, les
215
3 Montage et mise en service
rayons de courbure et la décharge de traction qui figurent dans le manuel du
système (référence E50417–H1100–C151) doivent impérativement être observées. Les instructions succinctes qui accompagnent l'appareil contiennent
également des consignes.
Support de fixation
SIEMENS
SIPROTEC
RUN
ERROR
7UT612
MENU PRINCIPAL 01/05
Signalisations 1
Valeurs de mesure 2
MENU
ENTER
ESC
LED
Signalisations
F1
7
8
9
Val. mes.
F2
4
5
6
Signal. de
défaut
F3
1
2
3
0
+/-
F4
Support de fixation
Figure 3-2
Montage en saillie
216
Montage d’un 7UT612 en châssis ou en armoire
‰
Fixer l'appareil au panneau de commande à l'aide de 4 vis. Pour le plan d'encombrement, voir la section 4.15, figure 4-14.
‰
Relier la borne de mise à la terre de l'appareil à la terre de protection du panneau
de commande. La section du conducteur utilisé à cet effet doit correspondre à la
section maximale raccordée, avec un minimum de 2,5 mm2.
‰
Raccorder la terre de travail de l’appareil sur la face latérale à une terre de protection de faible impédance (section du conducteur > 2,5 mm2) au moyen d’une
vis de pas minimum M4.
‰
Raccorder sur les bornes à visser conformément au schéma de raccordement et
connecter les fibres optiques sur la face inclinée. Les indications concernant les
sections maximales, les couples de serrage, les rayons de courbure et la décharge de traction qui figurent dans le manuel du système (référence E50417–
H1100–C151) doivent impérativement être observées. Les instructions succinctes
qui accompagnent l'appareil contiennent également des consignes.
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3.1 Montage et connexion
3.1.2
Variantes de connexion
Voir l’annexe A.2 pour les plans d’ensemble. L’annexe A.3 contient des exemples de
connexion pour les transformateurs de courant. Il convient de contrôler que les
réglages des paramètres de configuration (section 2.1.1) et les données de l’installation (section 2.1.2) correspondent à l’équipement à protéger et à ses raccords:
Equipement à protéger
Le réglage de l’OBJET PROTEGE (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 = Autotransfo et non Transfo triph. pour les
autotransformateurs. Avec Transfo mono., 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 côtés de l’équipement à protéger. Pour des exemples de connexion concernant les différents équipements à protéger, voir l'annexe A.3, figures A-3 à A-6 et
A-9 à A-13.
Dans le cas d'un raccordement biphasé d'un transformateur monophasé, la phase
centrale (IL2) reste libre. La figure A-7 de l’annexe A.3 présente un exemple de connexion. Si un seul transformateur de courant est présent, les deux phases (IL1 et IL3)
sont malgré tout utilisées comme à la figure A-8 de la page de droite.
Dans le cas d'une protection différentielle monophasée pour jeux de barres, chaque
entrée de mesure (sauf I8) est affectée à une travée du jeu de barres. La figure A-14
à l’annexe A.3 présente un exemple pour une phase ; les autres doivent être connectées en conséquence. Si l'appareil est raccordé via un transformateur de mixage,
se référer à la figure A-15. Dans ce dernier cas, 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 (voir aussi la section
3.1.3).
L'affectation des entrées de courant I7 et I8 doit être vérifiée. Les raccords sont aussi
fonction de l'application et sont pris en compte dans certains exemples (p. ex. figures A-4 à A-7 et A-11 à A-15).
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.
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 aux
tableaux A-2 et A-3 de l’annexe A.5. Vérifiez également que les bandelettes de
repérage en face avant correspondent aux signalisations affectées.
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.
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217
3 Montage et mise en service
Commutation des
jeux de paramètres
Si la commutation des jeux de paramètres doit être exécutée via des entrées binaires, respecter les points suivants :
• 2 entrées binaires doivent être disponibles pour la commande de 4 jeux de
paramètres possibles. Elles sont désignées par “>Sél. Jeu Par-1“ et “Sél.
Jeu Par-2” et doivent être affectées à 2 entrées binaires physiques afin de pouvoir être commandés.
• Pour la commande de 2 jeux de paramètres, une seule entrée binaire suffit, à
savoir “>Sél. Jeu Par-1”, car l'entrée binaire non affectée “Sél. Jeu Par2” est alors réputée non commandée.
• Les signaux de commande doivent être présents en permanence pour que le jeu
de paramètres choisi soit et demeure actif.
L'affectation des entrées binaires aux jeux de paramètres A à D est indiquée dans
le tableau 3-1 alors que la figure 3-3 illustre un exemple de raccordement simplifié.
L'exemple présuppose que les entrées binaires fonctionnent en logique de travail,
c'est-à-dire qu'elles sont activées en présence d'une tension (actives à l'état H).
Tableau 3-1 Choix des paramètres (commutation des jeux de paramètres) via des entrées binaires
Entrée binaire
>Choix param.1
>Choix param.2
actif
non
non
Groupe A
oui
non
Groupe B
non
oui
Groupe C
oui
oui
Groupe D
non= pas activée
oui= activée
Commutateur
jeu de paramètres
L+
A
B
C
D
L+
A
B
C
D
Figure 3-3
Surveillance du
circuit de déclenchement
218
7UT612
L–
L–
N° fonction 7
>Choix param.
N° fonction 8
>Choix param.
Schéma électrique (exemple) pour une commutation de jeux de paramètres via
des entrées binaires
S'assurer que 2 entrées binaires ou une entrée binaire et une résistance équivalente
R sont mises en série. Le seuil d’activation des entrées binaires doit donc rester
clairement en-dessous de la moitié de la valeur nominale de la tension continue de
commande.
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3.1 Montage et connexion
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'està-dire non reliées à un commun.
Avec une seule entrée binaire, une résistance équivalente R doit être insérée (voir
la figure 3-4). 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.
UTc
L+
7UT612
N° fonction 6852
>SurCirDéRelCmd
UEB
7UT612
CR
Légende :
R
BD
Disj.
ContA1
ContA2
CR
—
Disj —
BD
—
ContA1—
ContA2—
R
—
UTc
UEB
Contact du relais de commande
Disjoncteur
Bobine de déclenchement de disjoncteur
Contact auxiliaire de disjoncteur (contact NO)
Contact auxiliaire de disjoncteur (contat NF)
Résistance équivalente
— Tension de commande (tension déclenchement)
— Tension d’entrée pour entrée binaire
L–
Figure 3-4
Surveillance du circuit de déclenchement avec une entrée binaire — Exemple
pour circuit de déclenchement 1
Pour le dimensionnement, il en résulte une valeur limite supérieure Rmax et une
valeur limite inférieure Rmin, à partir desquelles la moyenne arithmétique R doit être
choisie comme valeur optimale :
R max + R min
R = --------------------------------2
Pour que la tension minimale d’activation de l'entrée binaire soit garantie, nous obtenons pour Rmax :
U St – U EB min
R max =  ----------------------------------- – R LSS
 I EB ( haut ) 
Pour que la bobine du disjoncteur ne reste pas excitée dans le cas ci-dessus, nous
obtenons pour Rmin :
U St – U BD (BAS)
R min = R LSS ⋅  ----------------------------------------
 U BD (BAS) 
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IEB (HIGH)
Courant constant avec EB activée (= 1,7 mA)
UEB min
Tension d’activation minimale pour EB (= 19 V par défaut à la livraison pour des
tensions nominales 24/48/60 V; 73 V par défaut à la livraison pour des tensions
nominales 110/125/220/250 V)
UTC
Tension de commande du circuit de déclenchement
RBD
Résistance ohmique de la bobine du disjoncteur
UBD (BAS)
Tension maximale à la bobine du disjoncteur sans entraîner de déclenchement
219
3 Montage et mise en service
S'il ressort du calcul que Rmax < Rmin, le calcul doit être recommencé avec le seuil
d’activation UEB min inférieur suivant et ce seuil doit être adapté dans l'appareil à l'aide
d'un ou plusieurs cavaliers (voir la section 3.1.3).
Pour la puissance absorbée de la résistance, appliquer :
2
U St
2
P R = I ⋅ R =  ------------------------ ⋅ R
 R + R LSS
Exemple:
IEB (HAUT)
1,7 mA (du SIPROTEC® 7UT612)
UEB min
19 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales de 24/48/60 V (de l’appareil
7UT612)
73 V par défaut à la livraison pour des tensions nominales 110/125/220/250 V (de
l’appareil 7UT612)
UTC
110 V (du poste / circuit de déclenchement)
RBD
500 Ω (du poste / circuit de déclenchement)
UBD (BAS)
2 V (du poste / circuit de déclenchement)
110 V – 19 V
R max =  ---------------------------------- – 500 Ω
 1,7 mA 
Rmax = 53 kΩ
110 V – 2 V
R min = 500 Ω ⋅  ------------------------------


2V
Rmin = 27 kΩ
R max + R min
R = -------------------------------- = 40 kΩ
2
La valeur normalisée 39 kΩ la plus proche est sélectionnée; pour la puissance, appliquer :
2
110 V
P R =  ---------------------------------------- ⋅ 39 kΩ
 39 kΩ + 0,5 kΩ
PR ≥ 0,3 W
Thermobox
220
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 peuvent être reliés à l'interface de service (port C).
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3.1 Montage et connexion
3.1.3
Adaptation du matériel
3.1.3.1
Généralités
Une adaptation ultérieure du matériel aux conditions de l’installation peut s'avérer
nécessaire, par exemple pour la tension d’activation des entrées binaires ou la terminaison d'interfaces à bus. Si des adaptations sont réalisées ou que des modules
d'interface sont remplacés, il faut en tout état de cause respecter les indications des
sections 3.1.3.2 à 3.1.3.5.
Tension auxiliaire
Il existe plusieurs plages de tension d'entrée pour la tension auxiliaire (voir les
références de commande à l'annexe A.1). Les exécutions pour 60/110/125 Vcc et
110/125/220/250 Vcc / 115/230 Vca 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 plus en détail à la section 3.1.3.3 sous le titre
„Carte processeur A–CPU“. À 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 de 5 A. La position des cavaliers est réglée en usine en
fonction des indications de la plaque signalétique, et ce, pour les entrées de courant
I1 à I7; I8 est indépendante du courant nominal.
Si les jeux de transformateurs de courant possèdent des courants nominaux secondaires différents aux côtés de l’équipement à protéger et/ou à l’entrée de courant I7
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. Si une telle protection est dotée
de transformateurs de mixage, les courants nominaux des entrées de courant I1 à I7
sont habituellement égaux à 100 mA.
L'affectation des cavaliers en fonction du courant nominal et leur emplacement sont
décrits plus en détail à la section 3.1.3.3 sous le titre “ Carte d’entrée/sortie A–I/O–3 “.
Si des modifications sont apportées, ne pas oublier de les transmettre à l'appareil :
− Dans le cas d'applications triphasées et de transformateurs monophasés, sous
l'adresse 203 IN-SEC TC C1 pour le côté 1 et l’adresse 208 IN-SEC TC C2 pour
le côté 2 dans les données de l’installation (voir section 2.1.2 sous le titre „Données
de transformateur de courant pour 2 extrémités“, page 24).
− Dans le cas d'applications triphasées et de transformateurs monophasés, sous
l'adresse 233 IN-SEC TC I7 pour l’entrée de courant I7 (voir section 2.1.2 sous
le titre “ Données de transformateur de courant pour l’entrée de courant I7 “, page
28).
− Dans le cas d'une protection différentielle monophasée pour jeux de barres, sous
les adresses 213 IN-SEC TC I1 à 233 IN-SEC TC I7 (voir section 2.1.2 sous
le titre “ Données de transformateur de courant avec une protection monophasée
pour jeu de barres “, page 26).
L'entrée de mesure de courant I8 est conçue — indépendamment du courant nominal de l'appareil — pour une mesure très sensible du courant (env. 3 mA à 1,6 A).
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221
3 Montage et mise en service
Tension d’activation pour les entrées binaires
À la livraison, les entrées binaires sont réglées de manière à fonctionner avec une
tension du même ordre que la tension d'alimentation. En cas d'écart des valeurs
nominales de la tension de commande côté poste, il peut être nécessaire de modifier
le seuil d’activation des entrées binaires.
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 à la section 3.1.3.3 sous le titre “ Carte processeur A–CPU “.
Note :
Si des entrées binaires sont employées pour la surveillance du circuit de déclenchement, il faut s'assurer que deux entrées binaires (ou une entrée binaire et une résistance équivalente) sont mises en série. Le seuil d’activation doit rester clairement
en-dessous de la moitié de la tension de commande nominale.
Type de contact du
relais de sortie
La carte processeur A-CPU comporte deux relais dont les contacts peuvent être
réglés au choix sur une position NO ou NF. Pour ce faire, il suffit de changer un cavalier. L'affectation des cavaliers au type de contact et leur emplacement sont décrits
à la section 3.1.3.3 sous le titre “ Carte processeur A–CPU “.
Remplacement
d’interfaces
Les interfaces sérielles peuvent être interchangées. Les interfaces concernées et les
procédures de remplacement figurent à la section 3.1.3.4 sous le titre
“ Remplacement de 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. L’emplacement des cavaliers sur le module d'interface est décrit plus en détail à la section 3.1.3.4 sous le titre
“ Interface RS485 “.
Pièces de rechange
Les pièces qu'il est possible de remplacer sont la batterie tampon, qui permet de
conserver les données mémorisées dans la mémoire vive en cas d'interruption de la
tension d'alimentation, et le microfusible de l'alimentation interne. Pour leur emplacement, voir la figure 3-6 . Les données relatives au fusible sont gravées sur la
carte, à côté du fusible. En cas de remplacement, observer les indications du manuel du système (référence E50417–H1100–C151) sous “ Maintenance “.
222
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3.1 Montage et connexion
3.1.3.2
Démontage de l’appareil
Avertissement !
Les étapes suivantes présupposent que l'appareil n'est pas opérationnel. En raison
des risques liés à des tensions dangereuses et à des rayonnements laser, l'appareil
ne peut être connecté ni à une tension auxiliaire ni à des grandeurs de mesure ou
des fibres optiques !
Pour procéder à des interventions sur les circuits imprimés (contrôle ou changement
de cavaliers, remplacement de cartes, remplacement de la batterie tampon ou du
microfusible), procéder comme suit :
Attention !
Une modification d'éléments d'un circuit imprimé concernant les données nominales
de l'appareil implique que la désignation de commande (MLFB) et les valeurs nominales indiquées sur la plaque signalétique ne correspondent plus à l'appareil. Si une
telle modification s'impose à titre exceptionnel, il est indispensable de le signaler
clairement et visiblement sur l'appareil. Des étiquettes autocollantes pouvant servir
de plaque signalétique complémentaire sont disponibles à cet effet.
‰
Préparer le plan de travail : placer les éléments sensibles aux décharges électrostatiques (CSDE) sur un support adéquat. En outre, utiliser les outils suivants:
− un tournevis avec une largeur de tête de 5 à 6 mm,
− un tournevis cruciforme Pz de 1,
− une clé à douille de 4,5 mm.
‰
Sur la face arrière, desserrer les vis du connecteur DSUB à l'emplacement „A“.
Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.
‰
Si, en plus de l'interface de l'emplacement " A ", l'appareil est équipé d'autres interfaces aux emplacements " B " et/ou " C ", les vis placées en diagonale doivent toujours être desserrées.
Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.
‰
Enlever les caches sur le panneau frontal de l'appareil et desserrer les vis qui sont
ainsi accessibles.
‰
Retirer le panneau frontal et le rabattre prudemment sur le côté.
Attention !
Il convient impérativement d'éviter les décharges électrostatiques par les raccords
des composants, des bandes conductrices et des broches de connecteurs en
touchant au préalable des pièces métalliques mises à la terre. Ne pas enficher ou
retirer des connexions d'interface sous tension !
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223
3 Montage et mise en service
Pour la disposition des cartes, voir la figure 3-5.
‰
Déconnecter le câble plat entre la carte processeur A-CPU (n) et la face avant. Pour
ce faire, appuyer sur les blocages mécaniques en haut et en bas du connecteur pour
libérer la fiche du câble plat.
‰
Déconnecter le câble plat entre la carte processeur A-CPU (n) et la carte d'entrée/
sortie A-I/O-3 (o).
‰
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 A-CPU en raison de la présence des connecteurs.
‰
Contrôler et, le cas échéant, changer ou enlever les cavaliers conformément aux figures 3-6 et 3-7 et aux explications ci-dessous.
1
2
Empl. 5
1
EB1 à
EB3
Figure 3-5
224
Carte processeur A–CPU
Carte d’entrée/sortie A–I/O–3
Empl. 19
2
Entrées binaires
Vue de face après enlèvement de la face avant (vue simplifiée et réduite)
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3.1 Montage et connexion
3.1.3.3
Cavaliers sur circuits imprimés
Carte processeur
A–CPU
La topologie du circuit imprimé de la carte processeur A–CPU est représentée à la figure 3-6.
La tension nominale réglée pour l'alimentation électrique intégrée est contrôlée en
fonction du tableau 3-2, les tensions d’activation choisies pour les entrées binaires
EB1 à EB3 selon le tableau 3-3 et le type de contact des sorties binaires SB1 et SB2
est contrôlé selon le tableau 3-4.
Fusible
T 2,0H250V
X51
3 21
F1
2
1
3
X41
2
1
3
X42
X23
X22
X52
L H
1
L H L H
2
Synchron.
du temps
(Port
A)
.
–
+
G1
Figure 3-6
X21
4 3
Serre-câble
X53
1
2
3
Interface
utilisateur
frontale
Batterie
Carte processeur A–CPU (sans module d’interface) avec représentation des cavaliers nécessaires à la vérification des réglages
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225
3 Montage et mise en service
Tableau 3-2 Position des cavaliers pour la tension nominale de l’alimentation électrique intégrée sur la carte processeur A–CPU
Tension nominale
Cavalier
DC 24 à 48 V
DC 60 à 125 V
DC 110 à 250 V, AC 115 à 230 V
X51
non équipé
1–2
2–3
X52
non équipé
1–2 et 3–4
2–3
X53
non équipé
1–2
2–3
Tableau 3-3 Position des cavaliers pour les tensions d’activation des entrées binaires EB1
à EB3 sur la carte processeur A–CPU
Entrée binaire
Cavalier
Seuil 17 V 1)
Seuil 73 V 2)
EB1
X21
1–2
2–3
EB2
X22
1–2
2–3
EB3
X23
1–2
2–3
1)
Par défaut à la livraison pour des appareils présentant des tensions nominales d’alimentation de 24 à
125 Vcc
2) Par défaut à la livraison pour des appareils présentant des tensions nominales d’alimentation de 110 à
220 Vcc, de 115 à 230 Vca
Tableau 3-4 Position des cavaliers pour le type de contact des relais de SB1 et SB2 sur le
module processeur A–CPU
226
pour
Cavalier
Position de repos ouverte
(Contact NO)
Position de repos fermée Par défaut à la
(Contact NF)
livraison
SB1
X41
1–2
2–3
1–2
SB2
X42
1–2
2–3
1–2
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3.1 Montage et connexion
Carte d’entrée/sortie A–I/O–3
La topologie du circuit imprimé pour la carte d’entrée/sortie A–I/O–3 est représentée
à la figure 3-7.
X65
0.1A
5A
X66
0.1A
5A
1A
1A
IL2S2
I5
IL1S2
I4
IL3S2
I6
I8
1A
X67
0.1A
5A
1A
1A
undef
5A
5A
5A
undef
IL1S1
I1
IL3S1
I3
I7
1A
1A
5A
X63
0.1A
5A
X64
0.1A
0.1A courant
1A nominal
X70 I7
0.1A courant
1A nominal
X69 côté 2
0.1A courant
1A nominal
X68 côté 1
Figure 3-7
X61
0.1A
5A
X62
0.1A
5A
IL2S1
I2
Carte d’entrée/sortie A–I/O–3 avec représentation des cavaliers nécessaires à la
vérification des réglages
Les courants nominaux réglés pour le convertisseur d'entrée de courant sont contrôlés sur la carte d'entrée/sortie A-I/O-3.
Par défaut, tous les cavaliers (X61 à X70) sont uniformément réglés pour un courant
nominal (selon la désignation de commande de l'appareil). Il est toutefois possible
de modifier les courants nominaux pour chaque convertisseur d'entrée.
Pour ce faire, il convient de changer en conséquence les cavaliers situés près des
convertisseurs et les cavaliers supplémentaires X68 à X70. Le tableau 3-5 présente
l'affectation des cavaliers aux entrées de mesure de courant.
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227
3 Montage et mise en service
• Pour des applications triphasées et des transformateurs monophasés:
3 entrées de mesure sont disponibles pour chaque côté. Les cavaliers d'un même
côté doivent être mis sur le même courant nominal. En outre, les cavaliers qui
sont chaque fois communs (X68 pour le côté 1 et X69 pour le côté 2) doivent être
réglés sur le même courant nominal.
Pour l’entrée de courant I7, le cavalier individuel et le cavalier commun doivent
être mis sur le même courant nominal.
• Pour une protection monophasée de jeux de barres :
Chaque entrée peut être réglée individuellement. X68 n'est mis sur le même courant nominal que si les entrées de mesure I1 à I3 possèdent un courant nominal
identique. X69 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 „indef“.
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.
Tableau 3-5 Affectation des cavaliers aux entrées de mesure pour le courant nominal
Application
228
Cavaliers
triphasé
monophasé
individuel
commun
IL1S1
I1
X61
IL2S1
I2
X62
IL3S1
I3
X63
IL1S2
I4
X65
IL2S2
I5
X66
IL3S2
I6
X67
I7
I7
X64
X70
I8
I8
—
—
X68
X69
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3.1 Montage et connexion
3.1.3.4
Modules d’interface
Remplacement de
modules
d’interface
Les modules d'interface se trouvent sur la carte processeur A-CPU. La figure 3-8
montre la disposition des modules sur le circuit imprimé.
Emplacement
(panneau arrière
du boîtier)
Figure 3-8
Interface de service/
Thermobox
C
Interface système
B
Carte processeur A–CPU avec modules d’interface
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.
• Seuls peuvent être utilisés des modules d'interface correspondant aux codes de
référence attribuables à l'appareil en usine (voir aussi l'annexe A.1).
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229
3 Montage et mise en service
• Le cas échéant, la terminaison des interfaces à bus selon le titre „Interface
RS485“ doit être garantie.
Tableau 3-6 Modules de rechange pour interfaces en boîtier encastrable
Interface
Emplacement
Module de rechange
RS232
RS485
Fibre optique 820 nm
Profibus FMS RS485
Profibus FMS simple boucle
Interface système
B
Profibus FMS double boucle
Profibus DP RS485
Profibus DP double boucle
Modbus RS485
Modbus 820 nm
DNP 3.0 RS485
DNP 3.0 820 nm
RS232
Interface de service/
Thermobox
C
RS485
Fibre optique 820 nm
Les références de commande des modules de rechange sont spécifiés en annexe,
sous la section A.1.1 Accessoires.
Interface RS232
L'interface RS232 peut être reconfigurée en interface RS485 conformément à la figure 3-10.
La figure 3-8 montre la disposition des modules sur le circuit imprimé de l'A-CPU. La
figure 3-9 illustre la position des cavaliers de l'interface RS232 sur le module d'interface.
Dans ce cas-ci, les résistances de terminaison ne sont pas nécessaires. Elles sont
désactivées d'office.
230
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.1 Montage et connexion
8X
1
2
3
X12
1 2 3
1 2 3
X11
1 2 3
1
2
3
X3
X6
X7
X4
X5
X10
1
2
3
X13
1 2 3
C53207A324-B180
Représentation des
cavaliers par défaut
Figure 3-9
Position des cavaliers pour la configuration de l’interface RS232
Le cavalier X11 active le signal d’autorisation d’émettre, essentiel pour la communication par modem. Cela signifie :
Position 2–3 du cavalier: Les signaux de pilotage d’un modem CTS (Clear-To-Send/
autorisation d’émettre) selon RS232 ne sont pas disponibles. Cela correspond à une
connexion usuelle par coupleur étoile optique ou convertisseur fibres optiques. Ils
ne sont pas nécessaires, car la liaison avec les appareils SIPROTEC® se déroule
toujours en mode semi-duplex. Il convient d'employer le câble de connexion portant
la désignation de commande 7XV5100–4.
Position 1–2 du cavalier: Les signaux du modem sont mis à disposition. Ce réglage
peut également être choisi en option pour une connexion RS232 directe entre l'appareil et un modem. Il est alors recommandé d'utiliser un câble de connexion modem
RS232 du commerce (adaptateur 9/25 contacts).
Tableau 3-7 Position des cavaliers pour CTS (autorisation d’émettre) sur le module d’interface
Interface RS485
Cavalier
/CTS de l’interface RS232
/CTS piloté par /RTS
X11
1–2
2–3
L'interface RS485 peut être reconfigurée en interface RS232 conformément à la figure 3-9.
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 A-CPU. La figure 3-8 montre la disposition
des modules sur le circuit imprimé de l'A-CPU.
Le module est représenté à la figure 3-10 pour l'interface RS485 et à la figure 3-11
pour l’interface PROFIBUS. Les deux cavaliers d'un module doivent toujours être enfichés dans le même sens.
À la livraison, les cavaliers sont en général enfichés pour que les résistances de terminaison soient désactivées.
Exception : S’il est prévu de connecter des Thermobox 7XV566 à l’interface de service, les résistances de terminaison sont activées pour celle-ci, car c'est le réglage
normal pour cette application. Cela ne concerne que le port C pour des appareils
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
231
3 Montage et mise en service
portant la désignation de commande 7UT612*–****2–4*** (12e position = 2; 13e position = 4).
8X
1
2
3
Résistance de terminaison
activée
désactivée
2–3
1–2 *)
X4
2–3
X12
1 2 3
1 2 3
1–2 *)
X10
1
2
3
X13
X3
1 2 3
1
2
3
1 2 3
X11
Cavalier
X3
X6
X7
X4
X5
*) Etat à la livraison (exception voir texte)
C53207A324-B180
Figure 3-10
Position des cavaliers pour la configuration de l’interface RS485
C53207-A322Résistance de terminaison
Cavalier
activée
désactivée
X3
1–2
2–3 *)
X4
1–2
B100
B101
2 3 4
X4
X3
2–3 *)
3 2 1
3 2 1
*) Etat à la livraison (exception voir texte)
Figure 3-11
Position des cavaliers pour la configuration de l’interface Profibus
Les résistances de terminaison peuvent également être montées en externe (p. ex.
sur les connecteurs, voir la figure 3-12). Dans ce cas, les résistances de terminaison
se trouvant sur le module d'interface RS485 ou Profibus doivent être désactivées.
+5 V
390 Ω
A/A´
220 Ω
B/B´
390 Ω
Figure 3-12
232
Terminaison externe de l’interface RS485
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.1 Montage et connexion
3.1.3.5
Assemblage de l’appareil
L'assemblage de l'appareil repose sur les étapes suivantes :
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
‰
Enfoncer prudemment les cartes dans le boîtier. Pour les emplacements des modules, voir la figure 3-5.
Dans le cas de la variante d'appareil pour montage en saillie, il est recommandé
d'appuyer, lors de l'enfichage de la carte processeur A-CPU, sur les éclisses métalliques des cartes afin de faciliter l'enfoncement dans les connecteurs.
‰
Enficher d'abord le connecteur du câble plat sur la carte d'entrée/sortie A-I/O-3, puis
sur la carte processeur A-CPU. Veiller à ne déformer aucune broche ! Ne pas forcer !
‰
Enficher le connecteur du câble plat entre la carte processeur A-CPU et la face
avant sur le connecteur de la face avant.
‰
‰
‰
‰
Appuyer sur les blocages du connecteur.
Placer la face avant et la refixer au boîtier avec les vis.
Remettre les caches.
Sur la face arrière, revisser les interfaces à fond.
Cette mesure est supprimée dans le cas de la variante pour montage en saillie.
233
3 Montage et mise en service
3.2
Contrôle des connexions
3.2.1
Contrôle des connexions des interfaces série
5
9
6
1
Interface utilisateur sur
la face avant de l’appareil
Figure 3-13
P-Slave
AME
RS232-LWL
RS232 RS485
Les tableaux des sections suivantes montrent les brochages des différentes interfaces série de l'appareil et celui de l'interface de synchronisation temporelle. Pour la
position des connexions, voir la figure 3-13.
1
6
1
6
9
5
9
5
Interface de synchronisation
du temps sur la face
arrière de l’appareil
Interface série
sur la face arrière de l’appareil
(boîtier encastrable)
Connecteurs DSUB à 9 contacts
Interface
utilisateur
Si le câble de communication conseillé est utilisé (pour la désignation de commande, voir l'annexe A.1) la liaison physique correcte entre l'appareil SIPROTEC® 4
et l’ordinateur personnel ou l'ordinateur portable est établie automatiquement.
Interface 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 au contrôle visuel de l'affectation des canaux d'émission et de réception. Pour les interfaces RS232 et à fibres optiques, chaque liaison est assignée à
un sens de transmission. C'est pourquoi l’émission d'un appareil doit être connectée
sur la réception de l'autre appareil, et inversement.
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
Demande d’émission
− CTS
Autorisation d’émettre
− GND
Terre de signal/masse
Le blindage du câble est mis à la masse aux deux extrémités de la ligne. 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.
234
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.2 Contrôle des connexions
Tableau 3-8 Occupation du connecteur DSUB pour les différentes interfaces
N° bro- Interface
che
utilisateur
1
Profibus FMS Slave, RS485
Profibus DP Slave, RS485
Blindage (relié électriquement avec des embases de blindage)
RS232
RS485
Modbus RS485
DNP3.0 RS485
2
RxD
RxD
—
—
—
3
TxD
TxD
A/A' (RxD/TxD–N)
B/B' (RxD/TxD–P)
A
4
—
—
—
CNTR–A (TTL)
RTS (niveau TTL)
5
TERRE
TERRE
C/C' (TERRE)
C/C' (TERRE)
TERRE
6
—
—
—
+5 V (charge maximale <
100 mA)
VCC1
7
RTS
RTS
—*)
—
—
8
CTS
CTS
B/B' (RxD/TxD–P)
A/A' (RxD/TxD–N)
B
9
—
—
—
—
—
*) La broche 7 transmet toujours le signal RTS au niveau RS232 quand elle est utilisée comme interface RS485. La broche 7 ne peut
dès lors pas être raccordée !
Terminaison
L'interface RS485 peut être reliée 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 310) ou Profibus RS485 (voir la figure 3-11). Les résistances de terminaison peuvent
aussi être externes (figure 3-12).
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.
Interface de
synchronisation
du temps
Des signaux de synchronisation du temps de 5 V, 12 V ou 24 V peuvent être traités
au choix s'ils sont amenés aux entrées mentionnées au tableau 3-9.
Tableau 3-9 Occupation du connecteur DSUB de l’interface de synchronisation du temps
N° bro.
1
Désignation
P24_TSIG
2
P5_TSIG
Entrée 5 V
3
M_TSIG
Conducteur de retour
4
M_TSYNC*)
Conducteur de retour*)
5
SCHIRM
Potentiel de blindage
6
—
—
7
P12_TSIG
Entrée 12 V
8
P_TSYNC*)
Entrée 24 V*)
9
SCHIRM
*) occupé, mais pas utilisable
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Signification du signal
Entrée 24 V
Potentiel de blindage
235
3 Montage et mise en service
Fibres optiques
La transmission par fibres optiques est particulièrement insensible aux perturbations
électromagnétiques et garantit dès lors une séparation galvanique de la liaison. Les
connexions d'émission et de réception sont caractérisées par les symboles
de l’émission et
de la réception.
Pour la liaison à fibres optiques, la position de signal de repos est préréglée sur
" Lumière éteinte ". Si le réglage de la position de repos doit être modifié, utiliser le
programme de commande DIGSI® 4, comme expliqué dans le manuel SIPROTEC®
(référence E50417–H1100–C151).
Avertissement !
Rayonnement laser ! Ne pas regarder directement dans les éléments à fibres
optiques !
Thermobox
Si un ou deux Thermobox 7XV5662 sont connectées pour prendre en compte la
température de l'huile dans la protection de surcharge avec calcul de point chaud,
vérifier cette connexion à l'interface de service (port C).
Vérifier aussi la terminaison : les résistances de terminaison doivent être activées
sur l'appareil 7UT612 (voir section 3.1.3.4 sous „Interface RS485“.
Pour de plus amples informations sur le 7XV566, voir les instructions de service correspondantes. Vérifier les paramètres de transmission au Thermobox. Outre la vitesse de transmission et la parité, il est aussi essentiel de contrôler le numéro de bus.
• Connexion de 1 Thermobox 7XV566 :
numéro de bus = 0 en mode simplex (à régler sur le 7XV566),
numéro de bus = 1 en mode duplex (à régler sur le 7XV566).
• Connexion de 2 boîtes thermiques 7XV566 :
numéro de bus = 1 pour le 1er Thermobox (à régler sur le 7XV566 pour RTD1 à 6),
numéro de bus = 2 pour le 2e Thermobox (à régler sur le 7XV566 pour RTD7 à 12).
236
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.2 Contrôle des connexions
3.2.2
Contrôle des connexions à l’installation
Avertissement !
Les étapes de contrôle suivantes se déroulent en partie en présence de tensions
dangereuses. Elles ne peuvent dès lors être confiées qu'à des personnes dûment
qualifiées, connaissant et respectant les consignes de sécurité et les mesures de
précaution.
Attention !
L'utilisation de l'appareil sur un chargeur de batterie peut engendrer, si aucune batterie n'est branchée, des tensions élevées inadmissibles et endommager l'appareil.
Pour les valeurs limites, voir la section 4.1.2 sous Spécifications techniques.
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 opéré sur l'appareil prêt à fonctionner, avec l”installation déclenchée et mise à la
terre.
L’annexe A.3 présente des exemples de connexion pour les transformateurs de courant. Respecter aussi les plans des postes.
‰
‰
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Les automates de l'alimentation en tension auxiliaire doivent être déclenchés.
Comparer tous les raccordements des transformateurs de courant aux plans des installations et aux schémas de raccordement :
‰
Mise à la terre des transformateurs de courant correcte ?
‰
Polarité des connexions des transformateurs de courant pour chaque jeu de
transformateurs correcte?
‰
Affectation des phases des transformateurs de courant correcte?
‰
Polarité de l'entrée de courant I7 correcte (si elle est utilisée)?
‰
Polarité de l'entrée de courant I8 correcte (si elle est utilisée)?
‰
Vérifier les fonctions des connecteurs d'essai qui sont éventuellement installés pour
les besoins des contrôles secondaires. Contrôler en particulier que les circuits secondaires des transformateurs de courant court-circuitent automatiquement en position " Test ".
‰
Les courts-circuiteurs des connecteurs des circuits de courant doivent être vérifiés.
Ceci peut se faire à l'aide d'une valise d’essai secondaire ou de tout autre matériel
permettant la vérification de la continuité électrique.
‰
Dévisser la face avant (voir aussi la figure 3-5).
‰
Détacher le câble plat sur la carte d'entrée/sortie A-I/O-3 et sortir la carte jusqu’à
ce qu’il n’y ait plus contact avec le connecteur du boîtier.
‰
Vérifier la continuité du côté des connexions pour chaque paire de bornes.
‰
Enfoncer de nouveau la carte fermement ; appuyer précautionneusement sur le
câble plat. Veiller à ne déformer aucune broche ! Ne pas forcer !
237
3 Montage et mise en service
238
‰
Vérifier de nouveau la continuité du côté des connexions pour chaque paire de
bornes.
‰
Replacer la face avant et la revisser.
‰
Placer un ampèremètre dans le circuit d'alimentation en tension auxiliaire ; plage
env. 2,5 A à 5 A.
‰
Enclencher l'automate de la tension auxiliaire (alimentation de la protection), contrôler la tension ainsi que la polarité aux bornes de l'appareil ou aux modules de connexion.
‰
La consommation de courant doit correspondre à la consommation de l'appareil au
repos. Un bref écart de l'aiguille n'est pas important et indique un pic de courant de
charge des capacités mémoire.
‰
‰
‰
‰
‰
‰
Déclencher l'automate pour tension auxiliaire d'alimentation.
Retirer l'ampèremètre ; rétablir le câblage de la tension auxiliaire normal.
Contrôler les raccordements des déclenchements vers les disjoncteurs.
Vérifier les raccordements d’échange d’informations avec d’autres appareils.
Contrôler les raccordements des signalisations.
Remettre les automates sous tension.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
3.3
Mise en service
Avertissement !
Pendant le fonctionnement d'appareils électriques, certaines pièces de cet appareil
sont inévitablement exposées à une tension dangereuse. Une utilisation non conforme peut dès lors entraîner de graves blessures corporelles ou des dégâts matériels considérables.
Les interventions sur cet appareil ne doivent être confiées qu'à un personnel qualifié,
connaissant les prescriptions de sécurité et les mesures de précaution applicables
ainsi que les avertissements du présent manuel.
Consignes à respecter :
• Avant de brancher n'importe quel câble, l'appareil doit être mis à la terre via une
borne de mise à la terre.
• Des tensions dangereuses peuvent être présentes dans toutes les parties du circuit reliées à la tension d’alimentation et aux grandeurs de mesure ou de test.
• Même après avoir débranché la tension d'alimentation, des tensions dangereuses
peuvent subsister dans l'appareil (mémoires capacitives).
• Après avoir coupé la tension auxiliaire, il convient d'attendre au moins 10 secondes avant de rétablir la tension auxiliaire pour instaurer les conditions initiales
définies.
• Les valeurs limites mentionnées sous les spécifications techniques ne peuvent
pas être dépassées, y compris lors d'un test ou d'une mise en service.
Lors de contrôles avec une valise d’essai secondaire, s'assurer qu'aucune autre
grandeur de mesure n'est appliquée et que les ordres de déclenchement et - le cas
échéant - d’enclenchement des disjoncteurs sont interrompus, sauf indication contraire.
DANGER !
Les raccords secondaires des transformateurs de courant doivent être courtcircuités à celui-ci avant d'interrompre les circuits de courant de la protection !
En présence d'un commutateur d'essai court-circuitant automatiquement les circuits
secondaires des transformateurs de courant, il suffit de mettre celui-ci sur la position
" Test " pour autant que les courts-circuiteurs aient été vérifiés au préalable.
Pour la mise en service, certaines manœuvres sont à effectuer. Les tests décrits
partent du principe que celles-ci peuvent être exécutées sans danger. Ils ne sont
donc pas considérés comme des contrôles d'exploitation.
Avertissement !
Les essais primaires ne peuvent être exécutés que par des personnes qualifiées,
connaissant la mise en service de systèmes de protection, l'exploitation de l'installation et les règles et prescriptions de sécurité (manœuvre, mise à la terre, etc.).
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
239
3 Montage et mise en service
3.3.1
Mode de test et activation/désactivation du blocage de transmission
Si l'appareil est connecté à un système central de contrôle/commande ou à un dispositif central d’enregistrement, il est possible d'influencer, pour certains des protocoles proposés, les informations transmises au système central (voir le tableau
" Fonctions dépendant du protocole " en annexe).
Une fois le mode de test activé, les signalisations envoyées par un appareil
SIPROTEC®4 au système central sont signalées par l’ajout d’un bit de test afin de
reconnaître ces signalisations comme non liées à des défauts réels. En outre, on
peut, par l’activation du blocage de transmission, définir qu'aucune signalisation
ne soit transmise par l’interface système en mode de test.
La procédure d'activation et de désactivation du mode de test et du blocage de
transmission est décrite dans le manuel du système (référence E50417–H1100–
C151). Ne pas oublier que, lors de la configuration de l'appareil avec DIGSI® 4, le
mode de fonctionnement Online doit être activé pour pouvoir utiliser ces fonctions
de test.
3.3.2
Test de l’interface système
Remarques
préalables
Si l'appareil est équipé d'une interface système et que celle-ci est utilisée pour assurer la communication avec un système central de contrôle/commande, le programme de configuration d'appareils DIGSI® 4 permet de vérifier la transmission
correcte des signalisations. Toutefois, cette possibilité de test ne peut en aucun cas
être exécutée en service sur une (ou plusieurs) travée(s) sous tension.
DANGER !
L'émission ou la réception de signalisations par l'interface système au moyen
de la fonction de test représente un échange d'informations effectif entre l'appareil SIPROTEC® et le système central de contrôle/commande. Les engins
connectés (p. ex. disjoncteurs ou sectionneurs) peuvent de par ce fait être
commandés !
Note :
À l'issue du mode de test, l'appareil exécute une routine de redémarrage. Toutes les
mémoires tampons de signalisation sont ainsi effacées. Si nécessaire, elles doivent
être lues au préalable.
Le test d'interface est réalisé avec DIGSI® 4 en mode Online :
240
‰
Ouvrir le répertoire Online par un double-clic ; les fonctions de commande de
l'appareil apparaissent sur l'écran.
‰
Cliquer sur Test; les fonctions possibles pour ce mode apparaissent sur la droite
de l'écran.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
‰
Constitution de la
boîte de dialogue
Cliquer deux fois sur Génération de messages. La boîte de dialogue Génération de messages est ouverte (voir figure 3-14).
Dans la colonne Message les textes écran de toutes les signalisations affectées à
l'interface système dans la matrice sont visualisés. La colonne Etat CONSIGNE
permet de fixer un état pour les signalisations à tester. Selon le type de signalisation,
différents champs de saisie sont proposés (p. ex. Message arrive/ Message
part). Il suffit de cliquer dans un des champs pour choisir l’état souhaité dans la
liste.
Figure 3-14
Modification de
l’état de fonctionnement
Boîte de dialogue: Test de l’interface système — Exemple
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 signalisations peuvent être
émises individuellement. Pour ce faire, cliquer sur le bouton Envoyer de la ligne
correspondante. La signalisation concernée est émise et peut être lue dans les signalisations d’exploitation de l'appareil SIPROTEC® et sur le système central de contrôle/commande du poste.
Le mot de passe reste actif pour des tests supplémentaires tant que la boîte de dialogue est ouverte.
Test dans le sens
de la signalisation
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Pour toutes les informations à transmettre au système central de contrôle/commande, veuillez tester les différentes possibilités proposées dans la colonne Etat
CONSIGNE de la liste :
‰
assurez-vous que les commandes éventuellement initiées par les tests peuvent
être exécutées sans le moindre risque (voir ci-dessus, sous DANGER !).
‰
en regard de la fonction à vérifier, cliquez sur Envoyer et vérifiez que l'information
correspondante parvient à la centrale et indique l'effet attendu. Les informations
affectées à des entrées binaires (premier caractère " > ") sont également signalées à la centrale dans le cadre de cette procédure. Le fonctionnement des entrées binaires proprement dites est testé séparément.
241
3 Montage et mise en service
Fin de l’opération
Pour clôturer le test de l'interface système, cliquez sur Fermer. La boîte de dialogue
est fermée, l'appareil lance une routine de redémarrage durant laquelle il n’est, pour
un court instant, pas opérationnel.
Test dans le sens
des commandes
Les informations dans le sens des commandes doivent être émises par l’équipement
central. Il convient de vérifier si l'appareil réagit correctement.
3.3.3
Vérifier les états des entrées/sorties binaires
Remarques
préalables
Le DIGSI® 4 permet d’activer individuellement des entrées binaires, des relais de
sortie et des LED de l'appareil SIPROTEC®4. Pendant la phase de mise en service,
il est ainsi possible de contrôler que les raccordements à l’installation sont corrects.
Toutefois, cette possibilité de test ne peut en aucun cas être exécutée " à chaud ".
DANGER !
Un changement d’état des contacts ou des entrées du relais simulé avec la
fonction d’essai amène effectivement le changement correspondant dans l’appareil SIPROTEC®. Les organes de manœuvre connectés (p. ex. disjoncteurs,
sectionneur) sont dès lors manoeuvrés en conséquence !
Note: À l'issue du test des composants matériels, l'appareil exécute une routine de
redémarrage. Toutes les mémoires tampons de signalisation sont ainsi effacées. Si
nécessaire, les mémoires tampons de signalisation doivent être lues et protégées
au préalable à l'aide de DIGSI® 4.
Le test des composants matériels exécuté avec DIGSI® 4 est réalisé en mode Online :
Constitution de la
boîte de dialogue
‰
Ouvrir le répertoire Online par un double-clic ; les fonctions de commande de
l'appareil apparaissent sur l'écran.
‰
Cliquer sur Test ; les fonctions possibles pour ce mode apparaissent sur la
droite de l'écran.
‰
Cliquer deux fois sur Entrées et sorties de l’appareil dans la liste. La
boîte de dialogue du même nom est ouverte (voir la figure 3-15).
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 Réel, l'état actuel des différents composants matériels est affiché.
Les états sont représentés par des symboles. Les états physiques réels des entrées
binaires et des sorties binaires sont représentés par les symboles de contacts ouverts ou fermés, ceux des diodes lumineuses par le symbole d'une LED éteinte ou
allumée.
L'état opposé apparaît toujours dans la colonne Consigne. Les informations sont
affichées en texte clair.
La colonne située à l'extrême droite indique les commandes ou signalisations qui
sont affectées à chaque composant matériel.
242
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
Figure 3-15
Boîte de dialogue Entrées et sorties de l’appareil — Exemple
Modification de
l’état de fonctionnement
Pour modifier l'état de fonctionnement d'une entrée ou d’une sortie, cliquer sur le
bouton correspondant dans la colonne Consigne.
Test des relais de
sortie
Il est possible d'exciter chaque relais de sortie individuellement et de vérifier ainsi le
câblage entre les relais de sortie du 7UT612 et l’installation sans devoir générer les
signalisations qui leur sont affectées. 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 n'est pas exécuté.
Test des entrées
binaires
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 est exécuté dès que le mot de passe correct a été saisi. Le mot de passe
reste actif pour des tests supplémentaires tant que la boîte de dialogue est ouverte.
‰
Assurez-vous que les commandes éventuellement initiées par les relais de sortie
peuvent être exécutées sans le moindre risque (voir ci-dessus, sous DANGER!).
‰
Testez chaque relais de sortie via le champ Consigne correspondant de la boîte
de dialogue.
‰
Terminez le test (voir sous le titre „Fin de l’opération“), pour éviter de déclencher
des manœuvres par inadvertance durant les tests ultérieurs.
Pour contrôler le câblage entre l’installation et les entrées binaires de la 7UT612, il
convient de simuler/générer dans l’installation l’information raccordée et vérifier l’effet sur la protection proprement dite.
Pour ce faire, ouvrir de nouveau la boîte de dialogue Entrées et sorties de
l’appareil, afin de contrôler la position physique de l'entrée binaire. Le mot de
passe n'est pas encore requis.
‰
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Dans l’installation, activez chacune des fonctions ayant un effet sur l’état des entrées binaires.
243
3 Montage et mise en service
‰
Vérifiez la réaction dans la colonne Réel de la boîte de dialogue. Pour ce faire,
la boîte de dialogue doit être actualisée. Les possibilités figurent aussi sous le titre
“ Actualisation de l’affichage “.
Pour vérifier malgré tout les effets d'une entrée binaire sans exécuter de manœuvres
dans le poste, les entrées binaires individuelles peuvent être commandées avec le
test des composants matériels. Dès que le premier changement d'état d’une
quelconque entrée binaire est opéré et une fois le mot de passe n° 6 saisi, toutes les
entrées binaires sont déconnectées de l’installation et ne peuvent plus être actionnées que par la fonction de test des composants matériels.
‰
Terminer le test (voir sous le titre „Fin de l’opération“).
Test des diodes
lumineuses
Les LED peuvent être contrôlées de la même façon que les autres composants 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.
Actualisation de
l’affichage
Pendant l'ouverture de la boîte de dialogue Menus test matériel, tous les derniers états de fonctionnement des composants matériels sont lus et visualisés. L'affichage est actualisé :
− pour les différents composants matériels, si une demande de changement d'état
de fonctionnement a été correctement exécutée,
− pour tous les composants matériels en cliquant sur le bouton Actualiser,
− pour tous les composants matériels via une actualisation cyclique (temps de cycle
de 20 secondes), en cochant l'option Actualisation cyclique.
Fin de l’opération
3.3.4
Pour clôture le test des composants matériels, cliquer sur Fermer. La boîte de dialogue est fermée. Tous les composants matériels sont ainsi remis dans l'état de fonctionnement prescrit pour les conditions d'utilisation de l'équipement, l'appareil se
met alors brièvement hors service pendant l'exécution d’une routine de redémarrage.
Vérification de la consistance des réglages
L’appareil 7UT612 contrôle la consistance des réglages pour les fonctions de protection ainsi que celle des paramètres de configuration correspondants et signale lorsque
les réglages sont contradictoires. Par exemple, la protection différentielle de terre ne
peut être activée lorsqu’aucune entrée de mesure n’est affectée au courant de point
neutre circulant entre le point neutre de l’équipement à protéger et le sectionneur de
terre.
Assurez-vous au moyen des signalisations d’exploitation ou des signalisations spontanées qu’aucune information d’inconsistance de ce type n’est présente. Ces signalisations sont reprises dans le tableau 3-10.
244
Manuel 7UT612
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3.3 Mise en service
Tableau 3-10 Signalisations d’inconsistance
Signalisation
FNr
Signification
Voir aussi
chapitre
Erreur1A/5AFaux
00192
Réglage inconsistant des courants nominaux secondaires sur les cartes
E/S A–I/O–3
2.1.2
3.1.3.3
Diff fact-TC><
05620
L’adaptation du transformateur de courant pour la protection différentielle
donne un facteur trop grand ou trop petit
2.1.2
2.2
DifT fact-TC ><
05836
L’adaptation du transformateur de courant pour la protection différentielle
de terre donne un facteur trop grand ou trop petit
2.1.2
DifTerSaCaPN
05830* Aucune entrée de mesure n’est affectée à la protection différentielle de
terre
DifT mque Objet
05835* La protection différentielle de terre est impossible pour l’équipement à pro- 2.1.1
téger configuré
MaxI Ph MqueObj
01860* La protection à maximum de courant pour les courants de phase est impossible pour l’équipement à protéger configuré
2.1.1
Max 3I0 MqueObj
01861* La protection à maximum de courant pour les courants homopolaires est
impossible pour l’équipement à protéger configuré
2.1.1
Déséq mque Obj
05172* La protection de déséquilibre est impossible pour l’équipement à protéger 2.1.1
configuré
Surch manque Q
01545* L’enregistrement de température pour la protection de surcharge est absent (du Thermobox)
2.1.1
2.9.3
Surch mque obj
01549* La protection de surcharge est impossible pour l’équipement à protéger
configuré
2.1.1
PDD mque objet
01488* La protection contre les défaillances du disjoncteur est impossible pour
l’équipement à protéger configuré
2.1.1
SurCirDéNonAff
06864
Pour la surveillance du circuit de déclenchement, un nombre inexact d’en- 2.13.1.4
trées binaires a été réglé
3.1.2
Mque config..
00311
Signalisation groupée des messages d’erreur caractérisés par „*“
2.1.1
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.
3.3.5
Tests pour la protection contre les défaillances du disjoncteur
Lorsque l’appareil dispose d’une protection contre les défaillances du disjoncteur et
que celle-ci est utilisée, l’intégration de cette fonction de protection dans l’installation
doit être testée en pratique.
Etant donné la diversité des applications possibles et des configurations d’installation
possibles, il est impossible de décrire de manière détaillée les tests nécessaires. De
toute manière, il convient de tenir compte de la situation locale et des plans d’installation et de protection.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
245
3 Montage et mise en service
Nous vous conseillons d’isoler des deux côtés le disjoncteur de la travée à tester avant
de commencer les tests, c.-à-d. que les sectionneurs de travée et les sectionneurs
jeux de barres doivent être ouverts afin de pouvoir manœuvrer le disjoncteur sans
danger.
Attention !
Egalement lors des tests effectués sur le disjoncteur d’une travée, il se peut qu’un ordre de déclenchement soit envoyé au jeu de barres suivant. Par conséquent, il convient de désactiver d’abord le déclenchement des disjoncteurs environnants (jeux de
barres), par ex. en coupant les tensions de commande correspondantes.
Les listes suivantes n’ont aucune prétention d’exhaustivité et peuvent 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 3.3.3). En particulier, les points de mesure (transformateur de courant) doivent être affectés pour la protection contre les défaillances du disjoncteur 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 du disjoncteur peut être également démarrée
par des équipements externes, il faut contrôler les conditions externes d’activation.
Afin de pouvoir démarrer la protection contre les défaillances du disjoncteur, il faut au
moins qu’un courant passe par la phase testée. Il peut s’agir d’un courant secondaire
injecté.
‰
Démarrage par déclenchement de la protection externe:
fonction d’entrée binaire “ >Lancer PDD “ (FNr 01431) (dans les signalisations
spontanées ou de défaut).
‰
Après le démarrage, le message “ Lanc. PDD ext. “ (FNr 01457) doit apparaître
dans les signalisations spontanées ou de défaut.
‰
A l’expiration du délai T DEFAILL.DISJ. (Adresse 7005), commande de déclenchement de la protection contre défaillance disjoncteur.
Supprimer le courant de test.
Lorsque le démarrage est possible sans courant:
‰
Fermer le disjoncteur à surveiller lorsque les sectionneurs des deux côtés sont ouverts.
‰
Démarrage par ordre de déclenchement de la protection externe:
fonctions d’entrée binaire “ >Lancer PDD “ (FNr 01431) (dans les signalisations
spontanées ou de défaut).
‰
Après le démarrage, le message “ Lanc. PDD ext. “ (FNr 01457) doit apparaître
dans les signalisations spontanées ou de défaut.
‰
A l’expiration du délai T DEFAILL.DISJ. (Adresse 7005) ordre de déclenchement de la protection contre les défaillances du disjoncteur.
Ouvrir de nouveau le disjoncteur.
246
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
Déclenchement
par jeux de barres
Afin de procéder au test de l’installation, il est essentiel que la répartition de la commande de déclenchement en cas de défaillance d’un disjoncteur soit réalisée correctement sur les disjoncteurs environnants.
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 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 peut également
être pris en compte lorsque le disjoncteur haute tension doit être surveillé et inversement.
Il est impossible de rédiger des spécifications de test valables de manière générale,
vu que la définition des disjoncteurs environnants dépend en grande partie de la
manière dont est construite l’installation.
La logique de répartition sur les disjoncteurs environnants doit être contrôlée en particulier pour les jeux de barres multiples. Il faut vérifier ici que, pour chaque section de
jeux de barres, en cas de défaillance du disjoncteur de travée en question, tous les
disjoncteurs qui sont connectés à la même section de jeux de barres se déclencheront, et seulement ceux-ci.
Pour terminer
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Toutes les mesures provisoires prises pour les tests doivent être retirées, par ex. les
positions particulières, les ordres de déclenchement interrompus, les changements de
réglage ou la mise hors service de certaines fonctions de protection.
247
3 Montage et mise en service
3.3.6
Test de courant symétrique sur l’équipement à protéger
Si des équipements de test secondaire sont raccordés à l’appareil, ceux-ci sont
doivent être enlevés ou le commutateur d’essais éventuellement présent doit être mis
en position de fonctionnement.
Indication:
Tenir compte du fait que des erreurs de raccordement entraînent le déclenchement.
Vous pouvez également vérifier via «IBS–Tool» toutes les valeurs de mesure des
tests suivants au moyen d’un ordinateur personnel doté d’un navigateur Web. Celuici permet une lecture confortable de toutes les grandeurs de mesure avec visualisation des diagrammes de vecteurs.
Si vous souhaitez travailler avec “ IBS–Tool ”, tenez également compte des outils appartenant à “ IBS–Tool “. L’adresse IP nécessaire pour le navigateur Web 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
Les descriptions suivantes se rapportent à la lecture des grandeurs de mesure au
moyen de DIGSI® 4.
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 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.
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 (image 3-16). Le courant de test est généré par la source de test symétrique via
un pont de 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, les ponts de
court-circuitage au côté basse tension.
248
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
M
400 V
3~
400 V
7UT612
3~
400 V
400 V
Source de test
Figure 3-16
7UT612
Source de test
Montage de test avec source de courant 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 (image 3-17). Le courant de test est généré par un pont de court-circuitage monté en dehors de la zone de protection et alimenté temporairement par un
courant nominal du générateur.
G
7UT612
7UT612
7UT612
Figure 3-17
Montage d’essai pour une centrale avec le générateur comme source de courant — 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). il est possible de procéder à un test 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 3.3.8 par “ Tests de la protection de jeux de barres “ (page
260).
Réalisation des
essais de courant
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. La réalisation des contrôles conformément à la section
3.2.2 est donc supposée.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
249
3 Montage et mise en service
Avec les valeurs de mesure d’exploitation mises à disposition par l’appareil 7UT612,
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 (L), puis de
l’indice du côté (donc par ex. enroulement de transformateur), par exemple:
IL1S1 Courant de la phase L1 sur le côté S1.
La manière de procéder suivante est définie pour les objets à protéger triphasés. Il est
supposé pour les transformateurs que le côté 1 est le côté haute tension du transformateur.
‰
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 7UT612 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 Manuel système SIPROTEC® 4, n° de commande E50417–H1100–C151).
‰
Mesure de valeur avec courant de test enclenché:
Comparer les courants affichés par l’appareil au point Valeurs de mesure → Secondaires → Valeurs de mesure d’exploitation secondaires avec les
courants de passage réels:
I L1S1 =
I L2S1 =
I L3S1 =
3I0S1 =
I L1S2 =
I L2S2 =
I L3S2 =
3I0S2 =
Indication: Le «IBS–Tool» permet la lecture aisée de toutes les grandeurs de mesure
avec visualisation par diagramme de vecteurs (image 3-18).
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 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 une ou plusieurs phases du côté considéré :
− 3I0 ≈ courant de phase ⇒ un ou deux courant de phase manquent ;
− 3I0 ≈ le double du courant de phase ⇒ les polarités d’un ou de deux courants de
phase sont inversées.
‰
250
Répéter la mesure et contrôler de nouveau les valeurs.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
Valeurs secondaires
Courants: côté 1
Courants: coté 2
+90°
±180°
+90°
0° ±180°
0°
–90°
IL1LS1 = 1.01 A,
IL2LS1 = 0.98 A,
IL3LS1 = 0.99 A,
–90°
0.0 °
240.2 °
119.1 °
IL1LS2 =
IL2LS2 =
IL3LS2 =
0.99 A,
0.97 A,
0.98 A,
177.9 °
58.3 °
298.2 °
Figure 3-18 Grandeurs de mesure aux deux extrémités de l’équipement à protéger — exemple pour des courants traversants
‰
Mesure de l’angle pour le côté 1 en présence d’un courant de test :
Contrôler les angles affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secondaires → Phases pour le côté S1. Tous les angles se rapportent à I L1S1. Pour un
champ tournant droit, les résultats suivants approximatifs doivent apparaître:
ϕ L1S1 ≈ 0°
ϕ L2S1 ≈ 240°
ϕ L3S1 ≈ 120°
Si les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité pour un ou plusieurs
courants du côté 1.
‰
‰
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 côté 2 en présence d’un courant de test :
Contrôler les angles affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secondaires → Phases pour le côté S2. Tous les angles se rapportent à I L1S1.
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,
le courants du côté 2 est déphasé de 180° par rapport au côté 1. Exception: la protec-
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
251
3 Montage et mise en service
tion différentielle transversale; pour laquelle les courants du conducteur correspondant doivent être de même phase.
Pour un champ tournant droit, les résultats figurant au tableau 3-11 apparaissent approximativement:
Tableau 3-11 Affichage de l’angle en fonction de l’équipement à protéger (triphasé)
Equipement
à protéger→
↓ Angle de
phase
Transformateur avec indice de couplage 1)
Générateur/moteur/jeux de
barres/ligne
0
1
2
3
4
5
6
60°
30°
0°
7
8
9
10
ϕ L1S2
180°
180° 150° 120°
90°
ϕ L2S2
60°
60°
330° 300° 270° 240° 210° 180° 150° 120°
ϕ L3S2
300°
1)
30°
0°
300° 270° 240° 210° 180° 150° 120°
11
330° 300° 270° 240° 210°
90°
60°
30°
0°
90°
330°
Les angles donnés sont applicables lorsque le côté haute tension est défini comme étant le côté n° 1. Dans le cas contraire, compter
360° moins l’angle affiché.
Lorsque les angles ne correspondent pas, il y a des erreurs de polarité ou inversion
de phases dans les raccordements du côté 2.
‰
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. Contrôlez dans ce dernier cas l’adaptation du couplage magnétique (section 2.1.2 au paragraphe «Données d’objet pour des transformateurs»,
page 21) dans les adresses 242, 245 et 246.
‰
Lorsque tous les angles diffèrent de 180°, la polarité d’un jeu de transformateurs
est incorrecte. Cette erreur peut être supprimée en vérifiant et éventuellement corrigeant les paramètres d’installation correspondants (comparer avec la section
2.1.2 au paragraphe «Données de transformateur de courant pour 2 extrémités»,
page 24):
Adresse 201 PN TC ->OBJ C1 pour la côté 1,
Adresse 206 PN TC ->OBJ C2 pour le côté 2.
Pour la protection monophasée de jeux de barres, voir section 2.1.2 au paragraphe
«Données de transformateur de courant avec une protection monophasée pour jeu de
barres».
En cas d’erreur de connexion supposée:
252
‰
Couper la source d’essai 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.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
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.
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.
‰
Lisez les courants différentiels et de stabilisation sous Valeurs de mesure →
Pourcentage → Valeurs de mesure I-Diff; I-Stab.
Dans “ IBS–Tool ”, les courants différentiels et de stabilisation sont présentés de
manière graphique dans un diagramme de caractéristiques. Un exemple est montré à
la figure 3-19.
Caractéristiques de déclenchement
Courant diff.
I/InO
3
2
1
Courant rest.
I/InO
1
Courant diff.
IDiffL1 =
IDiffL2 =
IDiffL3 =
3
Courant rest.
0.03 I/InO
0.02 I/InO
0.10 I/InO
Paramètre I DIFF >:
Paramètre I DIFF> >:
Figure 3-19
2
IRestL1 = 0.80 I/InO
IRestL2 = 0.74 I/InO
IRestL3 = 0.78 I/InO
0.3
7.5
I/InO
I/InO
Courants différentiels et de stabilisation — Exemple de grandeurs de mesure plausibles
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
253
3 Montage et mise en service
‰
Les courants différentiels IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3 doivent être limités, c.-à-d. d’une
valeur au moins inférieure au courant de test traversant.
‰
Les courants de stabilisation IStabL1, IStabL2, IStabL3 correspondent au double des
courants de test traversants.
‰
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 (section
2.1.2):
− Pour tous types de transformateurs, adresse 240, 243 et 249 au paragraphe “
“ Données d’objet pour des transformateurs “ (page 21) et adresses 202, 203,
207 et 208 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour 2
extrémités ” (page 24).
− Pour les générateurs, les moteurs, les bobines, adresses 251 et 252 au paragraphe “ Données d’objet pour générateurs, moteurs et bobines d’inductance ”
(page 23) et adresses 202, 203, 207 et 208 au paragraphe “ Données de
transformateur de courant pour 2 extrémités ” (page 24).
− Pour les mini-jeux de barres, adresse 265 au paragraphe “ Données d’objet pour
mini-jeux de barres, nœuds, lignes courtes ” (page 23) et adresses 202, 203,
207 et 208 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour 2
extrémités “ (page 24).
− Pour la protection monophasée des jeux de barres, adresses 261 et 265 au
paragraphe “ Données d’objet pour jeux de barres avec un maximum de 7
travées “ (page 23) et adresses 212 à 233 au paragraphe “ Données de transformateur de courant avec une protection monophasée pour jeu de barres “
(page 26). Lors de l’utilisation de transformateurs de mixage, des erreurs de conversion peuvent être également créées par des erreurs de raccordement aux
transformateurs de mixage.
254
‰
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.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
3.3.7
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 ou pour les transformateurs monophasés et que le courant de
point neutre est disponible et est relié à l’appareil sur l’entrée de mesure de courant
I7 .
La polarité du raccordement du courant de terre est essentielle pour l’annulation du
courant homopolaire (Augmentation de la sensibilité aux défauts de terre) et pour la
protection différentielle de terre.
Aucune vérification de polarité n’est nécessaire pour I7 et/ou I8, lorsque des grandeurs doivent être uniquement saisies, donc par exemple pour la protection à maximum de courant.
Indication :
Tenir compte du fait que des erreurs de raccordement entraînent le déclenchement.
Préparation des
tests de courant
neutre
Les mesures de courant homopolaire sont toujours réalisées depuis le côté 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
d ou équipotentiel). La connexion ne faisant pas partie du test reste ouverte, 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 3-20 à 3-24 exposent des exemples schématiques du montage de test.
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 !
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
255
3 Montage et mise en service
~
Source
du test
7UT612
Figure 3-20
~
Mesure du courant de neutre sur un transformateur en étoile-triangle
Source
du test
7UT612
Figure 3-21
~
Mesure du courant de neutre sur un transformateur étoile-étoile avec enroulement équipotentiel
Source
de test
7UT612
Figure 3-22
256
Mesure du courant de neutre sur un enroulement en zigzag
Manuel 7UT612
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3.3 Mise en service
~
Source
de test
7UT612
Figure 3-23
~
Mesure de courant de neutre sur un enroulement en triangle avec création de
point neutre dans la zone de protection
Source
de test
7UT612
Figure 3-24
Réalisation des
tests de courant
homopolaire
Mesure de courant de neutre sur un transformateur monophasé raccordé à la
terre d’un côté
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 du bon raccordement des connexions du transformateur de courant. La réalisation des contrôles conf. à la section
3.2.2 est donc supposée.
‰
‰
Enclencher le courant de test.
Mesure de la valeur en présence de courant de test :
Comparer les courants affichés par l’appareil sous Valeurs de mesure → Secondaires → Valeurs de mesure d’exploitation secondaires avec les courants circulants réellement :
− Tous les courants de phase du côté testé correspondent à environ 1/3 du courant
de test (1/2 pour les transformateurs monophasés),
− 3I0 du côté testé correspond au courant de test,
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
257
3 Montage et mise en service
− Les courants de phase et le courant homopolaire sur le côté non testé sont plus ou
moins égaux à 0 aux transformateurs,
− Le courant I7 correspond au courant de test.
Les écarts peuvent en réalité uniquement apparaître pour I7, étant donné que les erreurs de raccordement des courants de phase auraient déjà dû être détectées lors des
tests symétriques. En cas d’écarts pour I7:
Mesure des courants différentiels
et de stabilisation
‰
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 de nouveau les grandeurs.
Les courants différentiels et de stabilisation se rapportent au courant nominal de
l’équipement à protéger. Ce point est à prendre en compte lorsqu’ils sont comparés
aux courants de test.
‰
‰
Mesure de courant différentiel en présence de courant de test :
Lire les courants différentiels et de stabilisation sous Valeurs de mesure →
Pourcentage → Valeurs de mesure I-Diff; I-Stab.
‰
Le courant différentiel de la protection différentielle de terre IDiffEDS doit être limité,
c.-à-d. être au moins inférieur au courant de test.
‰
Le courant de stabilisation IStabEDS correspond au double du courant de test.
‰
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 I7. Vérifiez une nouvelle fois la polarité et comparez-la avec le réglage
à l’adresse 230 CTE TERRE TC I7 (comparer également avec la section 2.1.2 au
paragraphe “ Données de transformateur de courant pour l’entrée de courant I7 “,
page 28).
‰
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 I7.
Contrôlez les réglages de l’appareil applicables pour la conversion du courant. Il
s’agit en particulier des données de l’équipement à protéger (section 2.1.2):
− Adresses 241 et 244 au paragraphe “ Données d’objet pour des
transformateurs “ (page 21) et
− Adresses 232, 233 au paragraphe “ Données de transformateur de courant pour
l’entrée de courant I7 “ (page 28).
‰
Contrôlez également les courants différentiels IDiffL1, IDiffL2, IDiffL3.
‰
Les courants différentiels doivent également 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 du transformateur :
− Le traitement des points neutres du transformateur : adresses 241 POINT NEUTRE C1, 244 POINT NEUTRE C2, section 2.1.2 au paragraphe «Données d’objet pour des transformateurs» (page 21), et
− L’attribution du transformateur de point neutre à l’entrée de mesure de courant
I7: adresse 108 ENTREE I7, section 2.1.1 au paragraphe «Particularités» (page
16).
258
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
‰
‰
‰
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A titre de contrôle : les courants de stabilisation de la protection différentielle
IStabL1, IStabL2, IStabL3 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.
259
3 Montage et mise en service
3.3.8
Tests 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 mêmes tests
sont en principe applicables que le “ Test de courant symétrique sur l’équipement à
protéger “ décrit ci-dessus à la section 3.3.6. Quatre remarques majeures sont à formuler:
1. 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.
2. Les tests doivent être réalisés pour chaque passage de courant possible, en partant de la travée d’alimentation.
3. 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.
4. 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 d’un
transformateur de
mixage
Il y a plusieurs possibilités de connexion pour des transformateurs de mixage. La connexion normale L1–L3–E conformément à la figure 3-25 est reprise comme base cidessous. Pour la connexion L1–L2–L3, voir la figure 3-26.
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.
IL1
MW
2
IL3
1
3I0 3
L1 L2 L3
Figure 3-25
260
IM
Courant de test
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
Courant de
mesure
1,00
1,15
0,58
0,58
2,89
1,73
2,31
Connexion d’un transformateur de mixage L1–L3–E
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
IL1
MW
2
IL2
1
IL3
3
L1 L2 L3
Figure 3-26
IM
Courant de test
L1–L2–L3 (sym.)
L1–L2
L2–L3
L3–L1
L1–E
L2–E
L3–E
Courant de
mesure
1,00
0,58
1,15
0,58
1,15
0,58
1,73
Connexion d’un 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 grandeurs.
Les angles doivent dans tous les cas être égaux à 180°.
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–E conformément à la figure 3-25 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 3-27.
DANGER !
Les interventions opérées sur les transformateurs de mesures imposent les
mesures de sécurité les plus strictes! Court-circuiter le transformateur de courant, avant toute interruption des raccordements de courant à l’appareil !
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
261
3 Montage et mise en service
IL1
MW
2
IM
IL3
1
3I0 3
L1 L2 L3
Figure 3-27
Test asymétrique pour connexion de transformateur de mixage L1–L3–E
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.
3.3.9
Test de l’entrée de mesure I8
Ces tests relatifs à l’entrée de courant de mesure I8 dépendent fortement de l’usage
de cette entrée de mesure.
Dans tous les cas, le facteur de conversion pour la valeur (adresse 235, voir également la section 2.1.2 au paragraphe «Données de transformateur de courant pour
l’entrée de courant I8», page 28) doit être testé. Un test de polarité n’est pas indispensable, car seule une valeur de courant est saisie ici.
Lorsque l’entrée de mesure est utilisée comme protection à haute impédance, le courant à l’entrée I8 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 en I8. 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. En aucun cas, le courant à I8
ne peut dépasser la moitié du seuil de démarrage de la protection à maximum de courant.
3.3.10 Fonctions à définir par l’utilisateur
Etant donné que l’appareil dispose de fonctions à définir par l’utilisateur, en particulier
les logiques CFC, les fonctions et les relations élaborées doivent être également
testées.
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. Les conditions de verrouillage éventuelles des organes de manœuvre (disjoncteur, sectionneur, sectionneur de terre) doivent faire l’objet d’une attention et de
tests spécifiques.
262
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.3 Mise en service
3.3.11 Test de la stabilité et établissement d’un enregistrement oscillographique
Pour tester la stabilité de la protection même lors des procédures d’enclenchement,
des essais d’enclenchement peuvent être également réalisés en dernier lieu. Les enregistrements oscillographiques fournissent un maximum d’informations sur le comportement de la protection.
Condition préalable
Outre sa capacité à stocker les données perturbographiques en cas de défaut, la
7UT612 offre également la possibilité d’activer un enregistrement oscillographique à
partir du logiciel DIGSI® 4 via l’interface série ou via une entrée binaire. Dans ce dernier cas, l’entrée binaire doit être affectée à l’information “ >Dern. perturbo. ”.
L’activation de l’enregistrement oscillographique se produit par ex. via l’entrée binaire
avec l’enclenchement de l’équipement à protéger.
Un tel enregistrement oscillographique activé extérieurement (c;-à-d. sans démarrage
d’une fonction de protection interne) est traité par l’appareil comme un enregistrement
perturbographique normal, dont les données sont répertoriées sous un numéro propre
pour en faciliter l’attribution. Par contre, ces enregistrements ne sont pas listés à l'écran dans le carnet de bord des déclenchements car ils ne représentent pas un défaut
réseau.
Lancer l’enregistrement oscillographique
Pour déclencher l'enregistrement oscillographique à partir de DIGSI® 4, cliquez sur la
fonction de commande Test sur la partie gauche de la fenêtre. Double-cliquez dans
la liste sur Démar. enregistrement perturbo. (voir fig. 3-28).
Figure 3-28
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Fenêtre de lancement de l’enregistrement oscillographique dans DIGSI® 4 —
Exemple
263
3 Montage et mise en service
L'enregistrement oscillographique est immédiatement lancé. Pendant l’enregistrement, un message est affiché dans la zone de gauche de la ligne d’état. Une barre
d’avancement vous informe par ailleurs de l’avancement de la procédure.
Pour l'affichage et l'interprétation des enregistrements, vous aurez besoin du programme SIGRA ou du Comtrade Viewer.
Pour les transformateurs surtout, les enregistrements oscillographiques synchronisés
avec l’enclenchement du transformateur à vide sont révélateurs. Etant donné que la
pointe de courant à l’enclenchement (courant d’inrush) est interprétée comme un défaut alimenté d’un seul côté, qui ne peut toutefois pas entraîner le déclenchement, l’efficacité de la stabilisation à l’enclenchement est testée par plusieurs essais d’enclenchement.
Pendant les essais d’enclenchement, l’ordre de déclenchement doit être interrompu
ou la protection différentielle fixée sur PROT. DIFF. = Bloc. relais (adresse
1201), afin que le transformateur ne soit déclenché en cas d’émission d’un ordre de
déclenchement.
Comme l’excitation de la protection différentielle n’est pas stabilisée, le courant à l’enclenchement va lancer l’enregistrement oscillographique, dans la mesure où il est suffisamment grand.
Sur la base des mesures de défaut enregistrées et des composantes harmoniques
dans le courant différentiel, des conclusions peuvent être tirées quant à l’efficacité de
la stabilisation d’inrush. Il est éventuellement possible de régler plus fort la stabilisation à l’enclenchement (= valeur moindre de la 2e harmonique à l’adresse 1261 2.
HARMONIQUE), lorsque les essais d’enclenchement entraînent le déclenchement ou
que les enregistrements oscillographiques montrent que la composante de la deuxième harmonique dans le courant différentiel ne dépasse pas à coup sûr la valeur
réglée (adresse 1261). L’autre possibilité pour augmenter la stabilité à l’enclenchement est d’activer la fonction “ Blocage croisé “ avec une durée d’activation plus
élevée (adresse 1262A BLOC.CROISE H.2) (Pour de plus amples détails, voir également la section 2.2.7 au paragraphe “ Stabilisation par harmoniques “, page 64).
Ne pas oublier d’activer (En) la protection différentielle au terme des essais (adresse
1201).
264
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
3.4 Préparation finale de l’appareil
3.4
Préparation finale de l’appareil
Les vis doivent être bien serrées. Toutes les vis des bornes — même inutilisées —
doivent être serrées.
Attention !
Ne pas forcer ! Les moments de serrage autorisés ne peuvent pas être dépassés.
Dans le cas contraire, les filetages et les logements de vis peuvent être
endommagés !
Les valeurs de réglage doivent être testées de nouveau lorsqu’elles sont modifiées lors des tests. Contrôler tout particulièrement si toutes les fonctions de protection, de commande et complémentaires sont réglées correctement dans les
paramètres de configuration (voir également chapitre 2) et si toutes les fonctions souhaitées sont activées (En). Assurez-vous qu’une copie des valeurs de réglage est enregistrée sur le PC.
L’heure interne de l’appareil devrait être contrôlée et le cas échéant réglée/synchronisée, dans la mesure où elle n’est pas automatiquement synchronisée. Vous trouverez des indications à ce propos dans le manuel système.
Les tampons de signalisation sont supprimés sous MENU PRINCIPAL→ Messages
→ Supprimer/fixer, afin que ces derniers ne comportent à l’avenir que des informations relatives à des événements et états réels. Les compteurs des statistiques de
déclenchement sont fixés dans la même sélection sur les valeurs de départ.
Les compteurs des valeurs de mesure d’exploitation (par ex. compteur de travail, si
disponible) sont remis à zéro sous MENU PRINCIPAL → Valeurs de mesure →
Réinitialiser.
On appuie sur la touche ESC (à plusieurs reprises éventuellement) pour retourner à
l’écran de base. L’écran de base apparaît dans le champ d’affichage (par exemple affichage des valeurs de mesure d’exploitation).
Les affichages sur la face avant de l’appareil sont supprimés en appuyant sur la touche LED , afin qu’ils ne fournissent à l’avenir que des informations relatives aux événements et aux états réels. Cette procédure remet également à zéro les relais de sortie
éventuellement maintenus. Lorsque la touche LED est actionnée, les LED configurables s’allument sur la face avant. L’appareil procède ainsi également à un test des
diodes. Lorsque les LED affichent des états, présents à l’instant actuel, elles restent
naturellement allumées.
La LED verte “ RUN ” doit être allumée, la diode rouge «ERROR» ne peut pas être
allumée.
Lorsqu’un commutateur de test est présent, celui-ci doit être mis en position d’exploitation.
L’appareil est maintenant prêt à l’utilisation.
„
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
265
3 Montage et mise en service
266
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Spécifications techniques
4
Ce chapitre présente les spécifications techniques de l’appareil SIPROTEC® 7UT612
ainsi que ses fonctions individuelles, dont les valeurs limites qui ne peuvent en aucun
cas être dépassées. Les données électriques et fonctionnelles pour l’ensemble des
fonctions possibles sont suivies des données mécaniques avec les plans d’équipement.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.1
Données générales de l’appareil
268
4.2
Protection différentielle
279
4.3
Protection différentielle pour défauts de terre
284
4.4
Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires
285
4.5
Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre)
4.6
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum
de courant
293
4.7
Protection à maximum de courant monophasé
294
4.8
Protection contre les déséquilibres
295
4.9
Protection de surcharge thermique
296
4.10
Thermobox pour protection de surcharge
298
4.11
Protection contre les défaillances du disjoncteur
299
4.12
Associations externes
299
4.13
Fonctions de surveillance
300
4.14
Fonctions complémentaires
301
4.15
Dimensions
303
292
267
4 Spécifications techniques
4.1
Données générales de l’appareil
4.1.1
Entrées analogiques
Entrées courant
Fréquence nominale
fN
50 Hz / 60 Hz / 162/3 Hz (réglable)
Courant nominal
IN
1 A ou 5 A ou 0,1 A
(commutable)
Consommation par entrée I1 à I7
– pour IN = 1 A
env. 0,02 VA
– pour IN = 5 A
env. 0,2 VA
– pour IN = 0,1 A
env. 1 mVA
– pour détection courant sens. I8 pour 1 Aenv. 0,05 VA
Capacité de surcharge du circuit de courant I1 à I7
– thermique (efficace)
100 · IN
30 · IN
4
· IN
– dynamique (courant de pic)
250 · IN
pendant 1 s
pendant 10 s
en permanence
(1/2 période)
Capacité de surcharge de l’entrée pour la détection sensible de courant I8
– thermique (efficace)
300 A pendant 1 s
100 A pendant 10 s
15 A en permanence
– dynamique (courant de pic)
750 A (1/2 période)
Exigences pour les
transformateurs de
courant
Facteur de surdimensionnement
PN + Pi
n' = n ⋅ ------------------P' + P i
I kd max
n’ ≥ 4 ⋅ -----------------I N prim
Ikd max
n’ ≥ 5 ⋅ -----------------I N prim
für τ ≤ 100 ms
für τ > 100 ms
rapport max. du courant nominal
I Nprim RED  4 pour courants de phase
primaire du transformateur de courant
-------------------------- ≤ 
avec le courant nominal de l’équipement I Nprim Obj  8 pour courant de terre à I7
4.1.2
Tension auxiliaire
Tension continue
Alimentation auxiliaire par convertisseur intégré :
Tension auxiliaire continue nominale UH–
Plages de tension admissibles
268
24/48 V–
19 à 58 V–
60/110/125 V– 110/125/220/250 V–
48 à 150 V–
88 à 300 V–
Tension alternative superposée,
crête à crête
≤15 % de la tension auxiliaire nominale
Consommation
– non excité
– excité
env. 5 W
env. 7 W
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.1 Données générales de l’appareil
Temps de maintien en cas de disparition/ ≥50 ms pour UH = 48 V et UH ≥ 110 V
court-circuit de la tension continue
auxiliaire
≥20 ms pour UH = 24 V et UH = 60 V
Tension alternative
Alimentation en tension par convertisseur intégré
Tension auxiliaire alternative nominale UH~
Plages de tension admissibles
4.1.3
115/230 V~
92 à 265 V~
Consommation
– non excité
– excité
env. 6,5 VA
env. 8,5 VA
Temps de maintien en cas
de disparition/court-circuit
≥ 50 ms
Entrées et sorties binaires
Entrées binaires
Nombre
3 (configurable)
Plage de tension nominale
24 V– à 250 V– dans 2 plages, bipolaire
Seuils d’activation
gamme de tension réglable par cavaliers
– pour tensions nominales 24/48 V–
Uapp ≥ 19 V–
60/110/125 V– Udisp ≤ 14 V–
Relais de sortie
– pour tensions nominales 110/125/
220/250 V–
Uapp ≥ 88 V–
Udisp ≤ 66 V–
Consommation de courant, activée
env. 1,8 mA
indépendant de la tension de contrôle
Tension maximale admissible
300 V–
Filtre d’entrée contre les interférences
capacité de couplage de 220 nF à 220 V
avec temps de rétablissement de >60 ms
Relais de commande / signalisation (voir aussi plans à l’annexe A.2)
Nombre
Puissance de coupure
4 avec chacun 1 contact de travail (NO)
(libre de potentiel)
EN
HORS
Relais d’alarme
Puissance de coupure
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
1000 W/VA
30 VA
40 W ohmique
25 W pendant L/R ≤ 50 ms
1 avec 1 contact de travail (NO) ou
1 contact de repos (NF) (commutable)
EN
HORS
1000 W/VA
30 VA
40 W ohmique
25 W pendant L/R ≤ 50 ms
Tension de coupure
250 V
Courant admissible par contact
5 A en permanence
30 A pendant 0,5 s
269
4 Spécifications techniques
Courant total admissible
pour contacts avec commun
4.1.4
5 A en permanence
30 A pendant 0,5 s
Interfaces de communication
Interface utilisateur
Interface de service/de modem
(optionnel)
– Raccordement
sur la face avant RS 232 non isolée
connecteur 9 pôles SUBD
pour raccordement à un ordinateur
personnel
– Utilisation
avec DIGSI® 4
– Débit de transmission
min. 4 800 bauds ; max. 115200 bauds
Réglage à la livraison : 38400 bauds ;
parité : 8E1
– Distance maximum de transmission
max. 15 m
RS232/RS485/fibre optique
en fonction de la version commandée
Interface isolée pour transfert de données
pour commande avec DIGSI® 4
ou pour raccordement d’une interface
sonde
RS232
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „C“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
câble de données blindé
– Tension d’essai
500 V ; 50 Hz
– Débit de transmission
min. 4800 bauds ; max. 115200 bauds
Réglage à la livraison 38400 bauds
– Distance maximum de transmission
env. 15 m
RS485
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „C“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
câble de données blindé
– Tension d’essai
500 V ; 50 Hz
– Débit de transmission
min. 4800 bauds ; max. 115200 bauds
Réglage à la livraison 38400 bauds
– Distance maximum de transmission
env. 1 km
Fibre optique
270
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.1 Données générales de l’appareil
– Connexion fibre optique
sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
Connecteur ST
panneau arrière, emplacement „C“
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Longueur d’onde optique
λ = 820 nm
– Laser de classe 1
selon EN 60825–1/ –2
Interface système
(optionnel)
avec fibre optique 50/125 µm ou
avec fibre optique 62,5/125 µm
– Atténuation admissible de signal
max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm
– Distance maximum de transmission
env. 1.5 km
– Position du signal au repos
commutable ; réglage à la livraison
„Lumière éteinte“
RS232/RS485/fibre optique
Profibus RS485/Profibus fibre optique
en fonction de la version commandée
Interface isolée pour transfert de données
au centre de conduite
RS232
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Tension d’essai
500 V ; 50 Hz
– Débit de transmission
min. 4800 bauds, max. 38400 bauds
Réglage à la livraison 19200 bauds
– Distance maximum de transmission
env. 15 m
RS485
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Tension d’essai
500 V, 50 Hz
– Débit de transmission
min. 4800 bauds, max. 38400 bauds
Réglage à la livraison 19200 bauds
– Distance maximum de transmission
env. 1 km
Fibre optique
– Connexion fibre optique
sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
Connecteur ST
panneau arrière, emplacement „B“
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Longueur d’onde optique
λ = 820 nm
– Laser de classe 1 selon
EN 60825–1/ –2
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
avec fibre optique 50/125 µm ou
avec fibre optique 62,5/125 µm
271
4 Spécifications techniques
– Atténuation admissible de signal
max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm
– Distance maximum de transmission
env. 1,5 km
– Position du signal au repos
commutable ; réglage à la livraison
„Lumière éteinte“
Profibus RS485 (FMS et DP)
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Tension d’essai
500 V ; 50 Hz
– Débit de transmission
jusqu’à 1,5 Mbauds
– Distance maximum de transmission
1000 m à
500 m à
200 m à
≤ 93,75 kBd
≤ 187,5 kBd
≤ 1,5 MBd
Profibus fibre optique (FMS et DP)
– Connecteur fibre optique de type
Connecteur ST
simple boucle / double boucle en fonction
de la version commandée
avec FMS ; avec DP seulement double
boucle disponible
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Débit de transmission
recommandé :
jusqu’à 1,5 Mbauds
> 500 kBd
– Longueur d’onde optique
λ = 820 nm
– Laser de classe 1 selon
EN 60825–1/ –2
avec fibre optique 50/125 µm ou
avec fibre optique 62,5/125 µm
– Atténuation admissible de signal
max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm
– Distance maximum de transmission
env. 1,5 km
DNP3.0 RS485
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Tension d’essai
500 V ; 50 Hz
– Débit de transmission
jusqu’à 19200 bauds
– Distance maximum de transmission
env. 1 km
DNP3.0 LWL
– Connecteur fibre optique de type
272
Connecteur ST émetteur/récepteur
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.1 Données générales de l’appareil
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Débit de transmission
jusqu’à 19200 bauds
– Longueur d’onde optique
λ = 820 nm
– Laser de classe 1 selon
EN 60825–1/ –2
– Atténuation admissible de signal
– Distance maximum de transmission
avec fibre optique 50/125 µm ou
avec fibre optique 62,5/125 µm
max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm
env. 1,5 km
MODBUS RS485
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
connecteur 9 pôles SUBD
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Tension d’essai
500 V ; 50 Hz
– Débit de transmission
jusqu’à 19200 bauds
– Distance maximum de transmission
env. 1 km
MODBUS LWL
– Connecteur fibre optique de type
Connecteur ST émetteur/récepteur
– Connexion sur boîtier encastrable
sur boîtier pour montage en saillie
panneau arrière, emplacement „B“
sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
– Débit de transmission
jusqu’à 19200 bauds
– Longueur d’onde optique
λ = 820 nm
– Laser de classe 1 selon
EN 60825–1/ –2
Interface de
synchronisation du
temps
avec fibre optique 50/125 µm ou
avec fibre optique 62,5/125 µm
– Atténuation admissible de signal
– Distance maximum de transmission
max. 8 dB, avec fibre optique 62,5/125 µm
env. 1,5 km
– Synchronisation temporelle
DCF77/IRIG Signal B
– Connexion sur boîtier encastrable
panneau arrière, emplacement „B“
connecteur 9 pôles SUBD
au niveau des bornes à double étage
situées sur l’extension inclinée en-dessous
du boîtier
sur boîtier pour montage en saillie
– Tensions nominales des signaux
au choix 5 V, 12 V ou 24 V
– Niveaux des signaux et charges :
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
273
4 Spécifications techniques
UIhaut
UIbas
IIhaut
RI
4.1.5
Tension d’entrée nominale des signaux
5V
12 V
24 V
6,0 V
15,8 V
31 V
1,0 V à IIbas = 0,25 mA
1,4 V à IIbas = 0,25 mA
1,9 V à IIbas = 0,25 mA
4,5 mA à 9,4 mA
4,5 mA à 9,3 mA
4,5 mA à 8,7 mA
1930 Ω à UI = 8,7 V
3780 Ω à UI = 17 V
890 Ω à UI = 4 V
640 Ω à UI = 6 V
1700 Ω à UI = 15,8 V
3560 Ω à UI = 31 V
Essais électriques
Spécifications
Normes :
CEI 60255 (normes de produit)
ANSI/IEEE C37.90.0/.1/.2
DIN 57 435 Partie 303
voir aussi normes des fonctions
individuelles
Essais d’isolation
Normes :
CEI 60255–5 et CEI 60870–2–1
– Essai haute tension (essai de routine) 2,5 kV (rms), 50 Hz
Tous les circuits sauf alimentation
en tension auxiliaire, entrées binaires
et interfaces de communication et
de synchronisation temporelle
– Essai haute tension (essai de routine) 3,5 kV–
Tension auxiliaire et entrées binaires
– Essai haute tension (essai de routine) 500 V (rms), 50 Hz
Seulement interfaces de communication
et de synchronisation temporelle isolées
– Essai d’onde de surtension (essai type)
5 kV (crête) ; 1,2/50 µs ; 0,5 J ; 3 ondes
Tous les circuits, sauf interfaces de
positives et 3 ondes négatives par intervalle
communication et de synchronisation de 5 s
temporelle, classe III
Tests d’immunité
aux perturbations
électromagnétiques (EMC)
(essais types)
Normes :
CEI 60255–6 und –22, (normes produit)
EN 50082–2 (norme générique)
DIN 57435 Partie 303
– Essai à haute fréquence
CEI 60255–22–1, Classe III
et VDE 0435 Partie 303, Classe III
2,5 kV (crête) ; 1 MHz ; τ = 15 µs ;
400 ondes par s ; durée de l’essai 2 s ; Ri =
200 Ω
– Décharge électrostatique
CEI 60255–22–2 Classe IV
et CEI 61000–4–2, Classe IV
8 kV décharge par contact ; 15 kV décharge dans l’air ; deux polarités ; 150 pF ; Ri =
330 Ω
– Irradiation par champ HF, non modulé 10 V/m ; 27 MHz à 500 MHz
CEI 60255–22–3 (Report) Classe III
274
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.1 Données générales de l’appareil
– Irradiation par champ HF,
modulé en amplitude
CEI 61000–4–3, Classe III
10 V/m ; 80 MHz à 1000 MHz ; 80 % AM ;
1 kHz
– Irradiation par champ HF,
10 V/m ; 900 MHz ; fréquence de
modulation
200 Hz ;
Durée d’enclenchement 50 %
modulé en fréquence
CEI 61000–4–3/ENV 50204, Kl. III
– Perturbations transitoires rapides
en salves (BURST)
CEI 60255–22–4 et CEI 61000–4–4,
Classe IV
4 kV ; 5/50 ns ; 5 kHz ; durée de salve =
15 ms ;
taux de répétition 300 ms ; deux polarités ;
Ri = 50 Ω ; durée de l’essai 1 min
– Ondes de choc à haute tension
(SURGE), CEI 61000–4–5
Installation Classe 3
Tension auxiliaire
Impulsion : 1,2/50 µs
Entrées de mesure, entrées binaires
et sorties de relais
– Perturbations HF conduites,
modulé en amplitude
CEI 61000–4–6, Classe III
mode commun :
mode différentiel :
mode commun :
mode différentiel :
2 kV ; 12 Ω ; 9 µF
1 kV ; 2 Ω ; 18 µF
2 kV ; 42 Ω ; 0,5 µF
1 kV ; 42 Ω ; 0,5 µF
10 V ; 150 kHz à 80 MHz ; 80 % AM ;
1 kHz
– Champ magnétique à la fréquencedu réseau
CEI 61000–4–8, Classe IV
30 A/m en permanence ; 300 A/m pendant
CEI 60255–6
3 s ; 50 Hz ; 0,5 mT ; 50 Hz
– Oscillatory Surge Withstand Capability 2,5 kV à 3 kV (crête) ; 1 MHz à
ANSI/IEEE C37.90.1
1,5 MHz ; onde amortie ; 50 chocs par s ;
Durée 2 s ; Ri = 150 Ω à 200 Ω
– Fast Transient Surge Withstand Cap. 4 kV à 5 kV ; 10/150 ns ;
50 impulsions par s ;
ANSI/IEEE C37.90.1
deux polarités ; durée 2 s ; Ri = 80 Ω
– Radiated Electromagnetic Interference 35 V/m ; 25 MHz à 1000 MHz
ANSI/IEEE Std C37.90.2
Essais EMC d’émission de perturbation (essais types)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
– Oscillations amorties
CEI 60694, CEI 61000–4–12
2,5 kV (crête), polarité alternante
100 kHz, 1 MHz, 10 MHz et 50 MHz,
Ri = 200 Ω
Norme :
EN 50081–∗ (norme générique)
– Emission de perturbation conduites,
seulement tension auxiliaire
CEI–CISPR 22
150 kHz à 30 MHz
Classe limite B
– Intensité du champ de perturbation
(émission rayonnée)
CEI–CISPR 22
30 MHz à 1000 MHz
Classe limite B
275
4 Spécifications techniques
4.1.6
Essais de sollicitation mécanique
Résistance aux vibrations et aux
chocs en
exploitation
Résistance aux vibrations et aux
chocs durant le
transport
4.1.7
Normes :
CEI 60255–21 et CEI 60068
– Vibrations
CEI 60255–21–1, Classe 2
CEI 60068–2–6
sinusoïdal
10 Hz à 60 Hz :
± 0,075 mm amplitude ;
60 Hz à 150 Hz : 1 g accélération
balayage de fréquence1 octave/min
20 cycles selon 3 axes orthogonaux.
– Chocs
CEI 60255–21–2, Classe 1
CEI 60068–2–27
semi-sinusoïdal
accélération 5 g, durée 11 ms,
3 chocs dans chaque direction des
3 axes orthogonaux
– Vibrations sismiques
CEI 60255–21–3, Classe 1
CEI 60068–3–3
sinusoïdal
1 Hz à 8 Hz
± 3,5 mm amplitude
(axe horizontal)
1 Hz à 8 Hz :
± 1,5 mm amplitude
(axe vertical)
8 Hz à 35 Hz :
1 g accélération
(axe horizontal)
8 Hz à 35 Hz :
0,5 g accélération
(axe vertical)
balayage de fréquence1 octave/min
1 cycle selon 3 axes orthogonaux
Normes :
CEI 60255–21 et CEI 60068
– Vibrations
CEI 60255–21–1, Classe 2
CEI 60068–2–6
sinusoïdal
5 Hz à 8 Hz :
± 7,5 mm amplitude ;
8 Hz à 150 Hz :
2 g accélération
balayage de fréquence1 octave/min
20 cycles selon 3 axes orthogonaux.
– Chocs
CEI 60255–21–2, Classe 1
CEI 60068–2–27
semi-sinusoïdal
Accélération 15 g, durée 11 ms,
3 chocs dans chaque direction des 3
axes orthogonaux
– Chocs continus
CEI 60255–21–2, Classe 1
CEI 60068–2–29
semi-sinusoïdal
Accélération 10 g, durée 16 ms,
1000 chocs dans chaque direction des
3 axes orthogonaux
Essais de sollicitation climatique
Températures
ambiantes
Norme :
CEI 60255–6
– Température recommandée en exploitation–5 °C à +55 °C
– Températures limites temporairement
admissibles en exploitation
–20 °C à +70 °C
Lisibilité de l’affichage
risque d’être compromise
au-delà de +55 °C
en état de repos, donc pas de démarrage et pas de
signalisation
276
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.1 Données générales de l’appareil
– Températures limites pour le stockage –25 °C à +55 °C
– Températures pour le transport
–25 °C à +70 °C
Stocker et transporter l’appareil dans son emballage d’origine !
Humidité
Humidité admissible
Moyenne annuelle d’humidité relative
≤75 % ; jusqu’à 93% d’humidité relative
pendant 56 jours par an ; il faut éviter la
condensation en fonctionnement!
Il faut placer les appareils de façon à ne pas les exposer au rayonnement solaire direct
et à de grandes fluctuations de température qui pourraient provoquer le phénomène
de condensation.
4.1.8
Conditions d’exploitation
L’appareil de protection est conçu pour l’utilisation dans les salles à relais et en milieu
industriel. Les procédures d’installation adéquates doivent être observées afin d’assurer la compatibilité électromagnétique EMC). De plus, il est recommandé d’observer
les points suivants :
• Tous les contacteurs et relais qui opèrent dans la même cabine, armoire ou panneau que l’appareil numérique de protection doivent être équipés de dispositifs
d’antiparasitage appropriés.
• Dans les postes dont le niveau de tension dépasse les 100 kV, tous les câbles de
connexion externes doivent être équipés de blindages raccordés à la terre aux deux
extrémités. Le blindage doit être capable de conduire les courants de défauts possibles. Pour les installations de tension inférieure, aucune mesure particulière ne
s’impose habituellement.
• Il est interdit de retirer ou de d’enficher les cartes individuelles sous tension. Une
fois le boîtier démonté avec les cartes retirées, il est nécessaire de respecter les
prescriptions relatives à la protection des composants ESD (composants sensibles
aux électrodécharges). Enfichées, les cartes ne sont pas exposées à de tels risques.
4.1.9
Exécutions
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Boîtier
7XP20
Dimensions
voir plan d’équipement, section 4.15
Poids (équipement maximal) environ
– en boîtier à montage en saillie
– en boîtier encastrable
9,6 kg
5,1 kg
277
4 Spécifications techniques
Degré de protection selon CEI 60529
– pour l’appareil
en boîtier à montage en saillie
en boîtier encastrable
face avant
face arrière
– pour la protection des personnes
278
IP 51
IP 51
IP 50
IP 2x avec cache de protection installé
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.2 Protection différentielle
4.2
Protection différentielle
4.2.1
Généralités
Seuils de
démarrage
Courant différentiel
IDIFF>/INObj
0,05 à 2,00 (incréments 0,01)
Seuil à max. courant
IDIFF>>/INObj
0,5 à 35,0 (incréments 0,1)
ou ∞ (inactif)
Elévation du seuil d’activation au démarrage
comme facteur de IDIFF>
1,0 à 2,0
(incréments 0,1)
Stabilisation additionnelle en cas de défaut externe
(ISTAB > valeur réglée) Idef.ext./INObj
2,00 à 15,00 (incréments 0,01)
durée d’activation
2 à 250 périodes (incréments 1 pér.)
ou ∞ (actif jusqu’à la retombée)
Caractéristique de démarrage
voir figure 4-1
Tolérances (pour paramètres de la caractéristique réglés par défaut)
– seuil IDIFF> et caractéristique
5 % de la valeur réglée
– seuil IDIFF>>
5 % de la valeur réglée
Temps de
temporisation
Temporisation du seuil IDIFF>
TI-DIFF>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Temporisation du seuil IDIFF>>
TI-DIFF>>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Tolérance
1 % de la valeur réglée, soit 10 ms
Les temps réglés sont des temporisations pures.
I diff
---------------I NObj
Caract. de défaut Légende :
10
Idiff
Istab
INObj
9
8
courant différentiel = |I1 + I2 |
courant de stabilisation = |I1 | + |I2 |
courant nom. équipement à protéger
I–DIFF>>
7
Déclench.
6
Blocage
1243
PENTE 2
5
4
1241
PENTE 1
3
2
Stab. additionnelle
1
I–DIFF>
1
ORIGINE 1
Figure 4-1
2
3
4
ORIGINE 2
5
6
7
8
9
10
11
EXF–STAB
12
13
14
15
16
17
Istab
---------------I NObj
Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
279
4 Spécifications techniques
4.2.2
Transformateurs
Stabilisation par
harmoniques
Rapport de stabilisation de magnétisation10 % à 80 %
(2e harmonique)
I2fN/IfN
voir aussi figure 4-2
(incréments 1 %)
Stabilisation d’autres énièmes harmoniques 10 % à 80 %
(au choix 3e ou 5e)
InfN/IfN
voir aussi figure 4-3
(incréments 1 %)
Fonction Blocage croisé
durée d’activation max. blocage croisé
Temps de réponse
internes
peut être activé et désactivé
2 à 1000 périodes (incréments 1 pér.)
ou 0 (bloc. croisé inactif)
ou ∞ (actif jusqu’à la retombée)
Temps de démarrage/temps de retombée en cas d’alimentation d’un seul côté
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
à 1,5 · valeur réglée IDIFF>
à 1,5 · valeur réglée IDIFF>>
à 5 · valeur réglée IDIFF>>
38 ms
25 ms
19 ms
35 ms
22 ms
17 ms
85 ms
55 ms
25 ms
Temps de retombée, env.
35 ms
30 ms
80 ms
Seuil de retombée
env. 0,7
Adaptation pour
transformateurs
Adaptation du couplage magnétique
0 à 11 (× 30°)
Régime du point neutre
mis à la terre ou non mis à la terre
(pour chaque enroulement)
Plage de fonctionnement
Fréquence
Ajustement de fréquence dans la plage
Influence de la fréquence
0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
voir figure 4-4
(incréments 1)
IfN
INObj
réglable
p.ex. IDIFF>>/INObj = 10
10,0
5,0
Déclenchement
2,0
Blocage
réglable
p.ex. 2e harmonique = 15 %
Légende :
Idiff Courant différentiel
= |I1 + I2 |
INObj Courant nominal
de l’équipement
à protéger
Courant à fréq. nom.z
IfN
Courant au double de
I2f
la fréquence
1,0
0,5
réglable
p.ex. IDIFF>/INObj = 0,15
0,2
0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
I2f
IfN
Figure 4-2 Influence de la stabilisation de la 2e harmonique pour la protection différentielle de
transformateur
280
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.2 Protection différentielle
IfN
INObj
10,0
réglable
p.ex. IDIFFmax n.HM/INObj = 5
Déclenchement
5,0
réglable
p.ex. énième harmonique = 40 %
2,0
1,0
Blocage
0,5
réglable
p.ex. IDIFF>/INObj = 0,15
0,2
0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
Légende :
Idiff Courant différentiel
= |I1 + I2 |
INObj Courant nominal
de l’équipement
à protéger
Courant à fréq. nom.
IfN
Courant à énième
Inf
fréquence (n = 3 ou 5)
Ιnf
IfN
Figure 4-3 Influence de la stabilisation de la énième harmonique pour la protection différentielle de transformateur
IXf
INObj
20,0
IDIFF>>/INObj (réglable)
Valeur réglée p.ex. 5,0
10
5
3
2
Blocage
Blocage
Déclenchement
1,0
Légende :
Courant différentiel = |I1 + I2 |
Idiff
INObj Courant nom. équipement
à protéger
IXf
Courant avec fréquence quelc.
dans la plage spécifiée
0,5
IDIFF>/INObj (réglable)
Valeur réglée p.ex. 0,15
0,3
0,2
0,1
0
Figure 4-4
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
f/fN
Influence de la fréquence sur la protection différentielle de transformateur
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
281
4 Spécifications techniques
4.2.3
Générateurs, moteurs, bobines
Temps de réponse
internes
Plage de fonctionnement
Fréquence
Temps de démarrage/temps de retombée en cas d’alimentation d’un seul côté
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
à1,5 · valeur réglée IDIFF>
à 1,5 · valeur réglée IDIFF>>
à 5 · valeur réglée IDIFF>>
38 ms
25 ms
19 ms
35 ms
22 ms
17 ms
85 ms
55 ms
25 ms
Temps de retombée, env.
35 ms
30 ms
80 ms
Seuil de retombée
ca. 0,7
Ajustement de fréquence dans la plage
Influence de la fréquence
0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
voir figure 4-5
IXf
INObj
1
Légende :
Courant différentiel = |I1 + I2 |
Idiff
INObj Courant nom. équipement
à protéger
Courant avec fréquence quelc.
IXf
dans plage spécifiée
0,6
Déclench.
0,4
0,3
0,2
IDIFF>/INObj (réglable)
valeur réglée p.ex. 0,15
Blocage
0,1
0
Figure 4-5
282
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
f/fN
Influence de la fréquence sur la protection différentielle de moteur/générateur et protection de jeux de
barres
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.2 Protection différentielle
4.2.4
Jeux de barres, noeuds, lignes courtes
Surveillance du
courant différentiel
Surveillance du courant différentiel en état stationnaire
Isurv/INObj
0,15 à 0,80 (incréments 0,01)
Temporisation pour blocage à
courant différentiel
Tsurv
1 s à 10 s
(incréments 1 s)
Libération de
déclenchement
Libération par critère de courantI>lib./INObj
0,20 à 2,00 (incréments 0,01)
par courant de travée
ou 0 (libération toujours présente)
Temps de réponse
internes
Temps de démarrage/temps de retombée en cas d’alimentation d’un seul côté
Plage de
fonctionnement
Fréquence
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
à 1,5 · valeur réglée IDIFF>
à 1,5 · valeur réglée IDIFF>>
à 5 · valeur réglée IDIFF>>
25 ms
20 ms
19 ms
25 ms
19 ms
17 ms
50 ms
45 ms
35 ms
Temps de retombée, env.
30 ms
30 ms
70 ms
Seuil de retombée
env. 0,7
Ajustement de fréquence dans la plage
0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
Influence de la fréquence
voir figure 4-5
283
4 Spécifications techniques
4.3
Protection différentielle pour défauts de terre
Plage de valeurs
Courant différentiel
IEDS>/INObj
0,05 à 2,00 (incréments 0,01)
Angle limite
ϕEDS
110° (fixe)
Caractéristique de démarrage
voir figure 4-6
Tolérance de démarrage
5 % pour I < 5 · IN
Temporisation
TEDS
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Tolérance
1 % de la valeur réglée ou 10 ms
Les temps réglés sont des temporisations pures
Temps de réponse
internes
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
à 1,5 · valeur réglée IEDS>, ca.
à 2,5 · valeur réglée IEDS>, ca.
40 ms
37 ms
38 ms
32 ms
100 ms
80 ms
40 ms
40 ms
80 ms
Temps de retombée, env.
Influence de la
fréquence
Seuil de retombée, env.
0,7
Influence de la fréquence
1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN
Idécl.
IEDS>
4
Déclenchement
3
2
Blocage
1
-0,3
-0,2
-0,1
0,0
0,1
0,2
3Io"
0,3
3Io'
Figure 4-6 Caractéristique de déclenchement de la protection différentielle de terre en fonction du rapport courant homopolaire-courant de ligne 3I0"/3I0' (les deux courants
en phase ou en opposition de phase) ; IEDS = valeur réglée
284
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires
4.4
Protection à maximum de courant pour courants de phase et
homopolaires
Caractéristiques
Seuils à temps constant (UMZ)
IPh>>, 3I0>>, IPh>, 3I0>
Seuils à courant dépendant(AMZ)
(selon CEI ou ANSI)
IP, 3I0P
il est possible de sélectionner une des
caractéristiques selon les figures 4-7 à 4-9
autre possibilité, caractéristique utilisateur
avec caractéristique de déclenchement et
de retombée à spécifier
Caractéristiques de retombée(AMZ)
voir figures 4-10 et 4-11
(selon ANSI avec émulation de disque)
Seuil de courant
Seuils de courant élevé IPh>>
Seuils à max. courant
Seuils à courant
dépendant
(CEI)
Seuils à courant
dépendant
(ANSI)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
0,10 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (seuil inactif)
TIPh>>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
3I0>>
0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (seuil inactif)
T3I0>>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
IPh>
0,10 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (seuil inactif)
TIPh>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
3I0>
0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (seuil inactif)
T3I0>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
IP
0,10 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)
TIP
0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
3I0P
0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)
T3I0P
0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
IP
0,10 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)
DIP
0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
3I0P
0,05 A à 4,00 A 1)
D3I0P
0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
(incréments 0,01 A)
285
4 Spécifications techniques
Tolérances
Courants
pour UMZ
Temps
Tolérances
pour AMZ
(CEI)
Courants
Temps
(ANSI)
Temps
3 % de la valeur réglée ou 1 % courant
nominal
1 % de la valeur réglée ou 10 ms
Démarrage à 1,05 ≤ I/IP ≤ 1,15 ;
ou 1,05 ≤ I/3I0P ≤ 1,15
5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz
pour 2 ≤ I/IP ≤ 20
et TIP/s ≥ 1 ;
ou 2 ≤ I/3I0P ≤ 20
et T3I0P/s ≥ 1
5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz
pour 2 ≤ I/IP ≤ 20
et DIP/s ≥ 1 ;
ou 2 ≤ I/3I0P ≤ 20
et D3I0P/s ≥ 1
Les temps réglés sont des temporisations pures.
1)
Temps de réponse
internes des seuils
à temps constant
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Temps de démarrage/temps de retombée seuils de courant de phase
Temps de démarrage pour fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
sans stabilis. de magnétisation, min
sans stabilis. de magnétis., typique
20 ms
25 ms
18 ms
23 ms
30 ms
45 ms
avec stabilis. de magnétisation, min
avec stabilis. de magnétis., typique
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
85 ms
100 ms
Temps de retombée, typique
30 ms
30 ms
80 ms
Temps de démarrage/temps de retombée seuils de courant homopolaire
Temps de démarrage pour fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
sans stabilis. de magnétisation, min
sans stabilis. de magnétis., typique
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
100 ms
105 ms
avec stabilis. de magnétisation, min
avec stabilis. de magnétis., typique
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
100 ms
105 ms
Temps de retombée, typique
30 ms
30 ms
80 ms
env. 0,95 pour I/IN ≥ 0,5
Seuils de retombée
Seuils de courant
Stabilisation de
magnétisation
Rapport de stabilisation de magnétisation 10 % à 45 %
(2e harmonique)
I2fN/IfN
Limite de fonctionnement inférieure
I > 0,2 A 1)
Courant maximal pour stabilisation
0,30 A à 25,00 A 1) (incréments 0,01 A)
Fonction Blocage croisé entre phases
durée d’activation max. blocage croisé
peut être activé et désactivé
0,00 s à 180 s (incréments 0,01 s)
1)
Fréquence
286
(incréments 1 %)
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Influence de la fréquence
1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires
100
100
t [s]
t [s]
30
30
20
20
Tp
10
10
3,2
5
5
1,6
3
2
1
0,5
Tp
3
3,2
0,8
2
0,4
1
0,2
0,5
0,8
0,3
0,4
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
1,6
0,2
0,2
0,1
0,05
1
2
3
5
7
10
20
1
I/Ip
0, 14
t = ------------------------------------ ⋅ T p [s]
0, 02
(I ⁄ I )
–1
p
Normalement inverse :
(Type A)
0,1
0,05
0,05
2
3
Fortement inverse :
(Type B)
5
10
I/Ip
20
13, 5
t = ---------------------------- ⋅ T [s]
p
1
( I ⁄ Ip ) – 1
1000
100
t [s]
t [s]
300
20
200
10
100
5
50
3
30
Tp
2
20
3,2
10
1,6
5
0,8
1
Tp
3,2
0,5
1,6
0,3
0,2
0,8
0,1
0,4
0,1 0,2
0,05
0,05
1
2
3
5
10
I/Ip
20
80
Extrêmement inverse : t = --------------------------- ⋅ T [s]
p
2
(Typ C)
( I ⁄ Ip ) – 1
t
Tp
I
Ip
Temps de déclenchement
Valeur de réglage de la constante de temps
Courant de défaut
Valeur de réglage du courant
Figure 4-7
3
0,4
2
0,2
1
0,1
0,05
0,5
1
2
3
5
7
10
20
I/Ip
Inverse long :
pas pour déséquilibre
120
t = ---------------------------- ⋅ T p
1
(I ⁄ I ) – 1
p
[s]
Remarque : pour 162/3 Hz temps déclenchement min. de 100 ms.
Courant homopolaire : lire 3I0p au lieu de Ip et T3I0p au lieu de Tp
Courant de terre : lire IEpau lieu de Ip et TIEp au lieu de Tp
Courant déséquilibre : lire I2p au lieu de Ip et TI2p au lieu de Tp
Caractéristiques de déclenchement de la protection à maximum de courant à temps dépendant et de la protection contre les déséquilibres, selon CEI
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
287
4 Spécifications techniques
100
500
t [s]
t [s]
200
30
100
20
50
10
30
20
5
10
5
3
2
1
D [s]
5
0,1
1
2
3
5
0,5
10
2
1
I/Ip
5
2
0,2
1
0,1
0,5
0,05
1
2
3
5
10
20
I/Ip


8, 9341
t =  ------------------------------------------ + 0, 17966 ⋅ D [s]


2, 0938
–1
 ( I ⁄ Ip )

Inverse
100
100
t [s]
1
20


5, 64
t =  ---------------------------- + 0, 02434 ⋅ D [s]
2
 ( I ⁄ Ip ) – 1

Extrêmement inverse
15
10
0,3
10
0,3
0,2
2
0,5
15
0,5
0,05
D [s]
3
t [s]
50
30
20
20
10
10
5
5
D [s]
3
15
3
2
10
2
1
5
1
5
0,5
0,5
2
0,3
0,2
1
0,1
0,5
0,05
D [s]
15
10
0,3
2
3
5
10
20
1
0,1
0,05
1
2
0,2
0,5
1
2
Modérément inverse
t
D
I
Ip
Temps de déclenchement
Valeur de réglage de la constante de temps
Courant de défaut
Valeur de réglage du courant
Figure 4-8
288
5
10
20
I/Ip
I/Ip


0, 0103
t =  ------------------------------------ + 0, 0228 ⋅ D [s]


0, 02
–1
 (I ⁄ Ip )

3
Fortement inverse


3, 922
t =  ---------------------------- + 0, 0982 ⋅ D [s]


2
 (I ⁄ Ip ) – 1

Remarque : pour 162/3 Hz temps déclenchement min. 100 ms.
Courant homopolaire, lire 3I0p au lieu de Ip
Courant de terre : lire IEp au lieu de Ip
Déséquilibre : lire I2p au lieu de Ip
Caractéristiques de déclenchement de la protection à maximum de courant à temps dépendant et de la protection contre les déséquilibres, selon ANSI/IEEE
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires
100
100
t [s]
t [s]
D [s]
50
15
30
20
20
10
10
5
3
D [s]
15
2
10
1
5
5
2
5
3
1
2
0,5
1
0,5
0,5
2
0,3
0,2
0,3
0,2
1
0,1
0,05
10
0,1
0,5
0,05
1
2
3
5
10
20
1
3
5
10
20
I/Ip
I/Ip


0, 4797
t =  ------------------------------------------ + 0, 21359 ⋅ D [s]
1, 5625
–1
 ( I ⁄ Ip )

Régulièrement inverse
2
Inverse long
5, 6143
t =  ------------------------- + 2, 18592 ⋅ D [s]
(I ⁄ I ) – 1
p
100
t [s]
50
30
20
t
D
I
Ip
10
5
Temps de déclenchement
Valeur de réglage de la constante de temps
Courant de défaut
Valeur de réglage du courant
3
2
1
D [s]
Remarque : Pour 162/3 Hz temps décl. minimum 100ms.
Courant homopolaire ; lire 3I0p au lieu de Ip
Courant de terre : lire IEp au lieu de Ip
15
0,5
10
0,3
5
0,2
0,1
2
1
0,5
0,05
1
2
3
5
10
20
I/Ip
Inverse court
Figure 4-9


0, 2663
t =  ------------------------------------------ + 0, 03393 ⋅ D [s]
1, 2969
–1
 ( I ⁄ Ip )

Caractéristiques de déclenchement de la protection à maximum de courant à temps dépendant, selon
ANSI/IEEE
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
289
4 Spécifications techniques
500
500
t [s]
t [s] 200
100
15
10
50
5
30
15
100
10
50
5
30
20
2
10
D [s]
200
D [s]
20
2
10
1
5
0,5
1
5
3
0,5
3
2
2
1
1
0,5
0,5
0,3
0,2
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
0,05
1,0
0,05
0,1
0,2 0,3
I/Ip
Extrêmement inverse


5, 82
t =  ---------------------------- ⋅ D
2
 ( I ⁄ I p ) – 1
0,5
1,0
I/Ip
[s]


8, 8
t =  --------------------------------------------- ⋅ D [s]
2, 0938
– 1
 ( I ⁄ Ip )
Inverse
500
500
t [s] 200
t [s] 200
100
100
15
D [s]
50
10
30
D [s]
30
20
15
5
20
50
10
10
5
3
2
2
2
1
1
0,5
1
0,5
0,5
0,3
0,2
0,3
0,2
0,1
0,1
0,05
1
5
3
0,5
2
10
5
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
0,05
0,05
I/Ip
Modérément inverse
t
D
I
Ip


0, 97
t =  ---------------------------- ⋅ D [s]
2
 ( I ⁄ I p ) – 1
Temps de retombée
Valeur de réglage de la constante de temps
Courant coupé
Valeur de réglage du courant
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
I/Ip
Fortement inverse


4,32
t =  ---------------------------- ⋅ D
2
 ( I ⁄ I p ) – 1
[s]
Remarque : Courant homopolaire : lire 3I0p au lieu de Ip
Courant de terre : lire IEp au lieu de Ip
Déséquilibre : lire I2p au lieu de Ip
Figure 4-10 Caractéristiques de retombée de la protection à maximum de courant à temps dépendant et de la protection
contre les déséquilibres avec émulation de disque, selon ANSI/IEEE
290
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.4 Protection à maximum de courant pour courants de phase et homopolaires
500
t [s]
500
t [s] 200
200
100
100
50
30
50
10
5
2
30
15
20
1
10
0,5
10
5
5
3
5
3
2
2
2
1
1
0,5
15
D [s]
20
10
D [s]
1
0,5
0,5
0,2
0,3
0,2
0,1
0,1
0,3
0,05
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
0,05
1,0
0,1
0,2 0,3
Régulièrement inverse
0,5
1,0
I/Ip
I/Ip


1,0394
t =  --------------------------------------------- ⋅ D [s]


1, 5625
– 1
 ( I ⁄ Ip )
Inverse long


12, 9
t =  ---------------------------- ⋅ D [s]
1
 ( I ⁄ I p ) – 1
500
t [s] 200
100
50
30
D [s]
20
t
D
I
Ip
15
10
10
5
5
3
2
2
1
1
0,5
Temps de retombée
Valeur de réglage de la constante de temps
Courant coupé
Valeur de réglage du courant
Remarque :cour. homopolaire, lire 3I0p au lieu de Ip
Courant de terre : lire IEp au lieu de Ip
0,5
0,3
0,2
0,1
0,05
0,05
0,1
0,2 0,3
0,5
1,0
I/Ip
Inverse court
Figure 4-11


0, 831
t =  --------------------------------------------- ⋅ D [s]
1, 2969
– 1
 ( I ⁄ Ip )
Caractéristiques de retombée de la protection à maximum de courant à temps dépendant avec émulation de
disque, selon ANSI/IEEE
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
291
4 Spécifications techniques
4.5
Protection à maximum de courant de terre (courant de point neutre)
Caractéristiques
Seuils à temps constant (UMZ)
IE>>, IE>
Seuils à courant dépendant(AMZ)
(selon CEI ou ANSI)
IEP
il est possible de sélectionner une des
caractéristiques selon les figures 4-7 à 4-9
autre possibilité, caractéristique utilisateur
avec caractéristique de déclenchement et
de retombée à spécifier
Caractéristiques de retombée(AMZ)
voir figures 4-10 et 4-11
(selon ANSI avec émulation de disque)
Seuils de
courant
Seuil de courant élevé
Seuil à max. courant
IE>>
0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (seuil inactif)
TIE>>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
IE>
0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (seuil inactif)
TIE>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Seuil à courant dépendantIEP
(CEI)
TIEP
Seuil à courant dépendantIEP
(ANSI)
0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)
0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
0,05 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)
DIEP
0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Courants
3 % de la valeur de réglée ou 1 % du cou-
Temps
1 % de la valeur réglée ou 10 ms
Tolérances pour AMZ
(CEI)
Courants
Temps
(ANSI)
Temps
Démarrage à 1,05 ≤ I/IEP ≤ 1,15
5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz
pour 2 ≤ I/IEP ≤ 20
et TIP/s ≥ 1
5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz
pour 2 ≤ I/IEP ≤ 20
et DIEP/s ≥ 1
Tolérances pour UMZ
rant nominal
Les temps réglés sont des temporisations pures.
1)
292
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.6 Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à maximum de courant
Temps de réponse
internes des échelons à temps constant
Temps de démarrage/temps de retombée
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
sans stabilis. de magnétisation, min
sans stabilis. de magnétis., typique
20 ms
25 ms
18 ms
23 ms
30 ms
45 ms
avec stabilis. de magnétisation, min
avec stabilis. de magnétis., typique
40 ms
45 ms
35 ms
40 ms
85 ms
100 ms
Temps de retombée, typique
30 ms
30 ms
80 ms
env. 0,95 pour I/IN ≥ 0,5
Seuils de retombée
Seuils de courant
Stabilisation de
magnétisation
Rapport de stabilisation de magnétisation 10 % à 45 %
(2e harmonique)
I2fN/IfN
Limite de fonctionnement inférieure
I > 0,2 A 1)
Courant maximal pour stabilisation
0,30 A à 25,00 A 1) (incréments 0,01 A)
1)
Fréquence
4.6
(incréments 1 %)
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Influence de la fréquence
1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN
Commutation dynamique de valeurs de seuils pour protection à
maximum de courant
Commande
temporelle
Critère de départ
Entrée binaire d’un contact auxiliaire
du disjoncteur ou critère de courant LS I>
(du côté affecté)
Temps de coupure
TINTERR
0 s à 21600 s (= 6 h)
(incréments 1 s)
Durée d’activation
TPERM.Dyn.PAR. 1 s à 21600 s (= 6 h)
(incréments 1 s)
Tps de retombée accélérée
TRTB.PER-DynPAR
1 s à 600 s (= 10 min)
(incréments 1 s)
ou ∞ (retombée accélérée inactive)
Plages de réglage
et valeurs commutées
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Paramètres dynamiques des courants
d’excitation et des temporisations
ou facteurs de temps
Plages de réglage et incréments identiques
aux fonctions concernées
293
4 Spécifications techniques
4.7
Protection à maximum de courant monophasé
Seuils de
courant
Seuil de courant élevé
Seuil à max. courant
Tolérances
I>>
0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
0,003 A à 1,500 A 2) (incréments 0,001 A)
ou ∞ (seuil inactif)
TI>>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
I>
0,05 A à 35,00 A 1) (incréments 0,01 A)
0,003 A à 1,500 A 2) (incréments 0,001 A)
ou ∞ (seuil inactif)
TI>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Courants
3 % de la valeur réglée ou 1 % du courant
nominal
bei IN = 1 A ou 5 A ;
5 % de la valeur réglée ou 3 % du courant
nominal
bei IN = 0,1 A
Temps
1 % de la valeur réglée ou . 10 ms
Les temps réglés sont des temporisations pures.
1)
Valeurs secondaires en cas d’entrée de mesure „normale“ pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les
courants doivent être multipliés par 5.
2)
Valeurs secondaires en cas d’entrée de mesure „sensible“, indépendamment du courant
nominal de l’appareil
Temps de réponse
internes
Temps de démarrage/temps de retombée
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
minimale
typique
20 ms
30 ms
18 ms
25 ms
35 ms
80 ms
Temps de retombée, typique
30 ms
27 ms
80 ms
Seuils de retombée
Seuils de courant
env. 0,95 pour I/IN ≥ 0,5
Fréquence
Influence de la fréquence
1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN
294
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.8 Protection contre les déséquilibres
4.8
Protection contre les déséquilibres
Caractéristiques
Seuils à temps constant (UMZ)
I2>>, I2>
Seuils à courant dépendant(AMZ)
(selon CEI ou ANSI)
I2P
il est possible de sélectionner une des
caractéristiques selon les figures 4-7 à 4-8
Caractéristiques de retombée(AMZ)
voir figure 4-10
(selon ANSI avec émulation de disque)
0,1 A à 4 A 1)
Plage de fonctionnement
1
) Données secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Seuils de
courant
Seuil de courant élevé
Seuil à max. courant
I2>>
0,10 A à 3,00 A 1)
TI2>>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
I2>
0,10 A à 3,00 A 1) (incréments 0,01 A)
TI2>
0,00 s à 60,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Seuil à courant dépendant (CEI) I2P
TI2P
Seuil à courant dépendant (ANSI) I2P)
Tolérances pour UMZ
(incréments 0,01 A)
0,10 A à 2,00 A 1) (incréments 0,01 A)
0,05 s à 3,20 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
0,10 A à 2,00 A 1) (incréments 0,01 A)
DI2P
0,50 s à 15,00 s (incréments 0,01 s)
ou ∞ (pas de déclenchement)
Courants
3 % de la valeur réglée ou 1 % du courant
nominal
1 % de la valeur réglée ou 10 ms
Temps
Tolérances pour AMZ
(CEI)
Courants
Temps
(ANSI)
Temps
Démarrage à 1,05 ≤ I2/I2P ≤ 1,15
5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz
pour 2 ≤ I2/I2P ≤ 20
et TIP/s ≥ 1;
5 % ± 15 ms à fN = 50/60 Hz
5 % ± 45 ms à fN = 162/3 Hz
pour 2 ≤ I2/I2P ≤ 20
et DI2P/s ≥ 1
Les temps réglés sont des temporisations pures.
1)
Temps de réponse
internes des seuils
à temps constant
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Temps de démarrage/temps de retombée
Temps de démarrage à fréquence
50 Hz
60 Hz
162/3 Hz
minimale
typique
50 ms
55 ms
45 ms
50 ms
100 ms
130 ms
Temps de retombée, env.
30 ms
30 ms
70 ms
Seuils de retombée
Seuils de courant
env. 0,95 pour I/IN ≥ 0,5
Fréquence
Influence de la fréquence
1 % dans la plage 0,9 à 1,1 fN
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
295
4 Spécifications techniques
4.9
Protection de surcharge thermique
4.9.1
Protection de surcharge avec image thermique
Plages de réglage
Facteur k selon CEI 60255–8
Constante de temps
τ
0,10 à 4,00 (incréments 0,01)
1,0 min à 999,9 min (incréments 0,1 min)
Facteur de prolongation à l’arrêt du moteur
facteur Kτ
1,0 à 10,0 (incréments 0,1)
Température d’alarme
ΘAlarme/ΘDécl. 50 % à 100 % en fonction de la température de déclenchement
(incréments 1 %)
Seuil d’alarme exrpimé en courant
IAlarme
0,10 A à 4,00 A 1) (incréments 0,01 A)
Détection de démarrage IDémarr. moteur
0,60 A à 10,00 A 1) (incréments 0,01 A)
ou ∞ (pas de détection de démarrage)
Temporisation de démarrage d’urgence TDém. urg.10 s à 15000 s
1)
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Caractéristique de
déclenchement
voir figure 4-12
Caractéristique de déclenchement
pour I/(k · IN) ≤ 8
Légende :
Seuils de retombée
Tolérances
296
I  2  I pré  2
 ------------ – ------------ k ⋅ I N
 k ⋅ I N
t = τ ⋅ ln ------------------------------------------------I 2
 ------------ –1
 k ⋅ I N
t Temps de déclenchement
τ Constante de temps de l’échauffement
I Courant de charge
IvorCourant de précharge
k Facteur de réglage selon CEI 60255–8
IN Courant nominal de l’équipement à
protéger
Θ/ΘDécl.
Retombée avec ΘAlarme
Θ/ΘAlarme
env. 0,99
I/IAlarme
env. 0,97
concernant k · IN
2 %, ou 10 mA 1) ;
concernant temps de déclenchement
3 % ou 1 s à fN = 50/60 Hz
5 % ou 1 s à fN = 16 2/3 Hz
pour I/(k·IN) > 1,25
1)
Influence de la
fréquence concernant k · IN
(incréments 1 s)
Classe 2 % selon
CEI 60 255–8
Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Dans la plage 0,9 ≤ f/fN ≤ 1,1
1 % à fN = 50/60 Hz
3 % à fN = 16 2/3 Hz
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.9 Protection de surcharge thermique
100
100
t [min]
t [min]
50
Paramètre :
Valeur réglée
const. temps
30
50
30
τ [min]
20
1000
10
500
5
20
Paramètre :
valeur réglée
const. temps
10
τ [min]
5
200
1000
3
3
2
100
1
50
2
500
1
200
0,5
0,5
20
0,3
0,2
10
100
0,3
0,2
50
0,1
0,1
5
20
1
0,05
1
2
3
4
5
2
6 7 8
1
0,05
10 12
1
2
5
2
3
4
10
5
6 7 8
I / (k·IN)
sans précharge :
I 2
 ------------ k ⋅ I -
N
t = τ ⋅ ln -------------------------------- [min]
2
I
 -------------- – 1
k ⋅ I 
N
Figure 4-12
10 12
I / (k·IN)
avec précharge de 90 % :
2
I  2  I pré 
 ------------- –  --------------
k ⋅ I 
 k ⋅ I N
N
t = τ ⋅ ln --------------------------------------------------- [min]
I 2
 ------------ k ⋅ I - – 1
N
Caractéristiques de déclenchement de la protection de surcharge
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
297
4 Spécifications techniques
4.9.2
Calcul du point chaud avec détermination du vieillissement relatif
Capteurs de
température
Nombre de points de mesure
Refroidissement
Méthode de refroidissement
ON (oil natural = circulation d’huile
par convection)
OF (oil forced = circulation d’huile forcée)
OD (oil directed = circulation d’huile dirigée)
Exposant d’enroulement Y
1,6 à 2,0
(incréments 0,1)
Gradient de température d’isolationHgr
22 à 29
(incréments 1)
Seuils d’alarme
4.10
Température avertissement point chaud 98 °C à 140 °C (incréments 1 °C)
ou
208 °F à 284 °F (incréments 1 °F)
Température d’alarme point chaud
ou
98 °C à 140 °C (incréments 1 °C)
208 °F à 284 °F (incréments 1 °F)
Taux de vieillissement d’avertissement
0,125 à 128,000 (incréments 0,001)
Taux de vieillissement d’alarme
0,125 à 128,000 (incréments 0,001)
Thermobox pour protection de surcharge
Capteurs de
température
Seuils
d’avertissement
298
de 1 Thermobox (jusqu’à 6 points) ou
de 2 Thermobox (jusqu’à 12 points)
Le raccordement d’un seul capteur de température suffit pour le calcul du point chaud.
Thermobox raccordables
1 ou 2
Nombre de capteurs de température
par Thermobox
max. 6
Type de mesure
Pt 100 Ω ou Ni 100 Ω ou Ni 120 Ω
Pour chaque point de mesure :
Température d’avertissement (seuil 1)
ou
–50 °C à 250 °C (incréments 1 °C)
–58 °F à 482 °F (incréments 1 °F)
ou ∞ (pas d’avertissement)
Température d’alarme (seuil 2)
ou
–50 °C à 250 °C (incréments 1 °C)
–58 °F à482 °F (incréments 1 °F)
ou ∞ (pas d’alarme)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.11 Protection contre les défaillances du disjoncteur
4.11
Protection contre les défaillances du disjoncteur
Surveillance du
disjoncteur
Supervision du courant de circulation
0,04 A à 1,00 A 1) (incréments 0,01 A)
pour le côté sélectionné
Seuil de retombée
env. 0,9 pour I ≥ 0,25 A 1)
Tolérance
5 % de la valeur réglée ou 0,01 A 1)
Contrôle de position via les
contacts auxiliaires du disjoncteur
entrée binaire pour contact aux. disjoncteur
1
) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ; pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Critères
d’activation
pour la protection contre les
défaillances du disjoncteur
déclenchement interne
externe (via entrée binaire)
Temps
Temps de démarrage
env. 3 ms pour valeurs mesure présente,
env. 20 ms pour apparition valeurs mesure
fN = 50/60 Hz
env. 60 ms pour apparition valeurs mesure
fN = 16 2/3 Hz
Temps de retombée
≤ 30 ms à fN = 50/60 Hz,
≤ 90 ms à fN = 16 2/3 Hz
Temporisation
Tolérance
0,00 s à 60,00 s ; ∞ (incréments 0,01 s)
1 % de la valeur réglée ou 10 ms
4.12
Associations externes
Entrées binaires
pour déclenchement direct
Nombre
2
Temps de réponse interne
env. 12,5 ms min.
env. 25 ms typique
Temps de retombée
env. 25 ms
Temporisation
Tolérance
0.00 s à 60,00 s (incréments 0.01 s)
1 % de la valeur réglée ou 10 ms
Les temps réglés sont des temporisations pures.
Signalisations du
transformateur
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Signalisations associées
Avertissement Buchholz
Buchholz cuve
Déclenchement Buchholz
299
4 Spécifications techniques
4.13
Fonctions de surveillance
Grandeurs de
mesure
Symétrie des courants
(pour chaque côté)
– FAC.SYM. I
– I SEUIL SYM
|Imin | / |Imax | < FAC.SYM. I
tant que Imax / IN > I SEUIL SYM / IN
0,10 à 0,90 (incréments 0,01)
0,10 A à 1,00 A 1) (incréments 0,01 A)
Champ tournant
IL1 en avance sur IL2 en avance sur IL3
champ tournant droit
IL1 en avance sur IL3 en avance sur IL2
champ tournant gauche
si |IL1|, |IL2|, |IL3| > 0,5 IN
1
) Valeurs secondaires pour IN = 1 A ;
pour IN = 5 A, les courants doivent être multipliés par 5.
Surveillance du circuit de déclenchement
300
Nombre de circuits surveillés
1
Type de surveillance par circuit
avec 1 entrée binaire ou 2 entrées binaires
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.14 Fonctions complémentaires
4.14
Fonctions complémentaires
Mesures
d’exploitation
Mesures d’exploitation pour courants
triphasé (pour chaque côté)
– Tolérance à IN = 1 A ou 5 A
– Tolérance à IN = 0,1 A
IL1 ; IL2 ; IL3
en A primaire et secondaire et en % IN
1 % de la valeur de mesure ou 1 % de IN
2 % de la valeur de mesure ou 2 % de IN
Mesures d’exploitation pour courants
triphasé (pour chaque côté)
– Tolérance
3I0 ; I1 ; I2
en A primaire et secondaire et en % IN
2 % de la valeur de mesure ou 2 % de IN
Mesures d’exploitation pour courants
monophasé
– Tolérance
I1 à I7
en A primaire et secondaire et en % IN
2 % de la valeur de mesure ou 2 % de IN
Mesures d’exploitation pour courants
monophasé
– Tolérance
I8
en A primaire et mA secondaire
1 % de la valeur de mesure ou 2 mA
Angle de phase des courants
triphasé (pour chaque côté)
– Tolérance
ϕ(IL1) ; ϕ(IL2) ; ϕ(IL3) en °
par rapport à ϕ(IL1)
1° pour courant nominal
Angle de phase des courants
monophasé
– Tolérance
ϕ(I1) à ϕ(I7) en °
par rapport à ϕ(I1)
1° pour courant nominal
Mesure d’exploitation pour fréquence
– Plage
– Tolérance
f
en Hz et % fN
10 Hz à 75 Hz
1 % dans la plage fN ± 10 % à I=IN
Mesure d’exploitation pour puissance
avec tension mesurée ou nominale
S (puissance apparente)
en kVA ; MVA ; GVA primaire
Mesure d’exploitation pour valeur thermique ΘL1 ; ΘL2 ; ΘL3 ; Θres
(protection de surcharge selon CEI 60255–8)par rapport à la température
de déclenchement ΘAUS
Mesure d’exploitation pour valeur thermique ΘRTD1 à ΘRTD12
(protection de surcharge selon CEI 60354)en °C ou °F
taux de vieillissement relatif, réserve de
charge
Valeurs de mesure de la
protection différentielle
– Tolérance (en cas de préréglage)
Valeurs de mesure de la protection
différentielle de défauts de terre
– Tolérance (en cas de préréglage)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
IdiffL1 ; IdiffL2 ; IdiffL3 ;
IstabL1 ; IstabL2 ; IstabL3
en % du courant nominal d’exploitation
2 % de la valeur de mesure ou 2 % IN
(50/60 Hz)
3 % de la valeur de mesure ou 3 % IN
(162/3 Hz)
IdiffEDS ; IstabEDS
en % du courant nominal de service
2 % de la valeur de mesure ou 2 % IN
(50/60 Hz)
3 % de la valeur de mesure ou 3 % IN
(162/3 Hz)
301
4 Spécifications techniques
Enregistrement des
perturbations
Sauvegarde des messages des
8 dernières défauts
avec au total max. 200 messages
Perturbographie
Nombre de défauts mémorisés
max. 8
Temps de mémorisation
max. 5 s par perturbation
env. 5 s au total
Echantillonnage pour fN = 50 Hz
Echantillonnage pour fN = 60 Hz
Echantillonnage pour 162/3 Hz
1,67 ms
1,38 ms
5 ms
Valeurs statistiques
Nombre de déclenchements
générés par l’appareil
Somme des courants de déclenchement séparé par pôle et côté
Compteur d’heures de service
Critère
Attribution de
temps réel et batterie tampon
Résolution pour les signalisations d’exploitation1 ms
Résolution pour les signalisations de défaut1 ms
Batterie tampon
Synchronisation du
temps
3 V/1 Ah, type CR 1/2 AA
Temps d’auto-décharge env. 10 ans
Types de fonctionnement :
Interne
CEI 60870–5–103
Signal horaire IRIG B
Signal horaire DCF77
Signal horaire Sync.-Box
Impulsion via entrée binaire
Fonctions définissables par l’utilisateur (CFC)
jusqu’à 7 décimales
Dépassement d’un seuil de courant
réglable (DJ Côté 1 I> ou
DJ Côté 2 I>)
Interne via horloge interne RTC
Externe via interface système
(CEI 60870–5–103)
Externe via IRIG B
Externe via signal horaire DCF77
Externe via Synchro-Box
Externe avec impulsion sur entrée binaire
Temps de traitement des modules fonctionnels :
Module, besoin de base
à partir de la 3e entrée pour les blocs
fonctionnels génériques par entrée
Liaison logique avec une entrée
Liaison logique avec une sortie
additionnellement par plan
5 TICKS
1 TICK
6 TICKS
7 TICKS
1 TICK
Nombre max. de TICKS par domaine logique :
MW_BEARB (Traitement des valeurs de mesure) 1200 TICKS
PLC1_BEARB (traitement PLC lent)
255 TICKS
PLC_BEARB (traitement PLC rapide)
90 TICKS
SFS_BEARB (protection contre manœuvre fautive) 1000 TICKS
302
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
4.15 Dimensions
4.15
Dimensions
Montage encastré ou en armoire
29,5
172
34
29,5
Plaque de montage
172
29 30
150
145
Plaque de montage
F
2
244
266
244
266
R
C
2
Q
B
A
34
Vue de côté (avec bornes à visser)
Vue de côté (avec bornes enfichables)
Vue arrière
146 +2
245 + 1
255,8 ± 0,3
5 ou M4
5,4
6
13,2
105 ± 0,5
7,3
131,5 ± 0,3
Dimensions en mm
Encastrement sur platine
Figure 4-13
Dimensions d’une 7UT612 pour montage encastré et en armoire
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
303
4 Spécifications techniques
Montage en saillie
165
144
10,5
45
46
60
29,5
9
1
280
320
344
150
266
31
260
15
30
16
71
Vue frontale
Figure 4-14
Dimensions en mm
Vue de côté
Dimensions d’une 7UT612 pour montage en saillie
Appareil de mesure de température
58
48
105
25
98
116
90
3
45
61,8
3
16,5
Vue de côté
3 fixations (à glisser)
pour fixation à clipser
sur rails DIN
140
Vue frontale
Dimensions en mm
Figure 4-15
3 fixations (apparentes)
pour fixation sur panneau
avec trous de fixation
pour vis de
4,2 mm
Dimensions de l’appareil de mesure de température 7XV5662–∗AD10–0000
„
304
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A
Annexe
L’annexe constitue avant tout un ouvrage de référence pour l’utilisateur averti. Elle
contient les commandes personnalisables, des diagrammes généraux et de raccordement, des réglages par défaut ainsi que des tableaux avec tous les paramètres et
informations de l’appareil pour l’ensemble de ses fonctions.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.1
Versions commandables et accessoires
306
A.2
Schémas généraux
311
A.3
Exemples de raccordement
313
A.4
Affectation des fonctions de protection aux équipements à protéger
324
A.5
Réglages par défaut
325
A.6
Fonctions dépendantes du protocole
327
A.7
Vue d’ensemble des paramètres
328
A.8
Listes d’information
347
A.9
Liste des valeurs de mesure
364
305
A Annexe
A.1
Versions commandables et accessoires
7
Protection différentielle
7UT612
Courant nominal
IN = 1 A
IN = 5 A
_
8
9 10 11 12
_
13 14 15 16
A0
1
5
Tension auxiliaire (alimentation, seuil d’activation des entrées binaires)
DC 24 V à 48 V, seuil d’activation des entrées binaires 17 V 2)
DC 60 V à 125 V 1), seuil d’activation des entrées binaires 17 V 2)
DC 110 V à 250 V 1), AC 115 à 230 V, seuil d’activation des entrées binaires 73 V 2)
Boîtier / Nombre d’entrées et de sortie
BE: entrées binaires, BA: relais de sortie
Montage en saillie avec borniers double étage, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Contact de vie
Encastrable avec borniers enfichables, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Contact de vie
Encastrable avec borniers à vis, 1/3 × 19", 3 BE, 4 BA, 1 Contact de vie
Préréglages régionaux spécifiques/versions de fonction et choix de la langue
Région DE, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, langue allemande (modifiable)
Région Monde, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, langue anglaise, (langue modifiable)
Région US, 60/50 Hz, langue américaine (modifiable)
Région Monde, 50/60 Hz, 16 2/3 Hz, langue espagnole (modifiable)
2
4
5
B
D
E
A
B
C
E
Interface système: fonctionnalité et hardware (Port B)
Pas d’interface système
Protocole IEC, électrique RS232
Protocole IEC, électrique RS485
Protocole IEC, optique 820 nm, connecteur ST
Profibus FMS esclave, électrique RS485
Profibus FMS esclave, optique, simple boucle, connecteur ST
Profibus FMS esclave, optique, double boucle, connecteur ST
Autres interfaces voir données annexe L
0
1
2
3
4
5
6
9
+ L 0
Données annexe L
Profibus DP esclave, RS485
Profibus DP esclave, optique 820 nm, double boucle, connecteur ST
Modbus, RS485
Modbus, optique 820 nm, connecteur ST
DNP, RS485
DNP, optique 820 nm, connecteur ST
DIGSI/Interface modem / Appareil de mesure de température (Port C)
Pas d’interface DIGSI arrière
DIGSI/Modem, électrique RS232
DIGSI/Modem / appareil de mesure de température, électrique RS485
DIGSI/Modem / appareil de mesure de température, optique 820 nm, connecteur ST
1
A
B
D
E
G
H
0
1
2
3
) les deux plages de tension auxiliaire sont interchangeables via des cavaliers
le seuils BE sont réglables par entrée binaire sur 2 niveaux via des cavaliers
2)
voir page A-3
306
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.1 Versions commandables et accessoires
7
Protection différentielle
7UT612
Fonctions
Mesure
Valeurs de mesure de base
Valeurs de mesure de base, fonctions de surveillance transformateur
(Raccordement à l’appareil de mesure de température/point chaud, facteur de surcharge)
_
8
9 10 11 12
_
13 14 15 16
A0
1
4
Protection différentielle + fonctions de base
Protection différentielle transformateur, générateur, moteur, jeu de barres (87)
Protection de surcharge selon IEC pour un enroulement (49)
Lock out (verrouillage enclenchement) (86)
Protection à maximum de courant de phase (50/51): I>, I>>, Ip (stabilisation à l’enclenchement)
Protection à maximum de courant 3I0 (50N/51N): 3I0>, 3I0>>, 3I0p (stabilisation à l’enclenchement)
Protection à maximum de courant de terre (50G/51G): IT>, IT>>, ITp (stabilisation à l’enclenchement)
A
Protection différentielle + fonctions de base + fonctions complémentaires
Défaut de terre restrictive à basse impédance (87G)
Défaut de terre restrictive à basse impédance (87 G sans résistance et varistor), UMZ–1-phase
Surveillance du circuit de déclenchement (74TC)
Protection contre les déséquilibres (46)
Protection contre les défaillances disjoncteur (50BF)P
Protection sensible à maximum de courant/protection de cuve (64), UMZ–1-phase
B
Exemple de commande:7UT6121–4EA91–1AA0 +L0A
Protection différentielle
ici: le 9 en pos. 11 fait référence à L0A, c’est-à-dire exécution avec interface Profibus DP esclave, RS485
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
307
A Annexe
A.1.1
Accessoires
Appareil de mesure
de température;
Thermobox
Transformateur
d’adaptation/de
mixage
Module d’interface
Pour max. 6 points de mesure (max. 2 appareils connectés à la 7UT612)
Dénomination
Référence de commande
Appareil de mesure de température, UH = 24 à 60 V
AC/DC
7XV5662–2AD10
Appareil de mesure de température, UH = 90 à 240 V
AC/DC
7XV5662–5AD10
Pour une protection monophasée du jeu de barres
Dénomination
Référence de commande
Transformateur d’adaptation/de mixage IN = 1 A
4AM5120–3DA00–0AN2
Transformateur d’adaptation/de mixage IN = 5 A
4AM5120–4DA00–0AN2
Modules de rechange pour interfaces
Dénomination
Référence de commande
RS232
C53207–A351–D641–1
RS485
C53207–A351–D642–1
LWL 820 nm
C53207–A351–D643–1
Profibus FMS RS485
C53207–A351–D603–1
Profibus FMS double boucle
C53207–A351–D606–1
Profibus FMS simple boucle
C53207–A351–D609–1
Profibus DP RS485
C53207–A351–D611–1
Profibus DP double boucle
C53207–A351–D613–1
Modbus RS485
C53207–A351–D621–1
Modbus 820 nm
C53207–A351–D623–1
DNP 3.0 RS485
C53207–A351–D631–1
DNP 3.0 820 nm
C53207–A351–D633–1
Caches d’isolation pour bornier
Référence de commande
18 bornes de tension, 12 bornes de courant
C73334–A1–C31–1
12 bornes de tension, 8 bornes de courant
C73334–A1–C32–1
Ponts de mise en commun pour bornier
Référence de commande
Bornier de tension 18 bornes, 12 bornes
C73334–A1–C34–1
Bornier de courant 12 bornes, 8 bornes
C73334–A1–C33–1
Caches d’isolation
Ponts de mise en
commun
308
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.1 Versions commandables et accessoires
Fiches
Type de fiche
Référence de commande
2 broches
C73334–A1–C35–1
3 broches
C73334–A1–C36–1
Dénomination
Référence de commande
Support de fixation
C73165–A63–C200–3
Batterie lithium 3 V/1 Ah, Type CR 1/2 AA
Référence de commande
VARTA
6127 101 501
Support de fixation
Batterie tampon
Câble de
communication
Pour établir la communication entre l’appareil SIPROTEC et le PC ou l’ordinateur portable, un câble de communication et le logiciel d’utilisation DIGSI® 4 sont nécessaires:
le système d’exploitation MS–WINDOWS 95 ou MS–WINDOWS NT 4 est requis.
Câble de communication entre le PC et la SIPROTEC Référence de commande
Câble avec connecteur mâle à 9 pôles/connecteur fe- 7XV5100–4
melle à 9 pôles
Logiciel DIGSI® 4
Logiciel de programmation et d’exploitation pour appareils SIPROTEC® 4
Logiciel de programmation et d’exploitation DIGSI® 4
®
Logiciel d’analyse
graphique SIGRA
Graphic Tools
DIGSI REMOTE 4
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Référence de commande
DIGSI 4, version de base avec licence pour 10 PC
7XS5400–0AA00
DIGSI®
7XS5402–0AA0
4, version complète avec toutes les options
Logiciel pour la visualisation graphique, l’analyse et le traitement des enregistrements
perturbographiques
(inclus dans la version complète DIGSI® 4)
Logiciel d’analyse SIGRA®
Référence de commande
Version complète avec licence pour 10 PC
7XS5410–0AA0
Logiciel graphique d’aide à la programmation des courbes caractéristiques et des diagrammes de zone pour les protections de surintensité et de distance
(inclus dans la version complète DIGSI® 4)
Graphic Tools 4
Référence de commande
Version complète avec licence pour 10 PC
7XS5430–0AA0
Logiciel permettant la programmation à distance des appareils de protection via modem (et le cas échéant un coupleur en étoile) à l’aide de DIGSI® 4. Langue : allemand
(inclus dans la version complète DIGSI® 4)
DIGSI REMOTE 4
Référence de commande
Version complète avec licence pour 10 PC
7XS5440–1AA0
309
A Annexe
SIMATIC CFC 4
Varistor
310
Logiciel de programmation graphique des conditions de verrouillage et de création de
fonctions étendues
(Inclus dans la version complète DIGSI® 4)
SIMATIC CFC 4
Référence de commande
Version complète avec licence pour 10 PC
7XS5450–0AA0
Pour la limitation de tension dans la protection différentielle à haute impédance
Varistor
Référence de commande
125 Veff; 600 A; 1S/S256
C53207–A401–D76–1
240 Veff; 600 A; 1S/S1088
C53207–A401–D77–1
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.2 Schémas généraux
A.2
Schémas généraux
A.2.1
Boîtier pour montage encastré et montage en armoire
7UT612∗–∗D/E
F14
F15
F16
F17
F18
IL1S1/I1
BA1
IL2S1/I2
IL3S1/I3
BA2
I7
BA3
IL1S2/I4
BA4
1 2
F6
3 2
F7
1 2
F8
3 2
F9
F10
F11
F12
F13
IL2S2/I5
IL3S2/I6
I8
BE1
BE2
BE3
F3
F4
F5
Contact
de vie
Alimentation
électrique
(~ )
F2
C
Interface système
B
Synchron. temporelle
A
Mise à la terre à
l’arrière du boîtier
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
F1
-
Interface service/
Appareil mesure t°
Interface frontale
Figure A-1
+
Affectations des broches
des interfaces voir tableaux
3-8 et 3-9 au chapitre 3.2.1
Q1
Q2
Q3
Q4
Q5
Q6
Q7
Q8
R1
R2
R3
R4
R5
R6
R7
R8
condensateur antiparasite
sur les relais de sortie,
céramique, 4,7 nF, 250 V
Schéma général 7UT612∗−∗D/E (montage encastré et en armoire)
311
A Annexe
A.2.2
Boîtier pour montage en saillie
7UT612∗–∗B
48
32
47
31
46
IL1S1/I1
IL2S1/I2
BA1
BA2
IL3S1/I3
I7
BA3
IL1S2/I4
BA4
1 2
39
3 2
54
1 2
38
3 2
53
35
50
34
49
IL2S2/I5
IL3S2/I6
I8
BE1
BE2
52
36
51
Contact
de vie
Alimentation
électrique
(~ )
+
10
-
11
BE3
Borne de
terre (16)
Synchron. temporelle
2
17
3
18
4
19
1
Interface service/
Appareil mesure t°
C
Interface système
B
IN SYNC
IN 12 V
COM SYNC
COMMON
IN 5 V
IN 24 V
Ecran
Affectations des broches des interfaces,
voir tableau 3-8 au
chapitre 3.2.1
15
30
14
29
13
28
12
27
9
24
8
23
7
22
6
21
Interface frontale
Mise à la terre
sur le côté du boîtier
Figure A-2
312
Condensateurs antiparasite
sur les sorties de relais,
céramique, 4,7 nF, 250 V
Schéma général 7UT612∗−∗B (montage en saillie)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.3 Exemples de raccordement
A.3
Exemples de raccordement
L1
Côté 2
L
K
K
L
Côté 1
L2
L1
L2
L3
L3
l
k
k
l
Montage en saillie
Montage encastré
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
L1
Côté 2
L
K
K
L
L2
Côté 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
l
Montage en saille
Montage encastré
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Figure A-3
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Exemples de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé sans
(au-dessus) ou avec (en-dessous) point neutre raccordé à la terre
313
A Annexe
L1
Côté 2 L
K
K
L
L2
Côté 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
K
k
L
l
Montage en saillie
9
12
27
Montage encastré Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Figure A-4
314
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé avec
transformateur de courant dans l’alimentation du point neutre
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.3 Exemples de raccordement
L1
Côté 2
L
K
K
L
L2
L3
Côté 1
L1
L2
l
k
k
Montage en saillie
9
L
K
l
k
12
27
Montage encastré Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
L3
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Figure A-5
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé avec
création de point neutre et transformateur de courant entre la terre et le point neutre
315
A Annexe
L1
Côté 2
L
K
L
K
Côté 1
L1
L2
L2
L3
l
L3
k
K
k
L
l
Montage en saillie
9
k
12
27
Montage encastré Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL1S1
IL2S2
IL2S1
IL3S2
IL3S1
7UT612
Figure A-6
L1
Côté 2
Exemple de raccordement du 7UT612 pour un autotransformateur raccordé à la
terre avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre
L
Côté 1
K
K
L
L3
l
L3
k
K
k
L
l
Montage en saillie
9
L1
k
12
27
Montage encastré Q7
Q8
R1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Figure A-7
316
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur monophasé
avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.3 Exemples de raccordement
L1
Côté 2
L
K
K
k
L
Côté 1
L1
l
L3
L3
l
k
Montage en saillie
Montage encastré
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Figure A-8
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur monophasé
avec un seul transformateur de courant (à droite)
Côté 2
L
K
K
L
Côté 1
L1
L2
L3
l
k
k
l
Montage en saillie
Montage encastré
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Figure A-9
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un générateur ou un moteur
317
A Annexe
„Côté 2“
L
„Côté 1“
L
K
L1
K
L2
l
l
k
k
L3
Montage en saillie
Montage encastré
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Figure A-10
318
Exemple de raccordement de la 7UT612 en tant que protection différentielle transversale pour un générateur avec 2 branches par phase
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.3 Exemples de raccordement
L1
Côté 2
L
K
K
L
L2
L3
Côté 1
L1
L2
l
k
k
K
k
L
l
Montage en saillie
12
27
Montage encastré Q7
Q8
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
I7
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
l
L3
7UT612
Figure A-11
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour une bobine d’inductance raccordée à la terre avec transformateur de courant entre la terre et le point neutre
319
A Annexe
K
L
L1
L2
L3
k
K
l
k
V
L
l
R
Montage en saillie
12
27
Montage encastré Q7
Q8
9
R1
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
I8
IL1S1
IL2S1
IL3S1
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
7UT612
Figure A-12
320
Exemple de raccordement de la 7UT612 comme protection différentielle à haute
impédance pour un enroulement de transformateur raccordé à la terre (est
représentée ici la partie du raccordement pour la protection différentielle à haute
impédance)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.3 Exemples de raccordement
L1
Côté 2 L
K
K
K
L
L
L2
Côté 1
L1
L2
L3
L3
l
k
k
K
k
L
l
K
k
L
l
Montage en saillie
9
k
l
V
R
12
27
6
21
Montage encastré Q7
Q8
R7
R8
R1
I7
24
R2
8
R3
23
R4
7
R5
22
R6
IL1S2
IL2S2
IL3S2
l
Q1
15
Q2
30
Q3
14
Q4
29
Q5
13
Q6
28
I8
IL1S1
IL2S1
IL3S1
7UT612
Figure A-13
Exemple de raccordement de la 7UT612 pour un transformateur triphasé avec transformateur de courant
entre la terre et le point neutre, plus le raccordement pour protection différentielle à haute impédance
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
321
A Annexe
Travée 1
Travée 2
Travée 3
Travée 4
Travée 5
Travée 6
Travée 7
L1
L2
L3
K
k
K
k
K
k
K
k
K
k
K
k
K
k
L
l
L
l
L
l
L
l
L
l
L
l
L
l
Montage en saillie
Montage encastré
15
Q1
30
Q2
14
Q3
29
Q4
13
Q5
28
Q6
I1
I2
I3
I4
I5
I6
I7
R1
9
R2
24
R3
8
R4
23
R5
7
R6
22
Q7
12
Q8
27
7UT612
Figure A-14
322
Exemple de raccordement de la 7UT612 comme protection monophasée de jeux de barres représenté pour
L1
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.3 Exemples de raccordement
Travée 1
Travée 2
Travée 7
L1
L2
L3
K
l
L
L1
K
k
L2
L3
MW
l
L
E
L1
K
k
L2
L3
k
l
L
E
L1
MW
L2
L3
E
MW
Montage en saillie
Montage encastré
15
Q1
30
Q2
14
Q3
29
Q4
13
Q5
28
Q6
Travée 1
Travée 2
Travée 3
I1
I2
I3
I4
I5
I6
I7
R1
9
R2
24
R3
8
R4
23
R5
7
R6
22
Q7
12
Q8
27
Travée 4
Travée 5
Travée 6
Travée 7
7UT612
Figure A-15
Exemple de raccordement de la 7UT612 en tant que protection des jeux de barres avec raccordement via
transformateurs de mixage externe (MW) — représentation partielle pour travées 1, 2 et 7
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
323
A Annexe
A.4
Affectation des fonctions de protection aux équipements à protéger
Les fonctions de protection disponibles dans l’appareil 7UT612 ne sont pas toutes
utiles ou applicables pour chaque équipement à protéger. Le tableau A-1 indique
quelles fonctions de protection s’appliquent à quels équipements à protéger. Si un
équipement à protéger est configuré (selon le chapitre 2.1.1), seules les fonctions de
protection valables d’après le tableau ci-dessous sont possibles et paramétrables.
Tableau A-1 Utilisation des fonctions de protection pour différents équipements à protéger
Fonction de protection
Transfo à
deux enroulements
Transfo
monophasé
Autotransformateur
Protection différentielle
X
X
X
X
X
X
Prot. diff. défaut de
terre
X
—
X
X
—
—
Prot. à maximum de
courant phases
X
X
X
X
X
—
Prot. à maximum de
courant 3I0
X
—
X
X
X
—
Prot. à maximum de
courant terre
X
X
X
X
X
X
Prot. à maximum de
courant 1 phase
X
X
X
X
X
X
Prot. contre déséquilibres
X
—
X
X
X
—
Prot. contre les surcharges IEC 60255–8
X
X
X
X
X
—
Prot. contre les surcharges IEC 60354
X
X
X
X
X
—
Prot. contre défaillance disjoncteur
X
X
X
X
X
—
Surv. mesures
X
X
X
X
X
—
Surveillance circuit de
déclenchement
X
X
X
X
X
X
Association directe 1
X
X
X
X
X
X
Association directe 2
X
X
X
X
X
X
Mesures d’exploitation
X
X
X
X
X
X
Légende :
324
X fonction applicable
Générateur/ Jeu de barres,
moteur
3 phases
Jeu de barres,
1 phase
— fonction non applicable
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.5 Réglages par défaut
A.5
Réglages par défaut
Entrées binaires
Tableau A-2 Entrées binaires réglées par défaut
Entrée binaire
Sorties binaires
Texte abrégé
>Réinit. LED
00005
Acquittement des LED,
H actif
EB2
>Buchh. décl.
00392
Signalisation protection Buchholz,
H actif
EB3
—
—
pas de réglage par défaut
Tableau A-3 Sorties binaires réglées par défaut
Texte abrégé
N° fonction
Remarques
SB1
Décl. général
00511
Déclenchement (général) de la protection, non mémorisé
SB2
Démarrage gén.
00501
Démarrage (général) de la protection,
non mémorisé
SB3
>Buchh. décl.
00392
Signalisation protection Buchholz,
non mémorisé
SB4
SignGrp.Défail.
Alarme groupée
00140
00160
Alarme groupée de défaillance,
Alarme groupée, non mémorisée
Tableau A-4 Affichages LED réglés par défaut
LED
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Remarques
EB1
Sortie bin.
Affichages LED
N° fonction
Texte abrégé
N° fonction
Remarques
LED1
Décl. général
00511
Déclenchement (général) de la protection, mémorisé
LED2
Démarrage gén.
00501
Démarrage (général) de la protection,
mémorisé
LED3
>Buchh. décl.
00392
Signalisation protection Buchholz,
mémorisé
LED4
—
—
pas de réglage par défaut
LED5
—
—
pas de réglage par défaut
LED6
SignGrp.Défail.
Alarme groupée
00140
00160
Alarme groupée de défaillance,
Alarme groupée, non mémorisée
LED7
Mque config.
00311
Erreur de configuration ou de
paramétrage, non mémorisée
325
A Annexe
Schémas CFC
prédéfinis
L’appareil 7UT612 contient des logiques CFC prédéfinies. La figure A-16 illustre une
fonction logique qui convertit l’entrée binaire „>Bloq. Mess&Mes“ d’une signalisation
simple (SS) en signalisation simple interne (SI). La figure A-17 montre un blocage de
réenclenchement qui verrouille l’enclenchement du disjoncteur après le déclenchement de l’appareil jusqu’à un acquittement manuel.
Negator MMSperre
NEG
Inverseur
" IN: Equip. >Bloq.Mess&Me EM "
Figure A-16
PLC1_BEA
1/–
BO X1
" OUT : Equip.Bloq. Mess. IE "
Y BO
Schéma CFC pour blocage de transfert de données
COM
BOOL_TO_IC
PLC1_BEA
Booléen selon
6/–
OR
"IN : >Décl. général EM "
" IN : ACQ DECL EM "
OR
Porte OR
BO X1
BO X2
PLC1_BEA
5/–
Y BO
0 W ORIGIN
0 W PROP
0 I TIMx100m
IE BO
" OUT : DEC et acq IE "
BO TRIG
W VAL
BOOL_TO_DI
BOOL_TO_DI_
0 InterPos
0 SelInt
PLC1_BEA
3/–
Y
A affecter sur relais
de déclench.
VAL
Figure A-17
326
Schéma CFC pour blocage de réenclenchement
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Oui
Oui
Non. Uniquement via interface de service supplémentaire
Oui
Via protocole ;
DCF77/IRIG B ;
Interface ;
Entrée binaire
Oui
Valeurs de comptage
Perturbographie
Réglage de protection à
distance
Signalisations et organes
de manoeuvre définis par
l’utilisateur
Synchronisation temporelle
Signalisations avec
horodatage
Asynchrone
cyclique/événement
4800 à 38400
RS232
RS485
Câble fibre optique
Mode de transmission
Débit en bauds
Type
Oui
Mode physique
• Génération de
signalisations de test
• Blocage de transmisOui
sion des signalisations
et mesures
Aide à la mise en service
Oui
IEC 60870–5–103
• Boucle simp.
• Boucle doub.
RS485
Câble fibre optique
Jusque 1,5
Mbaud
cyclique/événement
Asynchrone
Oui
Oui
Oui
Via protocole ;
DCF77/IRIG B ;
Interface ;
Entrée binaire
Oui
Oui
Oui
Oui
Oui
Profibus FMS
Oui
Oui
DNP3.0
Oui
Oui
Modbus ASCII/RTU
Oui
Oui
Interface de service
supplémentaire (en
option)
2400 à 19200
RS485
Câble fibre optique
RS485
Câble fibre optique
• Boucle double
cyclique/événement
Asynchrone
Non
Non
Oui
Via protocole ;
DCF77/IRIG B ;
Interface ;
Entrée binaire
" Messages définis par
l’utilisateur " à programmer
dans la CFC
Jusque 1,5 Mbaud
cyclique
Asynchrone
Non
Non
Non
Via DCF77/IRIG B ;
Interface ;
Entrée binaire
" Messages définis par
l’utilisateur " à programmer
dans la CFC
RS485
Câble fibre optique
2400 à 19200
cyclique
Asynchrone
Non
Non
Non
Via DCF77/IRIG B ;
Interface ;
Entrée binaire
" Messages définis par
l’utilisateur " à programmer
dans la CFC
RS232
RS485
Câble fibre optique
2400 à 38400
–
–
Oui
Oui
Oui
–
Oui
Non. Uniquement via inter- Non. Uniquement via inter- Non. Uniquement via inter- Oui
face de service supplémen- face de service supplémen- face de service supplémentaire
taire
taire
Non. Uniquement via inter- Non. Uniquement via inter- Non. Uniquement via inter- Oui
face de service supplémen- face de service supplémen- face de service supplémentaire
taire
taire
Oui
Oui
Profibus DP
A.6
Mesures d’exploitation
Fonction ⇓
Protocole →
A.6 Fonctions dépendantes du protocole
Fonctions dépendantes du protocole
327
A Annexe
A.7
Vue d’ensemble des paramètres
Remarques:
En fonction du type commandé, il peut y avoir des adresses manquantes ou différents réglages par défaut.
La liste ci-dessous reprend les plages de réglage ainsi que les valeurs de réglage par défaut pour un courant
nominal secondaire de IN = 1 A. Ces valeurs doivent être multipliées par 5 pour un courant nominal secondaire
de IN = 5 A. Pour les réglages en valeurs primaires, il faut en outre tenir compte du facteur de conversion des
transformateurs de courant.
Les adresses auxquelles est ajouté un „ A “ ne peuvent être modifiées qu’au moyen de DIGSI® 4 sous „ Autres
paramètres “.
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
103
PERMUT.JEUPARAM
Non disponible
Disponible
Non disponible
Permutation jeu de paramètres
105
OBJET PROTEGE
Transformateur triphasé
Transformateur monophasé
Autotransformateur
Générateur/Moteur
Jeu de barres triphasé
Jeu de barres monophasé
Transformateur
triphasé
Objet protégé
106
NBRE COTES
2
2
Nombre de côtés - objet prot.
polyphasé
107
NBRE BRANCHES
3
4
5
6
7
7
Nbre de branches prot. de
barres mono.
108
ENTREE I7
non affecté
Côté 1
Côté 2
non affecté
Entrée de mes. de courant
I7,raccordée à
112
PROT. DIFF.
Non disponible
Disponible
Disponible
Protection différentielle
113
DIFF. TERRE
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection différentielle de terre
117
PERMUT.DYN.PAR.
Non disponible
Disponible
Non disponible
Permutation dynamique de paramètres
120
MAX DE I PHASE
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection à maximum de courant phase
328
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
121
CARACT PHASE
Maximum I temps constant
Maximum I temps
Max. I inverse: caractérisconstant
tiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Caractérist. spécifiée par
l'utilisateur
Caract. retombée définie par
utilisat.
Caractéristique max. de I phase
122
MAX DE 3I0
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Protection à maximum de 3I0
123
CARACT 3I0
Maximum I temps constant
Maximum I temps
Max. I inverse: caractérisconstant
tiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Caractérist. spécifiée par
l'utilisateur
Caract. retombée définie par
utilisat.
Caractéristique max. de 3I0
124
MAX DE I TERRE
Non disponible
Non disponible
Entrée de mes. de sensibilité
normale I7
Protection à maximum de courant terre
125
CARACT TERRE
Maximum I temps constant
Maximum I temps
Max. I inverse: caractérisconstant
tiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Caractérist. spécifiée par
l'utilisateur
Caract. retombée définie par
utilisat.
Caractéristique max. de I terre
127
MAX DE I 1PHASE
Non disponible
Non disponible
Entrée de mes. de sensibilité
normale I7
Entrée de mes. de sensibilité
accrue I8
Prot. à max de I temps constant
sur 1ph.
140
DESEQUILIBRE I2
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection contre déséquilibres
(I2)
141
CARACT DESEQUIL
Maximum I temps constant
Max. I inverse: caractéristiques CEI
Max. I inverse: caractéristiques ANSI
Maximum I temps
constant
Caractérist. prot. contre
déséquilibres
142
PROT. SURCHARGE
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Protection de surcharge
143
CARACT SURCH.
classique
selon CEI 354
classique
Caractérist. prot. contre les surcharges
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Non disponible
329
A Annexe
Adr.
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
170
DEFAILL. DISJ.
Non disponible
Côté 1
Côté 2
Non disponible
Prot. contre défaillances de disjoncteur
181
SURV MESURES
Non disponible
Disponible
Disponible
Surveillance des mesures
182
SURV.CIRC.DECL.
Non disponible
Avec 2 entrées binaires
Avec 1 entrée binaire
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
Interface sonde (thermobox)
191
RACC. INT SONDE 6 RTD Simplex
6 RTD Demi Duplex
12 RTD Demi Duplex
6 RTD Simplex
Mode de raccordement interface
sondes
Adr.
Paramètre
Non disponible
Port C
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
201
PN TC ->OBJ C1
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC côté 1 vers
objet prot.
202
IN-PRIM TC C1
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
(HT) TC côté 1
203
IN-SEC TC C1
Données poste
(1)
1A
5A
1A
Courant nomin. secondaire
(BT) TC côté 1
206
PN TC ->OBJ C2
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC côté 2 vers
objet prot.
207
IN-PRIM TC C2
Données poste
(1)
1..100000 A
2000 A
Courant nominal primaire
(HT) TC côté 2
208
IN-SEC TC C2
Données poste
(1)
1A
5A
1A
Courant nomin. secondaire
(BT) TC côté 2
211
PN TC (I1)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I1 vers jeu
de barres
212
IN-PRI TC I1
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I1
213
IN-SEC TC I1
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I1
214
PN TC (I2)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I2 vers jeu
de barres
215
IN-PRI TC I2
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I2
330
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
216
IN-SEC TC I2
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I2
217
PN TC (I3)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I3 vers jeu
de barres
218
IN-PRI TC I3
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I3
219
IN-SEC TC I3
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I3
221
PN TC (I4)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I4 vers jeu
de barres
222
IN-PRI TC I4
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I4
223
IN-SEC TC I4
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I4
224
PN TC (I5)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I5 vers jeu
de barres
225
IN-PRI TC I5
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I5
226
IN-SEC TC I5
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I5
227
PN TC (I6)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I6 vers jeu
de barres
228
IN-PRI TC I6
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I6
229
IN-SEC TC I6
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I6
230
CTE TERRE TC I7
Données poste
(1)
borne Q7
borne Q8
borne Q7
Raccordement terre sec.
TC I7 sur:
231
PN TC (I7)->JdB
Données poste
(1)
Oui
Non
Oui
Orient. PN TC I7 vers jeu
de barres
232
IN-PRI TC I7
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal primaire
TC I7
233
IN-SEC TC I7
Données poste
(1)
1A
5A
0.1A
1A
Courant nominal secondaire TC I7
235
FACTEUR I8
Données poste
(1)
1.0..300.0
60.0
Facteur de transformation
Prim/sec I8
240
UN ENROUL. C1
Données poste
(1)
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Tension nominale côté 1
241
POINT NEUTRE
C1
Données poste
(1)
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 1 est
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
331
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
242
MODE COUPL. C1 Données poste
(1)
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 1
243
UN ENROUL. C2
Données poste
(1)
0.4..800.0 kV
11.0 kV
Tension nominale côté 2
244
POINT NEUTRE
C2
Données poste
(1)
mis à la terre
isolé
mis à la terre
Le point neutre côté 2 est
245
MODE COUPL. C2 Données poste
(1)
Y
D
Z
Y
Mode de couplage côté 2
246
IND COUPLAGE
C2
Données poste
(1)
0..11
0
L'indice de couplage côté 2
est
249
SN TRANSFO
Données poste
(1)
0.20..5000.00 MVA
38.10 MVA
Puissance apparente nominale
251
UN GEN/MOTEUR Données poste
(1)
0.4..800.0 kV
21.0 kV
Tension nominale
252
SN GEN/MOTEUR
0.20..5000.00 MVA
70.00 MVA
Puissance apparente nominale
261
UN J. DE BARRES Données poste
(1)
0.4..800.0 kV
110.0 kV
Tension nominale
265
In PRIM.EXPLOI.
Données poste
(1)
1..100000 A
200 A
Courant nominal d'exploit.
côté primaire
266
CHOIX PHASE
Données poste
(1)
Phase 1
Phase 2
Phase 3
Phase 1
Choix de phase
270
FREQUENCE
NOM.
Données poste
(1)
50 Hz
60 Hz
16,7 Hz
50 Hz
Fréquence nominale
271
SUCCESS.
PHASES
Données poste
(1)
L1 L2 L3
L1 L3 L2
L1 L2 L3
Ordre de succession des
phases
276
Unité temp.
Données poste
(1)
Degré Celsius
Degré Fahrenheit
Degré Celsius
Unité de température
280A
T DECL. MIN
Données poste
(1)
0.01..32.00 s
0.15 s
Durée min. de commande
de déclenchement
283
DJ Côté 1 I>
Données poste
(1)
0.04..1.00 A
0.04 A
Seuil de courant "Disj côté
1 enclenché"
284
DJ Côté 2 I>
Données poste
(1)
0.04..1.00 A
0.04 A
Seuil de courant "Disj côté
2 enclenché"
285
DJ I7>
Données poste
(1)
0.04..1.00 A
0.04 A
Seuil de courant I7 "Disj.
enclenché"
332
Données poste
(1)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
302
ACTIVATION
Changement de Jeu de paramètres
jeu de paramè- A
tres
Jeu de paramètres
B
Jeu de paramètres
C
Jeu de paramètres
D
Par entrée binaire
Par protocole
401
COND. D'INIT.
Enregistrement Enregistrer sur
Enregistrer sur
de perturbogra- détection défaut
détection défaut
phie
Enregistrer sur
déclenchement
Référence (t=0) =
déclenchement prot.
Initiation de la perturbographie
403
T-MAX
Enregistrement 0.30..5.00 s
de perturbographie
1.00 s
Longueur maxi. par enregistrement Tmax
404
T-PRE
Enregistrement 0.05..0.50 s
de perturbographie
0.10 s
Durée d'enregistrement
pré-évén. Tpré.
405
T-POST
Enregistrement 0.05..0.50 s
de perturbographie
0.10 s
Durée d'enregistrement
post-évén. Tpost.
406
T-BIN ENREG.
Enregistrement 0.10..5.00 s; ∞
de perturbographie
0.50 s
Durée d'enr. sur init. par
entrée bin.
1201
PROT. DIFF.
Protection différentielle
Hors
En
Blocage de la commande de
déclenchement
Hors
Protection différentielle
1205
ELEVAT. MR KL
Protection différentielle
Hors
En
Hors
Elev. du seuil de m. en
route au démar.
1206
2.HARM. INRUSH
Protection différentielle
Hors
En
En
Stabilis. Imagnétisant avec
2. harmon.
1207
STAB n.HARM.
Protection différentielle
Hors
Harmonique 3
Harmonique 5
Hors
Stabilisation avec harmonique de rang n
1208
SURV. IDIFF
Protection différentielle
Hors
En
En
Surveillance du courant diff.
(Idiff)
1210
LIBERATION I>
Protection différentielle
0.20..2.00 I/InO; 0
0.00 I/InO
Seuil I> de libérat. du signal
de décl.
1211A DIFF mes. IT C1
Protection différentielle
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I
terre côté 1
1212A DIFF mes. IT C2
Protection différentielle
Non
Oui
Non
Prot. diff. avec mesure I
terre côté 2
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Jeu de paramètres
A
Activation
333
A Annexe
Adr.
1221
Paramètre
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
Protection différentielle
0.05..2.00 I/InO
0.20 I/InO
Seuil de déclenchement
IDIFF>
1226A T I-DIFF>
Protection différentielle
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation de décl.
fonction IDIFF>
1231
Protection différentielle
0.5..35.0 I/InO; ∞
7.5 I/InO
Seuil de déclenchement
IDIFF>>
1236A T I-DIFF>
Protection différentielle
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation de décl.
fonction IDIFF>>
1241A PENTE 1
Protection différentielle
0.10..0.50
0.25
Pente n°1 de la caractéristique de décl.
1242A ORIGINE 1
Protection différentielle
0.00..2.00 I/InO
0.00 I/InO
Origine droite de pente n°1
de la caract
1243A PENTE 2
Protection différentielle
0.25..0.95
0.50
Pente n°2 de la caractéristique de décl.
1244A ORIGINE 2
Protection différentielle
0.00..10.00 I/InO
2.50 I/InO
Origine droite de pente n°2
de la caract
1251A STAB. DEMAR.
Protection différentielle
0.00..2.00 I/InO
0.10 I/InO
Seuil de reconnaissance de
démar. ISTAB
1252A FACTEUR
DEMAR.
Protection différentielle
1.0..2.0
1.0
Elevat. seuil de m. en route
sur démar.
0.0..180.0 s
5.0 s
Durée maximum de démarrage
1253
I-DIFF>
Fonction
I-DIFF>>
TPS MAX. DEMAR. Protection différentielle
1256A STAB. DEF.EXT.
Protection différentielle
2.00..15.00 I/InO
4.00 I/InO
Seuil ISTAB de la stabilisation compl.
1257A T DEF.EXT. STAB
Protection différentielle
2..250 pér.; ∞
15 pér.
Durée de stab. compl. sur
défaut externe
1261
Protection différentielle
10..80 %
15 %
Seuil de blocage
1262A BLOC.CROISE H.2 Protection différentielle
2..1000 pér.; 0; ∞
3 pér.
Durée de blocage croisé
sur harmonique 2
1271
10..80 %
30 %
Seuil de blocage
1272A BLOC.CROISE.H.n Protection différentielle
2..1000 pér.; 0; ∞
0 pér.
Durée de blocage croisé
harmonique n
1273A IDIFFmax HM.n
Protection différentielle
0.5..20.0 I/InO
1.5 I/InO
Idiff provoquant une suspension de bloc.
1281
I-DIFF> SURV.
Protection différentielle
0.15..0.80 I/InO
0.20 I/InO
Seuil de supervision du
courant diff.
1282
T SURV.
Protection différentielle
1..10 s
2s
Temporisation avant blocage Idiff sup.
1301
DIFF-TERRE
Prot. différentielle de terre
Hors
En
Blocage de la commande de
déclenchement
Hors
Protection différentielle de
terre
334
2. HARMONIQUE
HARMONIQUE n
Protection différentielle
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
1311
Paramètre
I-DIFF TERRE>
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
Prot. différentielle de terre
0.05..2.00 I/In
0.15 I/In
Seuil de mise en route Idiff
terre
1312A T I-DIFF TERRE>
Prot. différentielle de terre
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation de décl. IDIFF-TERRE
1313A Pente
Prot. différentielle de terre
0.00..0.95
0.00
Pente caract. I-DIFFTERRE> = f(SOM-I)
1701
PERMUT.DYN.PAR.
Permutation
dynamique de
paramètres
Hors
En
Hors
Permutation dynamique de
paramètres
1702
DEM.dynPAR Ph
Permutation
dynamique de
paramètres
Critère de courant
Position disj.
Critère de courant
Cond. de démarrage permut dyn par. phase
1703
DEM.dynPAR 3I0
Permutation
dynamique de
paramètres
Critère de courant
Position disj.
Critère de courant
Cond. de démarrage permut dyn par. 3I0
1704
DEM.dynPAR TER. Permutation
dynamique de
paramètres
Critère de courant
Position disj.
Critère de courant
Cond. de démarrage permut dyn par. terre
1711
T INTERRUPTION
Permutation
dynamique de
paramètres
0..21600 s
3600 s
Temps d'interruption
1712
T PERM.DYN.PAR. Permutation
dynamique de
paramètres
1..21600 s
3600 s
Durée de permut. dyn.
param.
1713
T RTB.PERDYNPAR
Permutation
dynamique de
paramètres
1..600 s; ∞
600 s
Temps de retombée rapide
2001
MAX I PHASE
Prot. max de I
phase
En
Hors
Hors
Prot. à max. de I Phases
2002
STAB. INRUSH PH Prot. max de I
phase
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant phase
2008A ENCL.
MAN.PHASE
Prot. max de I
phase
I>> instantané
I> instantané
Ip instantané
Non actif
I>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2011
I>>
Prot. max de I
phase
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Seuil de démarrage I>>
2012
T I>>
Prot. max de I
phase
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T I>>
2013
I>
Prot. max de I
phase
0.10..35.00 A; ∞
1.00 A
Seuil de démarrage I>
2014
T I>
Prot. max de I
phase
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T I>
2021
Ip
Prot. max de I
phase
0.10..4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage Ip
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
335
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2022
T Ip
Prot. max de I
phase
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T Ip
2023
FACT. D Ip
Prot. max de I
phase
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D Ip
2024
RETOMBEE
Prot. max de I
phase
Immédiatement
Emulation disque
Emulation disque
Comportement de retombée (Emul. disque)
2025
CARACT. CEI
Prot. max de I
phase
Normalement
inverse
Fortement inverse
Extrêmement
inverse
Inverse longue
durée
Normalement
inverse
Caract. décl. max I tps inv.
ph. (CEI)
2026
CARACT. ANSI
Prot. max de I
phase
Fortement inverse
Fortement inverse
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inverse
Extrêmement
inverse
Régulièrement
inverse
Caract. décl. max I tps inv.
ph. (ANSI)
2031
I/Ip DEM. T/Tp
Prot. max de I
phase
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
Prot. max de I
phase
0.05..0.95 I/Ip; ∞
0.01..999.00 T/TIp
Caract. de retombée I/Ip TI/TIp
2041
2.HARMON.
PHASE
Prot. max de I
phase
10..45 %
15 %
Taux harm. rang 2 - détect.
magnétisant
2042
I INR MAX PHASE
Prot. max de I
phase
0.30..25.00 A
7.50 A
Courant max. pour recon.
magnétisant
2043
BLOC.CROISE PH Prot. max de I
phase
Non
Oui
Non
Blocage croisé sur recon.
magnétisant
2044
T BLC.CROISE PH Prot. max de I
phase
0.00..180.00 s
0.00 s
Durée de blocage croisé
2111
I>>
Prot. max de I
phase
0.10..35.00 A; ∞
10.00 A
Seuil de démarrage I>>
2112
T I>>
Prot. max de I
phase
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T I>>
2113
I>
Prot. max de I
phase
0.10..35.00 A; ∞
2.00 A
Seuil de démarrage I>
2114
T I>
Prot. max de I
phase
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T I>
2121
Ip
Prot. max de I
phase
0.10..4.00 A
1.50 A
Seuil de démarrage Ip
2122
T Ip
Prot. max de I
phase
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T Ip
336
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2123
FACT. D Ip
Prot. max de I
phase
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D Ip
2201
MAX 3I0
Prot. max de
3I0
En
Hors
Hors
Protection à max. de courant résid. 3I0
2202
STAB. INR 3I0
Prot. max de
3I0
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant sur 3I0
2208A ENCL. MAN. 3I0
Prot. max de
3I0
3I0>> instantané
3I0> instantané
3I0p instantané
Non actif
3I0>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2211
3I0>>
Prot. max de
3I0
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil de démarrage 3I0>>
2212
T 3I0>>
Prot. max de
3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T 3I0>>
2213
3I0>
Prot. max de
3I0
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil de démarrage 3I0>
2214
T 3I0>
Prot. max de
3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T 3I0>
2221
3I0p
Prot. max de
3I0
0.05..4.00 A
0.20 A
Seuil de démarrage 3I0p
2222
T 3I0p
Prot. max de
3I0
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Coefficient multiplicat. de
temps T 3I0p
2223
FACT. D 3I0p
Prot. max de
3I0
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D 3I0p
2224
RETOMBEE
Prot. max de
3I0
Immédiatement
Emulation disque
Emulation disque
Comportement de retombée (Emul. disque)
2225
CARACT. CEI
Prot. max de
3I0
Normalement
inverse
Fortement inverse
Extrêmement
inverse
Inverse longue
durée
Normalement
inverse
Caract. décl. max I tps inv.
3I0 (CEI)
2226
CARACT. ANSI
Prot. max de
3I0
Fortement inverse
Fortement inverse
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inverse
Extrêmement
inverse
Régulièrement
inverse
Caract. décl. max I tps inv.
3I0 (ANSI)
2231
MR I/I0p T/TI0p
Prot. max de
3I0
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
Prot. max de
3I0
0.05..0.95 I/Ip; ∞
0.01..999.00 T/TIp
Caract. retombée 3I0/3I0pT3I0/T3I0p
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
337
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2241
2.HARMON. 3I0
Prot. max de
3I0
10..45 %
15 %
Taux harm. rang 2 - détect.
magnétisant
2242
I INR. MAX 3I0
Prot. max de
3I0
0.30..25.00 A
7.50 A
Courant max. pour recon.
magnétisant
2311
3I0>>
Prot. max de
3I0
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Seuil de démarrage 3I0>>
2312
T 3I0>>
Prot. max de
3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T 3I0>>
2313
3I0>
Prot. max de
3I0
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Seuil de démarrage 3I0>
2314
T 3I0>
Prot. max de
3I0
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T 3I0>
2321
3I0p
Prot. max de
3I0
0.05..4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage 3I0p
2322
T 3I0p
Prot. max de
3I0
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T 3I0p
2323
FACT. D 3I0p
Prot. max de
3I0
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D 3I0p
2401
MAX I TERRE
Prot. max de I
terre
En
Hors
Hors
Prot. à max. de I Terre
2402
STAB. INR TERRE Prot. max de I
terre
En
Hors
Hors
Stabilisation du magnétisant sur I terre
2408A ENCL.
MAN.TERRE
Prot. max de I
terre
IT>> instantané
IT> instantané
ITp instantané
Non actif
IT>> instantané
Traitement sur fermeture
manuelle disj.
2411
It>>
Prot. max de I
terre
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil de démarrage IT>>
2412
T It>>
Prot. max de I
terre
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T IT>>
2413
It>
Prot. max de I
terre
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil de démarrage IT>
2414
T It>
Prot. max de I
terre
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T IT>
2421
Itp
Prot. max de I
terre
0.05..4.00 A
0.20 A
Seuil de démarrage ITp
2422
T Itp
Prot. max de I
terre
0.05..3.20 s; ∞
0.20 s
Coefficient multiplicat. de
temps T ITp
2423
FACT. D Itp
Prot. max de I
terre
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D ITp
2424
RETOMBEE
Prot. max de I
terre
Immédiatement
Emulation disque
Emulation disque
Comportement de retombée (Emul. disque)
338
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2425
CARACT. CEI
Prot. max de I
terre
Normalement
inverse
Fortement inverse
Extrêmement
inverse
Inverse longue
durée
2426
CARACT. ANSI
Prot. max de I
terre
Fortement inverse
Fortement inverse
Inverse
Inverse court
Inverse long
Modérément inverse
Extrêmement
inverse
Régulièrement
inverse
Caract. décl. max I tps inv.
ter. (ANSI)
2431
It/p DEM TIt/p
Prot. max de I
terre
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
Prot. max de I
terre
0.05..0.95 I/Ip; ∞
0.01..999.00 T/TIp
Caract. de retombée I/ITp TI/TITp
2441
2.HARMON.
TERRE
Prot. max de I
terre
10..45 %
15 %
Taux harm. rang 2 - détect.
magnétisant
2442
I INR. MAX TER.
Prot. max de I
terre
0.30..25.00 A
7.50 A
Courant max. pour recon.
magnétisant
2511
It>>
Prot. max de I
terre
0.05..35.00 A; ∞
7.00 A
Seuil de démarrage IT>>
2512
T It>>
Prot. max de I
terre
0.00..60.00 s; ∞
0.00 s
Temporisation T IT>>
2513
It>
Prot. max de I
terre
0.05..35.00 A; ∞
1.50 A
Seuil de démarrage IT>
2514
T It>
Prot. max de I
terre
0.00..60.00 s; ∞
0.30 s
Temporisation T IT>
2521
Itp
Prot. max de I
terre
0.05..4.00 A
1.00 A
Seuil de démarrage ITp
2522
T Itp
Prot. max de I
terre
0.05..3.20 s; ∞
0.50 s
Coefficient multiplicat. de
temps T ITp
2523
FACT. D Itp
Prot. max de I
terre
0.50..15.00; ∞
5.00
Coefficient multiplicat. de
temps D ITp
2701
MAX I MONOPH.
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
Hors
En
Hors
Maximum de courant
monophasée
2702
I>>
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
0.05..35.00 A; ∞
0.50 A
Seuil I>>
2703
I>>
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
0.003..1.500 A; ∞
0.300 A
Seuil I>>
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Normalement
inverse
Caract. décl. max I tps inv.
terre (CEI)
339
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
2704
Seuil I>>
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
0.00..60.00 s; ∞
0.10 s
Temporisation T I>>
2705
I>
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
0.05..35.00 A; ∞
0.20 A
Seuil I>
2706
I>
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
0.003..1.500 A; ∞
0.100 A
Seuil I>>
2707
T I>
Prot. max de I
temps constant
sur 1phase
0.00..60.00 s; ∞
0.50 s
Temporisation T I>
4001
DESEQUILIBRE I2 Protection de
Hors
déséquilibre (I2) En
Hors
Protection contre déséquilibres (I2)
4002
I2>
Protection de
0.10..3.00 A
déséquilibre (I2)
0.10 A
Seuil de dém. par
déséquilibre I2>
4003
T I2>
Protection de
0.00..60.00 s; ∞
déséquilibre (I2)
1.50 s
Temporisation T I2>
4004
I2>>
Protection de
0.10..3.00 A
déséquilibre (I2)
0.50 A
Seuil de dém. par
déséquilibre I2>>
4005
T I2>>
Protection de
0.00..60.00 s; ∞
déséquilibre (I2)
1.50 s
Temporisation T I2>>
4006
CARACT. CEI
Protection de
Normalement
déséquilibre (I2) inverse
Fortement inverse
Extrêmement
inverse
Extrêmement
inverse
Caractéristique de décl.
(CEI)
4007
CARACT. ANSI
Extrêmement
Protection de
Extrêmement
inverse
déséquilibre (I2) inverse
Inverse
Modérément inverse
Fortement inverse
Caractéristique de décl.
(ANSI)
4008
I2p
Protection de
0.10..2.00 A
déséquilibre (I2)
0.90 A
Courant de démarrage I2p
4009
FACT. D I2p
Protection de
0.50..15.00; ∞
déséquilibre (I2)
5.00
Multiplicateur de temps TD
4010
T I2p
Protection de
0.05..3.20 s; ∞
déséquilibre (I2)
0.50 s
Multiplicateur de temps T
I2p
4011
RETOMBEE
Protection de
Immédiatement
déséquilibre (I2) Emulation disque
Immédiatement
Comportement de retombée (Emul. disque)
4201
PROT. SURCHARGE
Protection de
surcharge
Hors
En
Signaler seulement
Hors
Protection de surcharge
4202
FACTEUR k
Protection de
surcharge
0.10..4.00
1.10
Facteur k
4203
CONST. DE TPS
Protection de
surcharge
1.0..999.9 min
100.0 min
Constante de temps
340
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
4204
ECH. ALARME Θ
Protection de
surcharge
50..100 %
90 %
Echelon thermique
d'alarme
4205
I ALARME
Protection de
surcharge
0.10..4.00 A
1.00 A
Courant d'alarme
4207A FACTEUR Kτ
Protection de
surcharge
1.0..10.0
1.0
Facteur K<tau> moteur à
l'arrêt
4208A T RTB.DEM.URG.
Protection de
surcharge
10..15000 s
100 s
Temps de retombée après
dém. d'urgence
4209A I DEMAR.
MOTEUR
Protection de
surcharge
0.60..10.00 A; ∞
∞A
Courant de démarrage du
moteur
4221
SONDE HUILE
RTD
Protection de
surcharge
1..6
1
Sonde huile raccordée sur
RTD
4222
SIGN. PT ECHAUF Protection de
surcharge
98..140 °C
98 °C
Ture de signalisation au
point d'échauf.
4223
SIGN. PT ECHAUF Protection de
surcharge
208..284 °F
208 °F
Ture de signalisation au
point d'échauf.
4224
ALAR. PT ECHAUF Protection de
surcharge
98..140 °C
108 °C
Température d'alarme au
point d'échauf.
4225
ALAR. PT ECHAUF Protection de
surcharge
208..284 °F
226 °F
Température d'alarme au
point d'échauf.
4226
SIGN. VIEILLIS.
Protection de
surcharge
0.125..128.000
1.000
Franchissement lim. taux
de viellissem.
4227
ALAR. VIEILLIS.
Protection de
surcharge
0.125..128.000
2.000
Alarme taux de viellissement
4231
MODE REFROID
Protection de
surcharge
ON (refroid. huile
par convection)
OF (flux d'huile
maintenu)
OD (flux d'huile
transféré)
ON (refroid. huile
par convection)
Mode de refroidissement
4232
EXPOS. ENROUL
Y
Protection de
surcharge
1.6..2.0
1.6
Exposant d'enroulement Y
4233
HGR GRADIENT I
Protection de
surcharge
22..29
22
Hgr _ gradient température
d'isolement
7001
DEFAILL. DISJ.
Protection contre défaill. disjoncteur
Hors
En
Hors
Protection contre défaillance disjonct.
7004
CRIT.CONT.AUXI.
Protection contre défaill. disjoncteur
Hors
En
Hors
Utilisation contacts auxil.
disjoncteur
7005
T DEFAILL.DISJ.
Protection contre défaill. disjoncteur
0.06..60.00 s; ∞
0.25 s
Temps de décl. défaillance
disj.
7110
AFFICH.
DEFAUTS
Equipement
Sur détection défaut Sur détection défaut Affich. défauts sur LEDs et
Sur déclenchement
écran LCD
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
341
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
7601
CALCUL PUIS.
Valeurs de
mesure
avec U paramétrée
avec U mesurée
avec U paramétrée
Le calcul de puissance
s'effectue
8101
SYMETRIE
Surveillance de
mesures
En
Hors
Hors
Surveillance de symétrie
des mesures
8102
CHAMP TOURNANT
Surveillance de
mesures
En
Hors
Hors
Surveillance champ tournant
8111
ISEUIL.SYM C1
Surveillance de
mesures
0.10..1.00 A
0.50 A
Symétrie Iph: seuil de mise
en route
8112
FACT.SYM. I C1
Surveillance de
mesures
0.10..0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de
caractéristique
8121
ISEUIL.SYM C2
Surveillance de
mesures
0.10..1.00 A
0.50 A
Symétrie Iph: seuil de mise
en route
8122
FACT.SYM. I C2
Surveillance de
mesures
0.10..0.90
0.50
Symétrie Iph: pente de
caractéristique
8201
SURV.CIRC.DECL. Surveillance du
circuit de
déclenchement
En
Hors
Hors
Surveillance du circuit de
déclenchement
8601
DEC COUPL EXT
1
Couplages
externes
En
Hors
Hors
Décl. direct 1 par couplage
externe
8602
T DEC1 COUP
EXT
Couplages
externes
0.00..60.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation décl. 1
coupl. externe
8701
DEC COUPL EXT
2
Couplages
externes
En
Hors
Hors
Décl. direct 2 par couplage
externe
8702
T DEC2 COUP
EXT
Couplages
externes
0.00..60.00 s; ∞
1.00 s
Temporisation décl. 2
coupl. externe
9011A RTD 1: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
Pt 100 Ohm
RTD 1: type
9012A RTD 1: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Huile
RTD 1: implantation
9013
RTD 1: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 1: seuil de température 1
9014
RTD 1: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 1: seuil de température 1
9015
RTD 1: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 1: seuil de température 2
9016
RTD 1: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 1: seuil de température 2
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 2: type
9021A RTD 2: type
342
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
9022A RTD 2: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 2: implantation
9023
RTD 2: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 2: seuil de température 1
9024
RTD 2: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 2: seuil de température 1
9025
RTD 2: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 2: seuil de température 2
9026
RTD 2: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 2: seuil de température 2
9031A RTD 3: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD3: type
9032A RTD 3: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD3: implantation
9033
RTD 3: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 3: seuil de température 1
9034
RTD 3: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 3: seuil de température 1
9035
RTD 3: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 3: seuil de température 2
9036
RTD 3: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 3: seuil de température 2
9041A RTD 4: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 4: type
9042A RTD 4: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 4: implantation
9043
RTD 4: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 4: seuil de température 1
9044
RTD 4: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 4: seuil de température 1
9045
RTD 4: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 4: seuil de température 2
9046
RTD 4: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 4: seuil de température 2
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
343
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
9051A RTD 5: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 5: type
9052A RTD 5: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 5: implantation
9053
RTD 5: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 5: seuil de température 1
9054
RTD 5: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 5: seuil de température 1
9055
RTD 5: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 5: seuil de température 2
9056
RTD 5: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 5: seuil de température 2
9061A RTD 6: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 6: type
9062A RTD 6: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 6: implantation
9063
RTD 6: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 6: seuil de température 1
9064
RTD 6: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 6: seuil de température 1
9065
RTD 6: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 6: seuil de température 2
9066
RTD 6: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 6: seuil de température 2
9071A RTD 7: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 7: type
9072A RTD 7: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 7: implantation
9073
RTD 7: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 7: seuil de température 1
9074
RTD 7: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 7: seuil de température 1
344
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.7 Vue d’ensemble des paramètres
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
9075
RTD 7: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 7: seuil de température 2
9076
RTD 7: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 7: seuil de température 2
9081A RTD 8: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 8: type
9082A RTD 8: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 8: implantation
9083
RTD 8: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 8: seuil de température 1
9084
RTD 8: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 8: seuil de température 1
9085
RTD 8: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 8: seuil de température 2
9086
RTD 8: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 8: seuil de température 2
9091A RTD 9: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 9: type
9092A RTD 9: implant.
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 9: implantation
9093
RTD 9: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 9: seuil de température 1
9094
RTD 9: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 9: seuil de température 1
9095
RTD 9: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 9: seuil de température 2
9096
RTD 9: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 9: seuil de température 2
9101A RTD 10: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 10: type
9102A RTD 10: implant
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 10: implantation
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
345
A Annexe
Adr.
Paramètre
Fonction
Option D´Utilisation
Réglage par
Défault
Explication
9103
RTD 10: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 10: seuil de température 1
9104
RTD 10: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 10: seuil de température 1
9105
RTD 10: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 10: seuil de température 2
9106
RTD 10: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 10: seuil de température 2
9111A RTD 11: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 11: type
9112A RTD 11: implant
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 11: implantation
9113
RTD 11: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 11: seuil de température 1
9114
RTD 11: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 11: seuil de température 1
9115
RTD 11: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 11: seuil de température 2
9116
RTD 11: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 11: seuil de température 2
9121A RTD 12: type
Interface
sondes
non connecté
Pt 100 Ohm
Ni 120 Ohm
Ni 100 Ohm
non connecté
RTD 12: type
9122A RTD 12: implant
Interface
sondes
Huile
Environnement
Spire
Stock
Autres
Autres
RTD 12: implantation
9123
RTD 12: seuil 1
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
100 °C
RTD 12: seuil de température 1
9124
RTD 12: seuil 1
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
212 °F
RTD 12: seuil de température 1
9125
RTD 12: seuil 2
Interface
sondes
-50..250 °C; ∞
120 °C
RTD 12: seuil de température 2
9126
RTD 12: seuil 2
Interface
sondes
-58..482 °F; ∞
248 °F
RTD 12: seuil de température 2
346
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Type
D´Info
rmation
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
1
LED EB
REL
135
49
1
IG
*
LED EB
REL
135
50
1
IG
*
*
LED EB
REL
135
51
1
IG
SgS
*
*
LED EB
REL
135
52
1
IG
Equipement
SgS
*
*
LED EB
REL
135
53
1
IG
00016 >Bloquer transmission messages/
mesures (>Bloq. Mess&Mes)
Equipement
SgS
*
*
LED EB
REL
135
54
1
IG
00051 Equipement en service (Equip. en
serv.)
Equipement
SgSo
VP
*
LED
REL
135
81
1
IG
00052 1 fonct. de prot. au moins est active
(Prot. act.)
Equipement
iSgS
VP
*
LED
REL
176
18
1
IG
00055 Démarrage (Démarrage)
Equipement
SgSo
*
*
LED
REL
176
4
5
00056 Premier démarrage (1er démarrage)
Equipement
SgSo
V
*
LED
REL
176
5
5
00060 Affichages LED réinitialisés (Réinit.
LED)
Equipement
SgSo_
C
V
*
LED
REL
176
19
1
00067 Démarrage à chaud (Démarr. à
chaud)
Equipement
SgSo
V
*
LED
REL
135
97
1
00068 Erreur horloge (Erreur horloge)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
00069 Heure d'été (Heure d'été)
Equipement
SgSo
VP
*
LED
REL
00070 Charger les nouveaux paramètres
(Chargem. param.)
Equipement
SgSo
VP
*
LED
REL
176
22
1
00071 Vérification des paramètres (Test paramètres)
Equipement
SgSo
*
*
LED
REL
00072 Paramètres niveau 2 modifiés (Modif.
niveau2)
Equipement
SgSo
VP
*
LED
REL
00109 Fréquence réseau en dehors plage
autor. (Fréq. en dehors)
Equipement
SgSo
VP
*
LED
REL
00110 Perte de messages (Perte mess.)
Surveillance
SgSo_
C
V
*
LED
REL
135
130
1
00113 Perte de repères (Perte repères)
Surveillance
SgSo
V
*
LED
REL
135
136
1
IG
00125 Filtre anti-rebonds (FiltreRebond)
Equipement
SgSo
VP
*
LED
REL
135
145
1
IG
*
00004 >Dém. la perturbographie par cmde
ext. (>Dém. perturbo.)
Enregistrement de
perturbographie
SgS
*
*
00005 >Réinitialiser les LEDs (>Réinit. LED)
Equipement
SgS
*
00007 >Sél. du jeu de paramètres (Bit 1)
(>Sél. Jeu Par-1)
Changement de jeu
de paramètres
SgS
00008 >Sél. du jeu de paramètres (Bit 2)
(>Sél. Jeu Par-2)
Changement de jeu
de paramètres
00015 >Mode test (>Mode test)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
M
M
IntérrogationGénérale
Data Unit
48
*
Blocaage derebond
135
SgS_C
Relais
REL
Equipement
TouchedeFonction
LED EB
00003 >Synchroniser l'horloge (>Synchr.
horl.)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Fonction
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Listes d’information
Signalisation de Défault
VEN/PART
A.8
IG
347
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
iSgS
VP
*
LED
REL
00140 Signalisation groupée de défaillance
(SignGrp.Défail.)
Surveillance
SgSo
*
*
LED
REL
176
47
1
IG
00160 Alarmes groupées (Alarme groupée)
Surveillance
SgSo
*
*
LED
REL
176
46
1
IG
00161 Contrôle des courants mes, sign.
group. (Surv. mesures I)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
00163 Erreur symétrie I (Err. symétrie I)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
135
183
1
IG
00175 Défaut champ tournant I (Déf. ChmpTrnt I)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
135
191
1
IG
00177 Défaillance batterie (Déf. batterie)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
193
1
IG
00181 Défaut convertisseur A/D (Déf. conv.
A/D)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
178
1
IG
00183 Erreur carte 1 (Erreur carte 1)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
171
1
IG
00190 Erreur carte 0 (Erreur carte 0)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
210
1
IG
00191 Erreur offset (Erreur offset)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
00192 Erreur: 1A/5Ajumper différent de
param. (Erreur1A/5AFaux)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
169
1
IG
00193 Défail. Hardware: val. comp. entrées
ana (Défail.Val.Comp)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
181
1
IG
00198 Défaillance module sur port B (Défail
module B)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
198
1
IG
00199 Défaillance module sur port C (Défail
module C)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
199
1
IG
00203 Mémoire perturbo. effacée (MémPertEffacée)
Enregistrement de
perturbographie
SgSo_
C
V
*
LED
REL
135
203
1
00264 Défaillance interface sondes 1 (Déf int
sondes1)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
208
1
IG
00265 Alame champ tournant I côté 1 (Ala.
CHP TNT C1)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
00266 Alame champ tournant I côté 2 (Ala.
CHP TNT C2)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
00267 Défaillance interface sondes 2 (Déf int
sondes2)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
135
209
1
IG
00272 Dépassement seuil temps d'utilis. disj.
(TpsUtil>Seuil)
Valeurs limites pour
statistiques
SgSo
VP
*
LED
REL
135
229
1
IG
00311 Manque configuration protection
(Mque config.)
Données poste (2)
SgSo
V
*
LED
REL
00356 >Encl. manuel bouton
"tourner+pousser" (>Encl. manuel)
Données poste (2)
SgS
*
*
LED EB
REL
150
6
1
IG
348
Relais
Blocaage derebond
Données poste (2)
TouchedeFonction
00126 Protection EN/HORS (CEI60870-5103) (Eq.EN/HORS)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
VP
*
LED EB
REL
00391 >Protection Buchholz : alarme (>Al.
Buchholz)
Signalisations
transfo. externes
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
41
1
IG
00392 >Protect. Buchholz : sign. de déclen.
(>Buchh. décl.)
Signalisations
transfo. externes
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
42
1
IG
00393 >Protect. Buchholz : surv. cuve
(>Buchh. Cuve)
Signalisations
transfo. externes
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
43
1
IG
00409 >Blocage compteur d'heures du disj.
(>BlocComptHeure)
Statistiques
SgS
VP
*
LED EB
REL
00410 >Cont.aux. DJ1 fermé triphasé (>CA
DJ1 3p FERM)
Données poste (2)
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
80
1
IG
00411 >Cont.aux. DJ1 ouvert triphasé (>CA
DJ1 3p OUV)
Données poste (2)
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
81
1
IG
00413 >Cont.aux. DJ2 fermé triphasé (>CA
DJ2 3p FERM)
Données poste (2)
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
82
1
IG
00414 >Cont.aux. DJ2 ouvert triphasé (>CA
DJ2 3p OUV)
Données poste (2)
SgS
VP
*
LED EB
REL
150
83
1
IG
00501 Protection : démarrage (excit.) général
(Démarrage gén.)
Données poste (2)
SgSo
*
V
M
LED
REL
150
151
2
IG
00511 Déclenchement (général) (Décl.
général)
Données poste (2)
SgSo
*
V
M
LED
REL
150
161
2
IG
00561 Disjoncteur enclenché en manuel
(Encl. manu.)
Données poste (2)
SgSo
V
*
LED
REL
150
211
1
00571 Défaut symétrie I coté 1 (Déf.sym. I1)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
00572 Défaut symétrie I coté 2 (Déf.sym. I2)
Surveillance de
mesures
SgSo
VP
*
LED
REL
00576 Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 1
(IL1C1:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
150
193
4
00577 Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 1
(IL2C1:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
150
194
4
00578 Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 1
(IL3C1:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
150
195
4
00579 Courant coupé (primaire/HT) L1 côté 2
(IL1C2:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
150
190
4
00580 Courant coupé (primaire/HT) L2 côté 2
(IL2C2:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
150
191
4
00581 Courant coupé (primaire/HT) L3 côté 2
(IL3C2:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
150
192
4
00582 Courant coupé (primaire/HT) I1 (I1:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
00583 Courant coupé (primaire/HT) I2 (I2:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
00584 Courant coupé (primaire/HT) I3 (I3:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Blocaage derebond
SgS
Relais
Signalisations
transfo. externes
TouchedeFonction
00390 >Qté de gaz permise dans huile
dépassée (>Gaz ds huile)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
349
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
SgV
*
VP
00586 Courant coupé (primaire/HT) I5 (I5:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
00587 Courant coupé (primaire/HT) I6 (I6:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
00588 Courant coupé (primaire/HT) I7 (I7:)
Données poste (2)
SgV
*
VP
01000 Nombre de cmdes de déclenchement
(Nbre décl.)
Statistiques
SgV
01020 Nombre d'heures de fonctionnement
(HeuresFct)
Statistiques
SgV
01403 >Bloquer prot. défaillance disj. (>Bloquer PDD)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgS
*
*
LED EB
REL
166
103
1
IG
01431 >Lancement externe prot. défaill. disj.
(>Lancer PDD)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgS
VP
*
LED EB
REL
166
104
1
IG
01451 Prot. défaillance disj. désactivée (PDD
Désactivée)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
VP
*
LED
REL
166
151
1
IG
01452 Prot. défaillance disj. bloquée (PDD
bloquée)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
VP
VP
LED
REL
166
152
1
IG
01453 Prot. défaillance disjoncteur active
(PDD active)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
VP
*
LED
REL
166
153
1
IG
01456 Lancem. prot. défail. DJ par décl. int.
(Lanc. PDD int.)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
*
VP
LED
REL
166
156
2
IG
01457 Lancem. prot. défail. DJ par décl. ext.
(Lanc. PDD ext.)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
*
VP
LED
REL
166
157
2
IG
01471 Décl. par prot. défaillance DJ (Décl.
PDD)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
*
V
LED
REL
166
171
2
IG
01480 Décl. prot. déf. disj. sur décl. interne
(Décl. PDD INT.)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
*
V
LED
REL
166
180
2
IG
01481 Décl. prot. déf. disj. sur décl. externe
(Décl. PDD EXT.)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
*
V
LED
REL
166
181
2
IG
01488 PDD: pas dispon. avec cet objet protégé (PDD mque objet)
Protection contre
défaill. disjoncteur
SgSo
V
*
LED
REL
01503 >Bloquer protection de surcharge
(>BlqSurcharge)
Protection de surcharge
SgS
*
*
LED EB
REL
167
3
1
IG
01507 >Démar. secours de la prot. de surch.
(>DémSecouSurch)
Protection de surcharge
SgS
VP
*
LED EB
REL
167
7
1
IG
01511 Prot. de surcharge désactivée
(Surch.Désact.)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
11
1
IG
01512 Prot. de surcharge bloquée (Surch.
bloquée)
Protection de surcharge
SgSo
VP
VP
LED
REL
167
12
1
IG
01513 Prot. de surcharge active (Surch.Act.)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
13
1
IG
01515 Prot. de surcharge : avertiss. courant
(AvertSurch I)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
15
1
IG
350
M
Relais
Blocaage derebond
Données poste (2)
TouchedeFonction
00585 Courant coupé (primaire/HT) I4 (I4:)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
VP
*
LED
REL
167
16
1
IG
01517 Prot. de surcharge : dém.échelon
décl. (Dém.Surch.)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
17
1
IG
01521 Prot. de surch.: com. de déclenchement (Décl. Surch.)
Protection de surcharge
SgSo
*
VP
LED
REL
167
21
2
IG
01541 Prot. de surch.: sign. point échauf.
(Surch SignPtEch)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
41
1
IG
01542 Prot. de surch.: alarme point échauf.
(Surch AlarPtEch)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
42
2
IG
01543 Prot. de surch.: sign. taux de vieillis.
(Surch SignVieil)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
43
1
IG
01544 Prot. de surch: alarme taux de vieillis.
(Surch AlarVieil)
Protection de surcharge
SgSo
VP
*
LED
REL
167
44
1
IG
01545 Déf. surch: pas d'acquisit. température
(Surch manque Θ)
Protection de surcharge
SgSo
V
*
LED
REL
01549 Déf. surch: pas avec cet objet protégé
(Surch mque obj)
Protection de surcharge
SgSo
V
*
LED
REL
01704 >Bloquer Max I phases (>Bloc Max I
Ph.)
Prot. max de I
phase
SgS
*
*
LED EB
REL
01714 >Bloquer Max I terre (>Bloc Max I Ter)
Prot. max de I terre
SgS
*
*
LED EB
REL
01721 >Protection à max de I: blocage I>>
(>Bloc. I>>)
Prot. max de I
phase
SgS
*
*
LED EB
REL
60
1
1
IG
01722 >Protection à max de I: blocage I>
(>Bloc. I>)
Prot. max de I
phase
SgS
*
*
LED EB
REL
60
2
1
IG
01723 >Protection à max de I: blocage Ip
(>Bloc. Ip)
Prot. max de I
phase
SgS
*
*
LED EB
REL
60
3
1
IG
01724 >Protection à max de I: blocage IT>>
(>Bloc. It>>)
Prot. max de I terre
SgS
*
*
LED EB
REL
60
4
1
IG
01725 >Protection à max de I: blocage IT>
(>Bloc. It>)
Prot. max de I terre
SgS
*
*
LED EB
REL
60
5
1
IG
01726 >Protection à max de I: blocage ITp
(>Bloc. Itp)
Prot. max de I terre
SgS
*
*
LED EB
REL
60
6
1
IG
01730 >Bloquer permutation dyn. de paramètres (>Bloc.PerDynPar)
Permutation
SgS
dynamique de paramètres
*
*
LED EB
REL
01731 >Bloquer retombée permut. dyn. de
param. (>BlocRtbPerDyPa)
Permutation
SgS
dynamique de paramètres
VP
VP
LED EB
REL
60
243
1
IG
01741 >Bloquer Max 3I0 (>Bloc Max 3I0)
Prot. max de 3I0
SgS
*
*
LED EB
REL
01742 >Protection à max de I: blocage 3I0>>
(>Bloc. 3I0>>)
Prot. max de 3I0
SgS
*
*
LED EB
REL
60
9
1
IG
01743 >Protection à max de I: blocage 3I0>
(>Bloc. 3I0>)
Prot. max de 3I0
SgS
*
*
LED EB
REL
60
10
1
IG
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
M
Blocaage derebond
SgSo
Relais
Protection de surcharge
TouchedeFonction
01516 Prot. surch : avertiss. thermique
(AvertSurch Θ)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
351
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
SgS
*
*
LED EB
REL
60
11
1
IG
01748 Max 3I0 désactivée (Max 3I0 dés.)
Prot. max de 3I0
SgSo
VP
*
LED
REL
60
151
1
IG
01749 Max 3I0 bloquée (Max 3I0 blq.)
Prot. max de 3I0
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
152
1
IG
01750 Max 3I0 active (Max 3I0 act.)
Prot. max de 3I0
SgSo
VP
*
LED
REL
60
153
1
IG
01751 Max I phases désactivée (Max I Ph.
dés.)
Prot. max de I
phase
SgSo
VP
*
LED
REL
60
21
1
IG
01752 Max I phases bloquée (Max I Ph. blq.)
Prot. max de I
phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
22
1
IG
01753 Max I phases active (Max I Ph. act.)
Prot. max de I
phase
SgSo
VP
*
LED
REL
60
23
1
IG
01756 Max I terre désactivée (Max I Ter.
dés.)
Prot. max de I terre
SgSo
VP
*
LED
REL
60
26
1
IG
01757 Max I terre bloquée (Max I Ter. blq.)
Prot. max de I terre
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
27
1
IG
01758 Max I terre active (Max I Ter. act.)
Prot. max de I terre
SgSo
VP
*
LED
REL
60
28
1
IG
01761 Démarrage général Max I (Dém. gén.
Max I)
Généralités max de
I
SgSo
*
VP
LED
REL
60
69
2
IG
01762 Démarrage Max I phase L1 (Dém.
Max I Ph 1)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
M
LED
REL
60
112
2
IG
01763 Démarrage Max I phase L2 (Dém.
Max I Ph 2)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
M
LED
REL
60
113
2
IG
01764 Démarrage Max I phase L3 (Dém.
Max I Ph 3)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
M
LED
REL
60
114
2
IG
01765 Démarrage Max I terre (Dém. Max I
Ter.)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
M
LED
REL
60
67
2
IG
01766 Démarrage Max I homop. 3I0 (Dém.
Max 3I0)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
M
LED
REL
60
154
2
IG
01791 Déclenchement général Max I
(Décl.gén. Max I)
Généralités max de
I
SgSo
*
V
M
LED
REL
60
68
2
IG
01800 Démarrage échelon I>> (Démarrage
I>>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
60
75
2
IG
01804 Tempo. de l'échelon I>> à échéance
(Echéance TI>>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
*
LED
REL
60
49
2
IG
01805 Décl. prot. temps constant I>>
(phases) (Décl. I>>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
V
LED
REL
60
70
2
IG
01810 Démarrage échelon I> (Démarrage I>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
60
76
2
IG
01814 Tempo. de l'échelon I> à échéance
(Echéance TI>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
*
LED
REL
60
53
2
IG
01815 Décl. prot. temps constant I> (phases)
(Décl. I>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
V
LED
REL
60
71
2
IG
352
Relais
Blocaage derebond
Prot. max de 3I0
TouchedeFonction
01744 >Protection à max de I: blocage 3I0p
(>Bloc. 3I0p)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
*
VP
LED
REL
60
77
2
IG
01824 Tempo. de l'échelon Ip à échéance
(Echéance TIp)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
*
LED
REL
60
57
2
IG
01825 Décl. prot. temps inverse Ip (phases)
(Décl. Ip)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
V
LED
REL
60
58
2
IG
01831 Démarrage échelon IT>> terre
(Démarrage It>>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
LED
REL
60
59
2
IG
01832 Tempo. de l'échelon IT>> à échéance
(Echéance TIt>>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
*
LED
REL
60
60
2
IG
01833 Décl. prot. temps constant IT>> (terre)
(Décl. It>>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
V
LED
REL
60
61
2
IG
01834 Démarrage échelon IT> terre (Démarrage It>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
LED
REL
60
62
2
IG
01835 Tempo. de l'échelon IT> à échéance
(Echéance TIt>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
*
LED
REL
60
63
2
IG
01836 Décl. prot. temps constant IT> (terre)
(Décl. It>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
V
LED
REL
60
72
2
IG
01837 Démarrage échelon ITp terre (Démarrage Itp)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
LED
REL
60
64
2
IG
01838 Tempo. de l'échelon ITp à échéance
(Echéance TItp)
Prot. max de I terre
SgSo
*
*
LED
REL
60
65
2
IG
01839 Décl. prot. temps inverse ITp (terre)
(Décl. Itp)
Prot. max de I terre
SgSo
*
V
LED
REL
60
66
2
IG
01843 Blocage croisé par détect. I magnétisant (InrushBlcCroisé)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
01851 Max I: échelon I> bloqué (I> bloqué)
Prot. max de I
phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
105
1
IG
01852 Max I: échelon I>> bloqué (I>> bloqué)
Prot. max de I
phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
106
1
IG
01853 Max I: échelon IT> bloqué (It> bloqué)
Prot. max de I terre
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
107
1
IG
01854 Max I: échelon IT>> bloqué (It>> bloqué)
Prot. max de I terre
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
108
1
IG
01855 Max I: échelon Ip bloqué (Ip bloqué)
Prot. max de I
phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
109
1
IG
01856 Max I: échelon ITp bloqué (Itp bloqué)
Prot. max de I terre
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
110
1
IG
01857 Max 3I0: échelon 3I0> bloqué (3I0>
bloqué)
Prot. max de 3I0
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
159
1
IG
01858 Max 3I0: échelon 3I0>> bloqué (3I0>>
bloqué)
Prot. max de 3I0
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
155
1
IG
01859 Max 3I0: échelon 3I0p bloqué (3I0p
bloqué)
Prot. max de 3I0
SgSo
VP
VP
LED
REL
60
163
1
IG
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Blocaage derebond
SgSo
Relais
Prot. max de I
phase
TouchedeFonction
01820 Démarrage échelon Ip (Démarrage Ip)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
353
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
SgSo
V
*
LED
REL
01861 Max 3I0: pas avec cet objet protégé
(Max 3I0 MqueObj)
Prot. max de 3I0
SgSo
V
*
LED
REL
01901 Démarrage échelon 3I0>> (Démarrage 3I0>>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
LED
REL
60
156
2
IG
01902 Tempo. de l'échelon 3I0>> à
échéance (Echéance T3I0>>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
*
LED
REL
60
157
2
IG
01903 Décl. prot. temps constant 3I0>>
(Décl. 3I0>>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
V
LED
REL
60
158
2
IG
01904 Démarrage échelon 3I0> (Démarrage
3I0>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
LED
REL
60
160
2
IG
01905 Tempo. de l'échelon 3I0> à échéance
(Echéance T3I0>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
*
LED
REL
60
161
2
IG
01906 Décl. prot. temps constant 3I0> (Décl.
3I0>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
V
LED
REL
60
162
2
IG
01907 Démarrage échelon 3I0p (Démarrage
3I0p)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
LED
REL
60
164
2
IG
01908 Tempo. de l'échelon 3I0p à échéance
(Echéance T3I0p)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
*
LED
REL
60
165
2
IG
01909 Décl. prot. temps inverse 3I0p (Décl.
3I0p)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
V
LED
REL
60
166
2
IG
01994 Permut. dyn. de paramètres désactivée (PerDynParDésac.)
Permutation
SgSo
dynamique de paramètres
VP
*
LED
REL
60
244
1
IG
01995 Permut. dyn. de paramètres bloquée
(PerDynPar blq.)
Permutation
SgSo
dynamique de paramètres
VP
VP
LED
REL
60
245
1
IG
01996 Permut. dynamique de paramètres
activée (PerDynPar Act.)
Permutation
SgSo
dynamique de paramètres
VP
*
LED
REL
60
246
1
IG
01998 Permut. dyn. de param. max I Ph
activée (DynPar Ph Act.)
Permutation
SgSo
dynamique de paramètres
VP
VP
LED
REL
60
248
1
IG
01999 Permut. dyn. de param. max I 3I0
activée (DynPar 3I0 Act.)
Permutation
SgSo
dynamique de paramètres
VP
VP
LED
REL
60
249
1
IG
02000 Permut. dyn. param. max I terre
activée (DynPar Ter Act.)
Permutation
SgSo
dynamique de paramètres
VP
VP
LED
REL
60
250
1
IG
04523 >Blocage du décl. par couplage ext. 1
(>Blocage coupl1)
Couplages externes SgS
*
*
LED EB
REL
04526 >Couplage d'une commande externe
1 (>Couplage 1)
Couplages externes SgS
VP
*
LED EB
REL
51
126
1
IG
04531 Couplage ext. 1 désactivé (Coupl1
inactif)
Couplages externes SgSo
VP
*
LED
REL
51
131
1
IG
354
Relais
Blocaage derebond
Prot. max de I
phase
TouchedeFonction
01860 Max I phase: pas avec cet objet protégé (MaxI Ph MqueObj)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
IntérrogationGénérale
LED
REL
51
132
1
IG
04533 Couplage ext. 1 actif (Coupl1 actif)
Couplages externes SgSo
VP
*
LED
REL
51
133
1
IG
04536 Démarrage du couplage ext. 1 (Excit.
coupl1)
Couplages externes SgSo
*
VP
LED
REL
51
136
2
IG
04537 Déclenchement du couplage ext. 1
(Décl. coupl1)
Couplages externes SgSo
*
V
LED
REL
51
137
2
IG
04543 >Blocage du décl. par couplage ext. 2
(>Blocage coupl2)
Couplages externes SgS
*
*
LED EB
REL
04546 >Couplage d'une commande externe
2 (>Couplage 2)
Couplages externes SgS
VP
*
LED EB
REL
51
146
1
IG
04551 Couplage ext. 2 désactivé (Coupl2
inactif)
Couplages externes SgSo
VP
*
LED
REL
51
151
1
IG
04552 Couplage ext. 2 verrouillé (Coupl2
verr.)
Couplages externes SgSo
VP
VP
LED
REL
51
152
1
IG
04553 Couplage ext. 2 actif (Coupl2 actif)
Couplages externes SgSo
VP
*
LED
REL
51
153
1
IG
04556 Démarrage du couplage ext. 2 (Excit.
coupl2)
Couplages externes SgSo
*
VP
LED
REL
51
156
2
IG
04557 Déclenchement du couplage ext. 2
(Décl. coupl2)
Couplages externes SgSo
*
V
LED
REL
51
157
2
IG
05143 >Bloquer protection déséquilibres
(>Bloc. déséq.)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgS
*
*
LED EB
REL
70
126
1
IG
05145 >Commutation champ tournant
(>Commut.ChmpTrn)
Données poste (1)
SgS
VP
*
LED EB
REL
71
34
1
IG
05147 Champ tournant L1 L2 L3 (ChmpTrn
L1L2L3)
Données poste (1)
SgSo
VP
*
LED
REL
70
128
1
IG
05148 Champ tournant L1 L3 L2 (ChmpTrn
L1L3L2)
Données poste (1)
SgSo
VP
*
LED
REL
70
129
1
IG
05151 Protection déséquilibres désactivée
(Déséq. dés.)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
VP
*
LED
REL
70
131
1
IG
05152 Protection déséquilibres bloquée
(Déséq. bloquée)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
VP
VP
LED
REL
70
132
1
IG
05153 Protection déséquilibres active
(Déséq. act.)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
VP
*
LED
REL
70
133
1
IG
05159 Démarrage prot. déséquilibre I2>>
(Démarr. I2>>)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
*
VP
LED
REL
70
138
2
IG
05165 Démarrage prot. déséquilibre I2>
(Démarr. I2>)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
*
VP
LED
REL
70
150
2
IG
05166 Démarrage prot. déséquilibre I2p
(Démarr. I2p)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
*
VP
LED
REL
70
141
2
IG
05170 Déclenchement prot. déséquilibres
(Décl. déséq.)
Protection de
déséquilibre (I2)
SgSo
*
V
LED
REL
70
149
2
IG
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
M
Blocaage derebond
VP
Relais
VP
TouchedeFonction
Couplages externes SgSo
Entréebinaire
04532 Couplage ext. 1 verrouillé (Coupl1
verr.)
Marquage deperturbographie
LED
Data Unit
IEC 60870-5-103
Numéro D´Information
Possibilités de Paramètrage
Type
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
355
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
SgSo
V
*
LED
REL
05603 >Verrouil. protection différentielle
(>VerProtDiff)
Protection différentielle
SgS
*
*
LED EB
REL
05615 Prot. différentielle désactivée
(PrDifDésact)
Protection différentielle
SgSo
VP
*
LED
REL
75
15
1
IG
05616 Prot. différentielle verrouillée (ProtDifVer)
Protection différentielle
SgSo
VP
VP
LED
REL
75
16
1
IG
05617 Prot. différentielle active (ProtDifAct)
Protection différentielle
SgSo
VP
*
LED
REL
75
17
1
IG
05620 Diff: fact.adapt. I TC trop grand/faible
(Diff fact-TC><)
Protection différentielle
SgSo
V
*
LED
REL
05631 Mise en route générale protection diff.
(MRoute Diff)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
31
2
IG
05644 Diff: Blocage par 2. Harmonique L1
(Diff 2.Harm L1)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
44
2
IG
05645 Diff: Blocage par 2. Harmonique L2
(Diff 2.Harm L2)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
45
2
IG
05646 Diff: Blocage par 2. Harmonique L3
(Diff 2.Harm L3)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
46
2
IG
05647 Diff: Blocage par n. Harmonique L1
(Diff n.Harm L1)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
47
2
IG
05648 Diff: Blocage par n. Harmonique L2
(Diff n.Harm L2)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
48
2
IG
05649 Diff: Blocage par n. Harmonique L3
(Diff n.Harm L3)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
49
2
IG
05651 Diff: stabil. compl. sur déf. externe L1
(Diff Déf Ext L1)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
51
2
IG
05652 Diff: stabil. compl. sur déf. externe L2
(Diff Déf Ext L2)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
52
2
IG
05653 Diff: stabil. compl. sur déf. externe L3
(Diff Déf Ext L3)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
53
2
IG
05657 Diff: blocage croisé crit. harmonique 2
(DifBlocCrois 2H)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
05658 Diff: blocage croisé crit. harmonique n
(DifBlocCrois nH)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
05662 Verrouil. par surveillance courant L1
(VerSurvIL1)
Protection différentielle
SgSo
VP
VP
LED
REL
75
62
2
IG
05663 Verrouil. par surveillance courant L2
(VerSurvIL2)
Protection différentielle
SgSo
VP
VP
LED
REL
75
63
2
IG
05664 Verrouil. par surveillance courant L3
(VerSurvIL3)
Protection différentielle
SgSo
VP
VP
LED
REL
75
64
2
IG
05666 Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L1
(DifElevSeuil.L1)
Protection différentielle
SgSo
VP
VP
LED
REL
356
M
Relais
Blocaage derebond
Protection de
déséquilibre (I2)
TouchedeFonction
05172 Prot. déséquil. pas avec cet objet
(Déséq mque Obj)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
LED
REL
05668 Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L3
(DifElevSeuil.L3)
Protection différentielle
SgSo
VP
VP
LED
REL
05670 Diff: libération décl. par dépas.courant
(Diff libérat. I)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
05671 Déclenchement par prot. différentielle
(DéclPrDif)
Protection différentielle
SgSo
*
*
LED
REL
176
68
2
05672 Déclenchement L1 par prot. différent.
(DéclL1PrDif)
Protection différentielle
SgSo
*
*
LED
REL
176
86
2
05673 Déclenchement L2 par prot. différent.
(DéclL2PrDif)
Protection différentielle
SgSo
*
*
LED
REL
176
87
2
05674 Déclenchement L3 par prot. différent.
(DéclL3PrDif)
Protection différentielle
SgSo
*
*
LED
REL
176
88
2
05681 PrDiff IDIFF>L1(sans temporisation)
(Diff>L1)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
81
2
IG
05682 PrDiff IDIFF>L2(sans temporisation)
(Diff>L2)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
82
2
IG
05683 PrDiff IDIFF>L3(sans temporisation)
(Diff>L3)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
83
2
IG
05684 PrDiff IDIFF>>L1(sans temporisation)
(Diff>>L1)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
84
2
IG
05685 PrDiff IDIFF>>L2(sans temporisation)
(Diff>>L2)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
85
2
IG
05686 PrDiff IDIFF>>L3(sans temporisation)
(Diff>>L3)
Protection différentielle
SgSo
*
VP
LED
REL
75
86
2
IG
05691 Echel. de décl. IDIFF> de la prot. diff
(Diff> décl)
Protection différentielle
SgSo
*
V
M
LED
REL
75
91
2
IG
05692 Echel. de décl IDIFF>> de la prot. diff
(Diff>> décl)
Protection différentielle
SgSo
*
V
M
LED
REL
75
92
2
IG
05701 I Diff. L1 sur décl. sans tempo (fond.)
(IDiffL1:)
Protection différentielle
SgV
*
VP
75
101
4
05702 I Diff. L2 sur décl. sans tempo (fond.)
(IDiffL2:)
Protection différentielle
SgV
*
VP
75
102
4
05703 I Diff. L3 sur décl. sans tempo (fond.)
(IDiffL3:)
Protection différentielle
SgV
*
VP
75
103
4
05704 Istab. L1 sur décl. sans tempo
(CCmoyen) (IStabL1:)
Protection différentielle
SgV
*
VP
75
104
4
05705 Istab. L2 sur décl. sans tempo
(CCmoyen) (IStabL2:)
Protection différentielle
SgV
*
VP
75
105
4
05706 Istab. L3 sur décl. sans tempo
(CCmoyen) (IStabL3:)
Protection différentielle
SgV
*
VP
75
106
4
05803 >Verrouil prot. différentielle terre
(>VerDiffTerre)
Prot. différentielle
de terre
SgS
*
*
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
LED EB
IntérrogationGénérale
VP
Blocaage derebond
VP
Relais
SgSo
TouchedeFonction
Protection différentielle
Entréebinaire
05667 Diff: élévation seuil de MR (p. Encl) L2
(DifElevSeuil.L2)
Marquage deperturbographie
LED
Data Unit
IEC 60870-5-103
Numéro D´Information
Possibilités de Paramètrage
Type
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
REL
357
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
SgSo
VP
*
LED
REL
76
11
1
IG
05812 Prot. diff. terre verrouillée (DifTer ver.)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
VP
VP
LED
REL
76
12
1
IG
05813 Prot. diff. terre active (DifTer active)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
VP
*
LED
REL
76
13
1
IG
05816 Lanc. tempo. décl. prot. diff. terre
(LancTpoDifTer)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
*
VP
LED
REL
76
16
2
IG
05817 Démarrage général prot. diff. terre
(Dém DifTerre)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
*
VP
M
LED
REL
76
17
2
IG
05821 Déclenchement par prot. dif. terre
(DéclDifTerre)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
*
V
M
LED
REL
176
89
2
05826 Diff. terre: gdeur de déclenchement D
(DifTerD:)
Prot. différentielle
de terre
SgV
*
VP
76
26
4
05827 Diff. terre: angle S au décl. (DifTerS:)
Prot. différentielle
de terre
SgV
*
VP
76
27
4
05830 Diff. terre: aucun capt. Pt Neutre sél.
(DifTerSaCaPN)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
V
*
LED
REL
05835 Diff. terre: pas dispon. pour cet objet
(DifT mque Objet)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
V
*
LED
REL
05836 Diff.terre: fact.adapt TC trop gd/faible
(DifT fact-TC ><)
Prot. différentielle
de terre
SgSo
V
*
LED
REL
05951 >Bloquer Max I monophasée (>Bloc
Max I 1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgS
*
*
LED EB
REL
05952 >Bloquer I> monophasée (>Bloc. I>
1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgS
*
*
LED EB
REL
05953 >Bloquer I>> monophasée (>Bloc. I>>
1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgS
*
*
LED EB
REL
05961 Max de I monophasée désactivée
(Max I 1ph dés.)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
VP
*
LED
REL
76
161
1
IG
05962 Max de I monophasée bloquée (Max I
1ph blq.)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
76
162
1
IG
05963 Max de I monophasée active (Max I
1ph act.)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
VP
*
LED
REL
76
163
1
IG
05966 Blocage fonction I> monophasée (I>
1ph bloquée)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
76
166
1
IG
05967 Blocage fonction I>> monophasée
(I>> 1ph bloquée)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
VP
VP
LED
REL
76
167
1
IG
358
Relais
Blocaage derebond
Prot. différentielle
de terre
TouchedeFonction
05811 Prot. diff. terre désactivée (DifTer
dés.)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
*
VP
LED
REL
76
171
2
IG
05972 Max de I monophasée: déclenchement gén. (Max I 1ph DECL)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
*
V
LED
REL
76
172
2
IG
05974 Mise en route I> monophasée (MR I>
1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
*
VP
LED
REL
76
174
2
IG
05975 Déclenchement I> monophasée (Décl.
I> 1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
*
V
LED
REL
76
175
2
IG
05977 Mise en route I>> monophasée (MR
I>> 1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
*
VP
LED
REL
76
177
2
IG
05979 Déclenchement I>> monophasée
(Décl. I>> 1ph)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgSo
*
V
LED
REL
76
179
2
IG
05980 Max de I monophasée: courant de
défaut (MaxI 1phI:)
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
SgV
*
VP
76
180
4
06851 >Bloquer surv. circuit de déclenchement (>BlocSurCircDéc)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgS
*
*
LED EB
REL
06852 >Cont. aux. rel. cmde surv. circ. décl.
(>SurCirDéRelCmd)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgS
VP
*
LED EB
REL
170
51
1
IG
06853 >Cont. aux. disj. surv. circ. décl.
(>SurCirDécDisj)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgS
VP
*
LED EB
REL
170
52
1
IG
06861 Surveillance circuit de décl. désact.
(SurCirDéc dés.)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgSo
VP
*
LED
REL
170
53
1
IG
06862 Surveillance circuit de décl. bloquée
(SurCirDéc blq.)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgSo
VP
VP
LED
REL
153
16
1
IG
06863 Surveillance circuit de décl. active
(SurCirDéc act.)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgSo
VP
*
LED
REL
153
17
1
IG
06864 Surv. circ décl non active (EB non aff.)
(SurCirDéNonAff)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgSo
VP
*
LED
REL
170
54
1
IG
06865 Perturbation circuit de déclenchement
(PerturbCircDécl)
Surveillance du circuit de déclenchement
SgSo
VP
*
LED
REL
170
55
1
IG
07551 Démarr. stabilis. I magnétisant I>
(Dém. Rush I>)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
60
80
2
IG
07552 Démarr. stabilis. I magnétisant IT>
(Dém. Rush It>)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
LED
REL
60
81
2
IG
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
M
M
Blocaage derebond
SgSo
Relais
Prot. max de I
temps constant sur
1phase
TouchedeFonction
05971 Max de I monophasée: mise en route
gén. (Max I 1ph MR G.)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
359
A Annexe
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
SgSo
*
VP
LED
REL
60
82
2
IG
07554 Démarr. stabilis. I magnétisant ITp
(Dém. Rush Itp)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
LED
REL
60
83
2
IG
07564 Démarr. stabilis. I magnétisant Terre
(Dém. I rush Te.)
Prot. max de I terre
SgSo
*
VP
LED
REL
60
88
2
IG
07565 Démarr. stabilis. I magnétisant L1
(Dém. I rush L1)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
60
89
2
IG
07566 Démarr. stabilis. I magnétisant L2
(Dém. I rush L2)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
60
90
2
IG
07567 Démarr. stabilis. I magnétisant L3
(Dém. I rush L3)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
60
91
2
IG
07568 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0
(Dém. I rush 3I0)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
LED
REL
60
95
2
IG
07569 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0>
(Dém. Rush 3I0>)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
LED
REL
60
96
2
IG
07570 Démarr. stabilis. I magnétisant 3I0p
(Dém. Rush 3I0p)
Prot. max de 3I0
SgSo
*
VP
LED
REL
60
97
2
IG
07571 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I
Ph (>Blc InrMaxI Ph)
Prot. max de I
phase
SgS
VP
VP
LED EB
REL
60
98
1
IG
07572 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de
3I0 (>Blc InrMax 3I0)
Prot. max de 3I0
SgS
VP
VP
LED EB
REL
60
99
1
IG
07573 >Bloquer stab. Imagnét. pour Max de I
Te (>Blc InrMaxI Te)
Prot. max de I terre
SgS
VP
VP
LED EB
REL
60
100
1
IG
07581 Max I: détection magnétisant phase
L1 (MaxI Dét.Inr L1)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
07582 Max I: détection magnétisant phase
L2 (MaxI Dét.Inr L2)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
07583 Max I: détection magnétisant phase
L3 (MaxI Dét.Inr L3)
Prot. max de I
phase
SgSo
*
VP
LED
REL
14101 Défaill. RTD (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14111 Défail. RTD1 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14112 Démarrage seuil 1 RTD 1 (RTD1 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14113 Démarrage seuil 2 RTD 1 (RTD1 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14121 Défail. RTD2 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14122 Démarrage seuil 1 RTD 2 (RTD2 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14123 Démarrage seuil 2 RTD 2 (RTD2 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
360
Relais
Blocaage derebond
Prot. max de I
phase
TouchedeFonction
07553 Démarr. stabilis. I magnétisant Ip
(Dém. Rush Ip)
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
14131 Défail. RTD3 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD3)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14132 Démarrage seuil 1 RTD 3 (RTD3 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14133 Démarrage seuil 2 RTD 3 (RTD3 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14141 Défail. RTD4 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD4)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14142 Démarrage seuil 1 RTD 4 (RTD4 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14143 Démarrage seuil 2 RTD 4 (RTD4 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14151 Défail. RTD5 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD5)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14152 Démarrage seuil 1 RTD 5 (RTD5 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14153 Démarrage seuil 2 RTD 5 (RTD5 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14161 Défail. RTD6 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD6)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14162 Démarrage seuil 1 RTD 6 (RTD6 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14163 Démarrage seuil 2 RTD 6 (RTD6 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14171 Défail. RTD7 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD7)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14172 Démarrage seuil 1 RTD 7 (RTD7 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14173 Démarrage seuil 2 RTD 7 (RTD7 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14181 Défail. RTD8 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD8)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14182 Démarrage seuil 1 RTD 8 (RTD8 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14183 Démarrage seuil 2 RTD 8 (RTD8 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14191 Défail. RTD9 (liaison coupée, c-circuit)
(Défail. RTD9)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14192 Démarrage seuil 1 RTD 9 (RTD9 Dém
Seuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14193 Démarrage seuil 2 RTD 9 (RTD9 Dém
Seuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14201 Défail. RTD10 (liaison coupée,c-circuit) (Défail. RTD10)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
IntérrogationGénérale
Data Unit
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Blocaage derebond
Relais
TouchedeFonction
Possibilités de Paramètrage
Entréebinaire
Mémoire de Signalisations
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
361
A Annexe
14202 Démarrage seuil 1 RTD 10 (RTD10
DémSeuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14203 Démarrage seuil 2 RTD 10 (RTD10
DémSeuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14211 Défail. RTD11 (liaison coupée,c-circuit) (Défail. RTD11)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14212 Démarrage seuil 1 RTD 11 (RTD11
DémSeuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14213 Démarrage seuil 2 RTD 11 (RTD11
DémSeuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14221 Défail. RTD12 (liaison coupée,c-circuit) (Défail. RTD12)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14222 Démarrage seuil 1 RTD 12 (RTD12
DémSeuil1)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
14223 Démarrage seuil 2 RTD 12 (RTD12
DémSeuil2)
Interface sondes
SgSo
VP
*
LED
REL
30607 Somme des courants coupés HT L1
Côté 1 (ΣIL1C1:)
Statistiques
SgV
30608 Somme des courants coupés HT L2
Côté 1 (ΣIL2C1:)
Statistiques
SgV
30609 Somme des courants coupés HT L3
Côté 1 (ΣIL3C1:)
Statistiques
SgV
30610 Somme des courants coupés HT L1
Côté 2 (ΣIL1C2:)
Statistiques
SgV
30611 Somme des courants coupés HT L2
Côté 2 (ΣIL2C2:)
Statistiques
SgV
30612 Somme des courants coupés HT L3
Côté 2 (ΣIL3C2:)
Statistiques
SgV
30620 Somme des courants coupés HT I1
(ΣI1:)
Statistiques
SgV
30621 Somme des courants coupés HT I2
(ΣI2:)
Statistiques
SgV
30622 Somme des courants coupés HT I3
(ΣI3:)
Statistiques
SgV
30623 Somme des courants coupés HT I4
(ΣI4:)
Statistiques
SgV
30624 Somme des courants coupés HT I5
(ΣI5:)
Statistiques
SgV
30625 Somme des courants coupés HT I6
(ΣI6:)
Statistiques
SgV
30626 Somme des courants coupés HT I7
(ΣI7:)
Statistiques
SgV
Données poste (2)
iSgS
*
*
LED EB
>Acquit du déclenchement protection
(>ACQ DECL)
362
F
IntérrogationGénérale
Data Unit
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Blocaage derebond
Relais
TouchedeFonction
Possibilités de Paramètrage
Entréebinaire
Mémoire de Signalisations
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
REL
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.8 Listes d’information
Mémoire de Signalisations
Possibilités de Paramètrage
Data Unit
IntérrogationGénérale
IG
REL
176
23
1
IG
LED
REL
176
24
1
IG
*
LED
REL
176
25
1
IG
VP
*
LED
REL
176
26
1
IG
iSgS
VP
*
LED
REL
176
21
1
IG
Equipement
iSgS
VP
*
LED
REL
Niveau d'accès (Niv. accès)
Contrôle d'autorisation
iSgS
VP
*
LED
101
85
1
IG
Niveau d'accès : sur place (NivAcPlace)
Contrôle d'autorisation
iSgS
VP
*
LED
101
86
1
IG
Seuil 1 (Seuil 1)
Permutation seuil
iSgS
VP
*
LED EB
Synchronisation de l'horloge
(Synch.Horl)
Equipement
iSgS_
C
*
*
LED
>Lumière allumée (écran) (>Lumière)
Equipement
SgS
VP
*
LED EB
REL
Bloquer transmission messages/
mesures (Bloq. Mess)
Equipement
iSgS
VP
*
LED
REL
Contrôle à distance (Ctrl Dist.)
Contrôle d'autorisation
iSgS
VP
*
LED
Déclenchement nécessitant un acquit
(DEC et acq)
Données poste (2)
iSgS
*
*
LED
REL
Défaillance FMS sur liaison optique 1
(Déf.FMSfo1)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
Défaillance FMS sur liaison optique 2
(Déf.FMSfo2)
Surveillance
SgSo
VP
*
LED
REL
Démarrage perturbographie
(Dém.Pertu.)
Enregistrement de
perturbographie
iSgS
VP
*
LED
REL
Déverrouillage transm. Mess&Mes via
EB (DévTrMes)
Equipement
iSgS
*
*
LED
REL
Interface système en dérangement
(ErrIntSyst)
Surveillance
iSgS
VP
*
LED
REL
Jeu de paramètres A (JeuParam A)
Changement de jeu
de paramètres
iSgS
VP
*
LED
Jeu de paramètres B (JeuParam B)
Changement de jeu
de paramètres
iSgS
VP
*
Jeu de paramètres C (JeuParam C)
Changement de jeu
de paramètres
iSgS
VP
Jeu de paramètres D (JeuParam D)
Changement de jeu
de paramètres
iSgS
Mode de test (Mode Test)
Equipement
Mode test matériel (ModTestMat)
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
F
Blocaage derebond
1
Relais
20
TouchedeFonction
176
Entréebinaire
Numéro D´Information
IEC 60870-5-103
Type
Marquage deperturbographie
LED
Type
D´Info
rmation
Signalisation de Défault à la
Terre VEN/PART
Fonction
Signalisation de Défault
VEN/PART
Signification
Signalisation D´Exploitation
VEN/PART
FNo.
REL BR
REL
363
A Annexe
Fonction
IEC 60870-5-103
CFC
SC
SB
00645
Mesure S (puissance apparente) (S =)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
00721
Mesure courant L1 côté 1 (IL1C1=)
Valeurs de
mesure
134
139
incom 9
p
1
CFC
SC
SB
00722
Mesure courant L2 côté 1 (IL2C1=)
Valeurs de
mesure
134
139
incom 9
p
5
CFC
SC
SB
00723
Mesure courant L3 côté 1 (IL3C1=)
Valeurs de
mesure
134
139
incom 9
p
3
CFC
SC
SB
00724
Mesure courant L1 côté 2 (IL1C2=)
Valeurs de
mesure
134
139
incom 9
p
2
CFC
SC
SB
00725
Mesure courant L2 côté 2 (IL2C2=)
Valeurs de
mesure
134
139
incom 9
p
6
CFC
SC
SB
00726
Mesure courant L3 côté 2 (IL3C2=)
Valeurs de
mesure
134
139
incom 9
p
4
CFC
SC
SB
00801
Température de fonctionnement (Temp fonctionn.)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
00802
Température de surcharge pour L1 (Θ /Θdecl
L1=)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
00803
Température de surcharge pour L2 (Θ /Θdecl
L2=)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
00804
Température de surcharge pour L3 (Θ /Θdecl
L3=)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
00888
Energie Wp (compteur par impulsions)
(Wp(puls)=)
Compteur
d'énergie
SC
SB
00889
Energie Wq (compteur par impulsions)
(Wq(puls)=)
Compteur
d'énergie
SC
SB
01060
Prot. surcharge: pic de température 1 (Θ pic1 =)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
01061
Prot. surcharge: pic de température 2 (Θ pic2 =)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
01062
Prot. surcharge: pic de température 3 (Θ pic3 =)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
01063
Prot. surcharge: taux de vieillissement (Tx vieil)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
364
Position
Valeurs de
mesure
Data Unit
Mesure f (fréquence) (f =)
Compatibilité
00644
Type de Fonction
Synoptique de Base
Possibilités de
Paramètrage
Synoptique de Contrô
Signification
CFC
FNo.
Liste des valeurs de mesure
Numéro D´Information
A.9
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.9 Liste des valeurs de mesure
Fonction
IEC 60870-5-103
Synoptique de Base
CFC
SC
SB
01067
Prot. surcharge: réserve avant alarme (ResALARM)
Mesures
thermiques
CFC
SC
SB
01068
Température sur RTD 1 (Θ RTD1 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
1
CFC
SC
SB
01069
Température sur RTD 2 (Θ RTD 2 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
2
CFC
SC
SB
01070
Température sur RTD 3 (Θ RTD 3 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
3
CFC
SC
SB
01071
Température sur RTD 4 (Θ RTD 4 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
4
CFC
SC
SB
01072
Température sur RTD 5 (Θ RTD 5 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
5
CFC
SC
SB
01073
Température sur RTD 6 (Θ RTD 6 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
6
CFC
SC
SB
01074
Température sur RTD 7 (Θ RTD 7 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
7
CFC
SC
SB
01075
Température sur RTD 8 (Θ RTD 8 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
8
CFC
SC
SB
01076
Température sur RTD 9 (Θ RTD 9 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
9
CFC
SC
SB
01077
Température sur RTD 10 (Θ RTD10 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
10
CFC
SC
SB
01078
Température sur RTD 11 (Θ RTD11 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
11
CFC
SC
SB
01079
Température sur RTD 12 (Θ RTD12 =)
Mesures
thermiques
134
146
incom
p
9
12
CFC
SC
SB
07740
Angle de phase IL1 côté 1 (ϕIL1C1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
07741
Angle de phase IL2 côté 1 (ϕIL2C1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
07742
IDiffL1= (% du courant de réf. InO) (IDiffL1=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
07743
IDiffL2= (% du courant de réf. InO) (IDiffL2=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Position
Mesures
thermiques
Data Unit
Prot. surcharge: réserve avant signal. (Res
SIGN)
Compatibilité
01066
Type de Fonction
Synoptique de Contrô
Possibilités de
Paramètrage
CFC
Signification
Numéro D´Information
FNo.
365
A Annexe
Fonction
IEC 60870-5-103
Synoptique de Base
CFC
SC
SB
07745
IStabL1= (% du courant de réf. InO) (IStabL1=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
07746
IStabL2= (% du courant de réf. InO) (IStabL2=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
07747
IStabL3= (% du courant de réf. InO) (IStabL3=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
07749
Angle de phase IL3 côté 1 (ϕIL3C1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
07750
Angle de phase IL1 côté 2 (ϕIL1C2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
07759
Angle de phase IL2 côté 2 (ϕIL2C2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
07760
Angle de phase IL3 côté 2 (ϕIL3C2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30633
Angle de phase I1 (ϕI1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30634
Angle de phase I2 (ϕI2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30635
Angle de phase I3 (ϕI3=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30636
Angle de phase I4 (ϕI4=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30637
Angle de phase I5 (ϕI5=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30638
Angle de phase I6 (ϕI6=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30639
Angle de phase I7 (ϕI7=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30640
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 1 (3I0C1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30641
Mesure I1 (comp. directe) Côté 1 (I1C1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30642
Mesure I2 (comp. inverse) Côté 1 (I2C1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30643
Mesure 3I0 (comp. homopolaire) Côté 2 (3I0C2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30644
Mesure I1 (comp. directe) Côté 2 (I1C2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30645
Mesure I2 (comp. inverse) Côté 2 (I2C2=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30646
Mesure de courant I1 (I1=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
366
Position
Mesures
Idiff. et
Istab.
Data Unit
IDiffL3= (% du courant de réf. InO) (IDiffL3=)
Compatibilité
07744
Type de Fonction
Synoptique de Contrô
Possibilités de
Paramètrage
CFC
Signification
Numéro D´Information
FNo.
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
A.9 Liste des valeurs de mesure
Fonction
IEC 60870-5-103
Synoptique de Base
CFC
SC
SB
30648
Mesure de courant I3 (I3=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30649
Mesure de courant I4 (I4=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30650
Mesure de courant I5 (I5=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30651
Mesure de courant I6 (I6=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30652
Mesure de courant I7 (I7=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30653
Mesure de courant I8 (I8=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
30654
Idiff diff. de terre (exprimé /InO) (IDiffDeT=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
30655
Istab diff. de terre (exprimé /InO) (IStabDeT=)
Mesures
Idiff. et
Istab.
CFC
SC
SB
30656
Mesure U (mesurée à travers I7/I8) (Umesur.=)
Valeurs de
mesure
CFC
SC
SB
SC
SB
Lim. supér. comptage durée fcnmt. disj. (DurFct>)
Position
Valeurs de
mesure
Data Unit
Mesure de courant I2 (I2=)
Compatibilité
30647
Type de Fonction
Synoptique de Contrô
Possibilités de
Paramètrage
CFC
Signification
Numéro D´Information
FNo.
„
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
367
A Annexe
368
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Index
A
Accessoires 308
Acquittement de commande 210
Adaptation du matériel 221
Affichage des valeurs de mesure 193
Affichages spontanés 184
Alimentation 4
alimentation électrique 268
Applicabilité du manuel i
Assemblage de l’appareil 233
Associations directes 170, 299
Associations externes 170, 299
Autotransformateurs 15
Avertissement (définition) ii
Caractéristique de retombée
définie par l’utilisateur 95
Protection à maximum de courant (ANSI) 290,
291
Protection contre les déséquilibres (ANSI) 290
Caractéristiques définies par l’utilisateur 93, 100
CFC 10, 302, 310
Champ tournant 20, 175
Cohérence de réglage 181
Commutation des jeux de paramètres 218
Commutation dynamique de valeurs de seuils 119
Commutation dynamique entre valeurs de seuils
293
Conditions d’exploitation 277
Consistance des réglages 244
Constante de temps thermique 144
Contacts auxiliaires de disjoncteur 119, 166, 176,
246
B
Batterie 173, 302, 309
Batterie tampon 173, 302, 309
Blocage de transmission 240
Blocage réenclenchement 185
Bobine de mise à la terre 15, 48, 53, 69
Bobine de mise à la terre (zigzag) 53
Bobines 15, 23, 51, 52
Bobines d’inductance 15, 23, 52, 282
C
Câble de communication 309
Caches d’isolation 308
Calcul du point chaud 147, 298
Caractéristique de déclenchement
Protection à maximum de courant (ANSI) 288,
289
Protection à maximum de courant (CEI) 287
Protection contre les déséquilibres (ANSI) 288
Protection contre les déséquilibres (CEI) 287
Protection de surcharge 297
Protection différentielle 42, 279
Protection différentielle de terre 74, 284
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Contacts auxiliaires du disjoncteur 119, 166, 176,
219, 246
Conventions typographiques iii
Copyright ii
Courant d’appel 112
Courant d’enclenchement 39
Courant d’inrush 87
Courant de magnétisation 87
Courant de rush 112
Courant magnétisant 39
Courants nominaux 24, 25, 26, 27, 28, 268
Courants nominaux, changement 221, 227
D
Danger (définition) ii
DCF77 302
Déclaration de conformité i
Déclenchement direct 170, 299
Déclenchement externe 170, 299
Déclenchement général 185
Déclenchement rapide pour défauts à forte intensité
40
Demande de rafraîchissement générale 192
Démarrage 40, 119, 145
Démarrage d’urgence 145, 153
Démarrage général 184
369
Index
Démontage de l’appareil 223
Détecteur de pression 170
DIGSI REMOTE 4 309
Dimensions 303
Domaines d’application 5
Données de transformateur de courant 24, 26, 28,
131
Données du poste 1 20
Données du poste 2 33
Durée des ordres 29
E
Echantillonnage 174
Ecran LCD 3
Eléments frontaux 3
Elévation du seuil d’excitation au démarrage 40
Elévation du seuil de mise en route au démarrage
119
Emulation de disque 85, 110, 138
Enclenchement manuel 86, 111
Enregistrement oscillographique 263
Enregistrement perturbographiques 302
Entrées binaires 3, 269
Equation différentielle thermique 144
Erreurs de configuration 181, 244
Erreurs de paramétrage 181, 244
Essais d’isolation 274
Essais de sollicitation climatique 276
Essais de sollicitation mécanique 276
Essais électriques 274
Essais EMC 274
Etat des disjoncteurs 29
États de paramètres iii
Exécutions 277
Exemples de raccordement 313
F
Fiches 309
Fonctions 7, 13, 14
Fonctions de surveillance 173, 300
Fonctions définissables par l’utilisateur 10, 302
Fonctions dépendantes du protocole 327
Fréquence nominale 20
G
Générateurs 15, 23, 51
Gestion des commandes 204
Gestion des fonctions de protection 184
Graphic Tools 309
370
Groupes de réglage
définition 32
H
Humidité 277
I
IBS-Tool 196
Image thermique 144, 296
Interface de modem 270
Interface de service 4, 270
Interface de synchronisation 4
Interface de synchronisation du temps 273
Interface système 4, 271
Interface utilisateur 4, 270
Interfaces de communication 270
Interfaces série 4
IRIG B 302
J
Jeux de barres 16, 23, 54, 55, 283
Jeux de paramètres 32
commutation 218
L
LED 3
Lignes 15, 23, 54, 283
Lignes courtes 15, 23, 54, 283
Liste des valeurs de mesure 364
Listes d’information 347
Logiciel d’analyse graphique SIGRA 309
Logiciel DIGSI® 4 309
Logique de déclenchement 185
Logique de démarrage 184
M
Matériel
adaptations 221
Mémoires internes 173
Mesure de la tension 193
Mesures d’exploitation 193, 194, 301
Mesures thermiques 195
Mini-jeux de barres 15, 23, 54
Mise en service 239
Mode de test 240
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Index
Module d’interface 229, 308
Montage 214
en armoire 215
en châssis 215
en saillie 216
encastré 214
Moteurs 15, 23, 51
N
Noeuds 15, 23, 283
Noms de paramètres iii
Protection différentielle 35, 279
de terre 69
pour bobines 51, 52
pour bobines d’inductance 52, 282
pour défauts de terre 284
pour générateurs 51, 282
pour jeux de barres 54, 55, 283
pour lignes 283
pour lignes courtes 54
pour mini-jeux de barres 54
pour moteurs 51, 282
pour réactances additionnelles 51, 282
pour transformateurs 45, 280
Protection différentielle à haute impédance 127,
131
P
Personnel qualifié (définition) ii
Perturbographie 198, 302
Pièces de rechange 222
Ponts de mise en commun 308
Position des disjoncteurs 119
Possibilités de réglage voir Vue d’ensemble des
paramètres 328
Principe de la haute impédance 127
Protection à maximum de courant 79, 285
commutation dynamique de valeurs de seuils
Protection différentielle de terre 69, 284
Protection différentielle monophasée 55
Protection différentielle transversale 52
Protection jeux de barres 88
Protection UMZ 79, 107
Prudence (définition) ii
Public visé i
Q
Questions i
119
Commutation dynamique entre valeurs de
seuils 293
monophasé 294
monophasée 124
pour courant de point neutre 106, 292
pour courant de terre 106, 292
pour courant homopolaire 79
pour courants de phase 79, 285
pour courants homopolaires 285
Protection à maximum de courant à temps constant
79, 107
Protection à maximum de courant à temps dépendant 82, 109
Protection à maximum de courant monophasé 294
Protection à maximum de courant monophasée 124
Protection AMZ 82, 109
Protection contre les défaillances 165
Protection contre les défaillances du disjoncteur
165, 245, 299
Protection contre les déséquilibres 136, 295
Protection contre les fausses manoeuvres 206
Protection de cuve 129, 134
Protection de jeux de barres 54, 55
Protection de surcharge 144, 296
Protection de surcharge thermique 144, 296
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
R
Réactances additionnelles 15, 23, 51, 282
Réactions en cas de défaillances 179
Régime du point neutre 50
Réglages par défaut 325
Relais de sortie 189, 269
Remarque (définition) ii
Résistance aux vibrations et aux chocs 276
RTD 18, 157
S
Schémas généraux 311
Sélectivité en courant 90
Séquence de commande 205
Seuils thermiques 157
Signalisations ii
Signalisations d’exploitation 191
Signalisations d’un transformateur 170
Signalisations de défauts 191
Signalisations dépendantes de l’ordre de déclenchement 186
Signalisations du transformateur 299
Signalisations groupées 180
371
Index
Signalisations spontanées 192
SIGRA 309
Sorties binaires 3, 189
Stabilisation
additionnelle 38
avec résistance 128
des courants 36
par harmoniques 39, 87, 112
protection différentielle 36
protection différentielle de terre 73
Stabilisation à l’enclenchement 39, 87, 112
Stabilisation additionnelle en présence de défauts
externes 38
Stabilisation de résistance 128
Stabilisation des courants 36
Stabilisation rush 39, 87, 112
Statistique 186, 193
Statistique de déclenchement 186, 193
Structure matérielle 2
Succession des phases 20, 175
Support complémentaire i
Support de fixation 309
Surveillance de symétrie 174
Surveillance de tension auxiliaire 173
Surveillance du champ tournant 175
Surveillance du circuit de déclenchement 176, 218
Surveillance du courant différentiel 55, 60
Surveillances des grandeurs de mesure 174
Surveillances des valeurs de mesure 174
Surveillances du logiciel 174
Surveillances du matériel 173
Symboles graphiques iii
Symboles utilisés dans les diagrammes iii
Symétrie des courants 174
Synchronisation du temps 302
Tension continue 268
Thermobox 157, 270, 298
Touches de contrôle 3
Touches numériques 3
Traitement des signalisations 189
Traitement du courant de point neutre 28
Traitement du point neutre 21, 49
Transformateur de mixage 56
Transformateurs 15, 21, 45, 280
à enroulements isolés 15
Autotransformateurs 15
transformateurs monophasés 15, 49
Transformateurs monophasés 15, 49
Transmission des valeurs de mesure 193
Types de commandes 204
T
W
Températures ambiantes 276
Tension alternative 269
Tension auxiliaire 221, 268
Watchdog 174
372
U
Unité de température 21
V
Valeurs de la protection différentielle 196
Valeurs de mesure 193
Valeurs de mesure d’exploitation 301
Valeurs limites 197
Valeurs statistiques 302
Variantes de connexion 217
Verrouillage arrière 88
Verrouillage standard 208
Version commandables 306
Vieillissement relatif 149
Vue d’ensemble des paramètres 200, 328
Manuel 7UT612
C53000–G1177–C148–1
Corrections
A
De
Siemens AG
Nom :
Dpt PTD PA D DM
D-13623 Berlin
Chers lecteurs,
Si vous deviez rencontrer, malgré tout le soin apporté à
la rédaction de ce manuel, des fautes typographiques,
nous vous prions de nous en faire part en utilisant ce
formulaire. Nous vous remercions également de vos
suggestions et propositions d’amélioration.
Corrections / Propositions
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Société/Département :
Adresse :
Téléphone : Fax :
Sous réserve de modifications techniques
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De